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Informe Parte III - ETOE “Estudio de Tensiones de Operación y Estabilidad del SEIN (ETOE) - 2010”

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Cliente: COES-SINAC Contrato de servicios de Consultoría N  012-2009/COES-SINAC La reproducción parcial de este documento está permitida solamente con la autorización escrita de E.S.C. srl

Objetivo: “ Estudi o de Tensiones de Operación y Estabili dad del SEIN (ETOE) (ETOE) - 2010” 2010”

Informe Parte III  An  A n áli ál i s i s d e Estabi Est abill i d ad del d el SEIN

Fecha: 05 de de Junio Junio del del 2010 2010

Preparado por: Ing. R. Gomez Gomez Martinelli; Ing. J. L. Perez

ESC srl - P.IVA e C.F. 06206130962 - Capitale Sociale € 10000 interamente versato Registro Imprese di Lodi n° PRA/5854/2008/CLO0048 - REA di Lodi n° 1463067 Sede legale Via Magenta, 27 p.t. - 26900 LODI – ITALY tel. +39/0371/419080 - fax +39/0371/419080 - e-mail: e- mail: [email protected]

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Índice del Contenido 1 Introducción ................................................................................................................. ................................................................................................................. 11 2 Resumen Ejecutivo ..................................................................................................... ..................................................................................................... 12 ............................................. ..........................................12 12 2.1 Resumen de las conclusiones principales de la Parte Pa rte 3 ... 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5

........................................................................................ .....................................................................................112 2 Metodología definición de Criterios... ....................................................... ....................................................114 4 Validación del modelo para los estudios de dinámica ... ......................................................................... ......................................................................116 6 Determinación de los límites de transporte ... ....................................................... ....................................................117 7 Necesidades de modificaciones en los Controladores ... ......................................................................................... ......................................................................................117 7 Conclusiones y Recomendaciones ...

3 Metodología y definición de criterios Criterios ....................................................... ....................................................... 19 3.1 3.2 3.3 3.4

Márgenes de seguridad y Modelos de Falla empleado en los cálculos ... .................... .................21 21 Cálculo de los Límites por estabilidad angular transitoria y permanente... ............... ............21 21 ............................................................................................................ .........................................................................................................23 23 Límites por tensión ... ............ .........23 23 Evaluación de la estabilidad de la frecuencia y tensión en redes aisladas ... 4 Validación del modelo digital para los estudios de dinámica .............................. .............................. 24 4.1 Análisis del modelo digital para las simulaciones dinámicas dinámica s ... .................................... .................................24 24 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.1.6 4.1.7 4.1.8

................................................................................................... ................................................................................................24 Reguladores de tensión AVR ... .....................................................225 5 Estabilizadores de las Oscilaciones de Potencia “PSS” ....................................................... ....................................................................................................... ....................................................................................................25 Reguladores de Velocidad ... .............................................................. ...........................................................226 6 Unidades de Generación sin Sistemas de Control ... ........................................................................................... ........................................................................................226 6 Dispositivos Static VAR tipo SVC ... ................................................................................................................... ................................................................................................................27 Modelo de la Carga ... .............................................................................................................. ...........................................................................................................27 Las cargas en general ... .................................................................................................... .................................................................................................33 Relés de Mínima Frecuencia ... 4.2 Reproducción de Eventos ... ................................................................................................. ..............................................................................................35 35 ................... ................35 35 4.2.1 Evento 1: Salida intempestiva de las Unidades de la Central de Mantaro ... ....................................................... ....................................................339 9 4.2.2 Evento 2: Desconexión de la LT Mantaro - Socabaya ... ....................... ....................43 43 4.2.3 Evento 3: Desconexión del Acoplador en 220 kV de la S.E. Guadalupe ... ......................... ......................48 48 4.2.4 Evento 4: Salida intempestiva de las Unidades TG y TV de Ventanilla ... .................................................. ...............................................552 2 4.2.5 Conclusiones relativas a la reproducción de los eventos...

5 Determinación de los límites de transporte ........................................................... ........................................................... 54 .................................... .................................55 55 5.1 Flujogramas de síntesis relativos a la metodología aplicada ... ............ .........55 55 5.1.1 Lógica aplicada en la determinación de los limites por estabilidad de tensión ... ................. ..............56 56 5.1.2 Lógica aplicada en la determinación de los limites por estabilidad angular ... ............ .........56 56 5.1.3 Criterios aplicados en las diversas alternativas de interconexión entre áreas ... 5.1.3.1 5.1.3.2 5.1.3.3 5.1.3.4

Criterio térmico en los circuitos que operan en paralelo ... ......................................................... ...................................................... 56 Criterio térmico en circuito simple entre áreas ... .......................................................................... ....................................................................... 57 Criterio para el proceso de determinación de la estabilidad transitoria ... ................................ ............................. 57 Consideraciones particulares para el enlace Mantaro - Socabaya ... ......................................... ...................................... 58

............... ............59 59 5.2 Cálculo de los Límites por estabilidad angular transitoria y permanente... ............................................................................. ..........................................................................559 9 5.2.1 Área Costa Centro con área Costa Norte ... 5.2.1.1

Estiaje Máxima demanda L-2215/2216, operación en N-1 ... ..................................................... .................................................. 60 ...................................... ...................................62 62 5.2.2 Área Sierra Centro con área Costa Sur (Mantaro – Socabaya) ... 5.2.2.1 Avenida Máxima demanda, operación en N según criterio de circuitos en // ... ...................... ................... 62

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Índice del Contenido 1 Introducción ................................................................................................................. ................................................................................................................. 11 2 Resumen Ejecutivo ..................................................................................................... ..................................................................................................... 12 ............................................. ..........................................12 12 2.1 Resumen de las conclusiones principales de la Parte Pa rte 3 ... 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5

........................................................................................ .....................................................................................112 2 Metodología definición de Criterios... ....................................................... ....................................................114 4 Validación del modelo para los estudios de dinámica ... ......................................................................... ......................................................................116 6 Determinación de los límites de transporte ... ....................................................... ....................................................117 7 Necesidades de modificaciones en los Controladores ... ......................................................................................... ......................................................................................117 7 Conclusiones y Recomendaciones ...

3 Metodología y definición de criterios Criterios ....................................................... ....................................................... 19 3.1 3.2 3.3 3.4

Márgenes de seguridad y Modelos de Falla empleado en los cálculos ... .................... .................21 21 Cálculo de los Límites por estabilidad angular transitoria y permanente... ............... ............21 21 ............................................................................................................ .........................................................................................................23 23 Límites por tensión ... ............ .........23 23 Evaluación de la estabilidad de la frecuencia y tensión en redes aisladas ... 4 Validación del modelo digital para los estudios de dinámica .............................. .............................. 24 4.1 Análisis del modelo digital para las simulaciones dinámicas dinámica s ... .................................... .................................24 24 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.1.6 4.1.7 4.1.8

................................................................................................... ................................................................................................24 Reguladores de tensión AVR ... .....................................................225 5 Estabilizadores de las Oscilaciones de Potencia “PSS” ....................................................... ....................................................................................................... ....................................................................................................25 Reguladores de Velocidad ... .............................................................. ...........................................................226 6 Unidades de Generación sin Sistemas de Control ... ........................................................................................... ........................................................................................226 6 Dispositivos Static VAR tipo SVC ... ................................................................................................................... ................................................................................................................27 Modelo de la Carga ... .............................................................................................................. ...........................................................................................................27 Las cargas en general ... .................................................................................................... .................................................................................................33 Relés de Mínima Frecuencia ... 4.2 Reproducción de Eventos ... ................................................................................................. ..............................................................................................35 35 ................... ................35 35 4.2.1 Evento 1: Salida intempestiva de las Unidades de la Central de Mantaro ... ....................................................... ....................................................339 9 4.2.2 Evento 2: Desconexión de la LT Mantaro - Socabaya ... ....................... ....................43 43 4.2.3 Evento 3: Desconexión del Acoplador en 220 kV de la S.E. Guadalupe ... ......................... ......................48 48 4.2.4 Evento 4: Salida intempestiva de las Unidades TG y TV de Ventanilla ... .................................................. ...............................................552 2 4.2.5 Conclusiones relativas a la reproducción de los eventos...

5 Determinación de los límites de transporte ........................................................... ........................................................... 54 .................................... .................................55 55 5.1 Flujogramas de síntesis relativos a la metodología aplicada ... ............ .........55 55 5.1.1 Lógica aplicada en la determinación de los limites por estabilidad de tensión ... ................. ..............56 56 5.1.2 Lógica aplicada en la determinación de los limites por estabilidad angular ... ............ .........56 56 5.1.3 Criterios aplicados en las diversas alternativas de interconexión entre áreas ... 5.1.3.1 5.1.3.2 5.1.3.3 5.1.3.4

Criterio térmico en los circuitos que operan en paralelo ... ......................................................... ...................................................... 56 Criterio térmico en circuito simple entre áreas ... .......................................................................... ....................................................................... 57 Criterio para el proceso de determinación de la estabilidad transitoria ... ................................ ............................. 57 Consideraciones particulares para el enlace Mantaro - Socabaya ... ......................................... ...................................... 58

............... ............59 59 5.2 Cálculo de los Límites por estabilidad angular transitoria y permanente... ............................................................................. ..........................................................................559 9 5.2.1 Área Costa Centro con área Costa Norte ... 5.2.1.1

Estiaje Máxima demanda L-2215/2216, operación en N-1 ... ..................................................... .................................................. 60 ...................................... ...................................62 62 5.2.2 Área Sierra Centro con área Costa Sur (Mantaro – Socabaya) ... 5.2.2.1 Avenida Máxima demanda, operación en N según criterio de circuitos en // ... ...................... ................... 62

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5.2.2.2

Estiaje Mínima demanda L2051, operación en N-1 de la L2052 ... ............................................ ......................................... 64 ............................................................ .........................................................668 8 5.2.3 Verificación del límite por estabilidad permanente ... 5.2.3.1 Estiaje Máxima demanda L2253, L2224 y L2222/23, operación en N ... .................................. ............................... 68 5.2.3.2 Estiaje Máxima demanda L2253 y L2222/23, operación en N-1 en L2224 ... .......................... ....................... 70 5.2.3.3 Avenida Máxima demanda L-2215/2216, operación operación en N-1 - alt.3... ....................................... .................................... 71

............................................................................................................ .........................................................................................................72 72 5.3 Límites por tensión ... ................................................................................................................................... ................................................................................................................................73 5.3.1 Área Norte... 5.3.1.1 5.3.1.2 5.3.1.3 5.3.1.4 5.3.1.5 5.3.1.6 5.3.1.7 5.3.1.8

Avenida Máxima demanda L-2232/2233, operación en N ... ....................................................... .................................................... 74 Avenida Máxima demanda L-2232/2233, operación en N - alt.1 ... ........................................... ........................................ 74 Avenida Máxima demanda L-2215/2216, operación en N - alt.1 ... ........................................... ........................................ 76 Avenida Máxima demanda L-2232/2233, operación operación en N-1 (L2233) - alt.1 ... ....................... .................... 78 Avenida Máxima demanda L-2215/2216, operación en N-1 (L2216)/alt.1... .......................... ....................... 80 Estiaje Máxima demanda L-2232/2233 y L-2215/2216, operación en N ... ............................. .......................... 82 Estiaje Máxima demanda L-2232/2233, operación en N-1 (L2233)... ...................................... ................................... 85 Estiaje Máxima demanda L-2215/2216, operación en N-1 (L2216)... ...................................... ................................... 87 ........................................................................ .....................................................................889 9 5.3.2 Área Costa Centro (desde Mantaro a Lima) ... 5.3.2.1 Avenida Máxima demanda Transferencia SCCS, operación en N-1 en la L2203 ... ............. .......... 89 5.3.2.2 Avenida Máxima demanda Transferencia SCCS, operación en N-1 en la L2206 ... ............. .......... 91 5.3.2.3 Avenida Máxima demanda Transferencia SCCS, operación en N-1 en la L2716 ... ............. .......... 92 5.3.2.4 Avenida Máxima demanda Transferencia SCCS, operación en N-2 (L2203 y L2206) ... ..... 94 5.3.2.5 Avenida Máxima demanda Transferencia SCCS, operación en N-2 (L2203 y L2716) ... ..... 96 5.3.2.6 Avenida Máxima demanda Transferencia SCCS, operación en N-2 (L2206 y L2716) ... ..... 97 ........................................................ .....................................................999 9 5.3.3 Área Costa Centro (Independencia – Ica - Marcona) ... 5.3.3.1 Avenida Máxima demanda L-2209/2211, operación en N ... ....................................................... .................................................... 99 5.3.3.2 Avenida Máxima demanda L-2209/2211, operación operación en N-1 en la L2203.... ........................... ....................... 100 ..................................................................................................................102 5.3.4 Área Sierra Centro .................................................................................................................. 5.3.4.1 Avenida Máxima demanda L-2258, operación en N-1 en la L2259 .... ..................................... ................................. 102 .......................................104 104 5.3.5 Área Sierra Centro  Área Costa Sur (Mantaro – Socabaya) ....................................... 5.3.5.1 Avenida Máxima demanda L2051, operación en N .... ................................................................. ............................................................. 104 5.3.5.2 Avenida Máxima demanda L2051, operación en N-1 en la L2052 .... ....................................... ................................... 105 5.3.5.3 Avenida Máxima demanda L2053, operación en N-1 en la L2054 .... ....................................... ................................... 108 5.3.5.4 Avenida Máxima demanda L2051 y L2053, condición N-2 de L2052 y L2054 .... .................. .............. 109 5.3.5.5 Avenida Máxima demanda enlace Mantaro – Socabaya bypass de bancos serie .... ............. ......... 112 ........................................................................................................................114 5.3.6 Área Sierra Sur ........................................................................................................................ 5.3.6.1 Avenida Máxima demanda L-1006, operación en N-1 en la L1011 .... ..................................... ................................. 114 5.3.6.2 Avenida Máxima demanda L-1008, operación en N-1 en la L2030 .... ..................................... ................................. 116 5.3.6.3 Avenida Máxima demanda L-1011, operación en N-1 en la L1008 .... ..................................... ................................. 118

........ .... 120 5.4 Evaluaciones adicionales en la determinación de los límites de transporte .... ..............................................................120 120 5.4.1 Evaluaciones por estabilidad angular transitoria .............................................................. 5.4.1.1 5.4.1.2 5.4.1.3 5.4.1.4 5.4.1.5 5.4.1.6 5.4.1.7 5.4.1.8

Avenida Máxima demanda L-2215/2216, operación en N - alt.2 .... ......................................... ..................................... 120 Avenida Máxima demanda L-2232/2233, operación en N - alt.2 .... ......................................... ..................................... 122 Avenida Máxima demanda L-2232/2233, operación en N - alt.3 .... ......................................... ..................................... 124 Estiaje Máxima demanda L-2215/2216, operación en N-1 .... ................................................... ............................................... 126 Estiaje Máxima demanda L-2232/2233, operación en N-1 .... ................................................... ............................................... 127 Avenida Máxima demanda L2051/52 y L2053/54, operación en N - alt.1 .... ......................... ..................... 128 Avenida Máxima demanda L2051/52 y L2053/54, operación en N - alt.2 .... ......................... ..................... 130 Avenida Máxima demanda L2051/52 y L2053/54, operación en N-1 - alt.2 .... ..................... ................. 132 ............................................................................134 134 5.4.2 Evaluaciones por estabilidad de Tensión ............................................................................ 5.4.2.1 Avenida Máxima demanda L-2232/2233, operación en N - alt. 2 .... ....................................... ................................... 134

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Avenida Máxima demanda L-2215/2216, operación en N - alt.2 .... ......................................... ..................................... 137 Avenida Máxima demanda L-2215/2216, operación operación en N-1 (L2216) - alt.2 .... ..................... ................. 138 Avenida Máxima demanda L-2215/2216, operación operación en N-1 - alt.3.... ..................................... ................................. 139 Avenida Máxima demanda L-2209/2211, operación operación sin unidades en San Nicolás .... ........... ....... 141

5.5 Resumen de las evaluaciones que definen los límites de transporte .... .................... ................144 144 5.6 Evaluación de la estabilidad de la frecuencia y tensión en redes aisladas .... .......... ...... 147 ...........................................................................147 147 5.6.1 Área Costa Centro con área Costa Norte ........................................................................... 5.6.1.1 5.6.1.2 5.6.1.3

Máxima demanda, apertura de los circuitos L2215/2216 - Límite Operativo .... .................... ................ 147 Mínima demanda, apertura de los circuitos L2215/2216 - Límite Operativo .... ..................... ................. 150 Mínima demanda, apertura de los circuitos L2215/2216 – No Límite Operativo .... .............. .......... 151 ....................................153 153 5.6.2 Área Sierra Centro con área Costa Sur (Mantaro – Socabaya) .................................... 5.6.2.1 Máxima demanda, apertura de los circuitos L2051/52 y L2053/54 - Límite Operativo ..153 5.6.2.2 Mínima demanda, apertura de los circuitos L2051/52 y L2053/54 - Límite Operativo ...156

6 Necesidades de modificaciones en los Controladores ........................................159 7 Conclusiones y Recomendaciones ............ ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ................159 .....159 ANEXO A ........... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................161 .........161 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) ...................161 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) ............162 Esquema de Rechazo Automática de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) ........................162 Protecciones propias por tensión de clientes del Área Norte ..................................................163 Protecciones propias por tensión de Cerro Verde ....................................................................164 ANEXO B ........... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................165 .........165 Valores implementados en la Base de datos para el ERACMF ........................................165 Valores implementados en la Base de datos para el EDAGSF ........................................169 Valores implementados en la Base de datos para el ERACMT ........................................172 ANEXO C ........... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................174 .........174 Verificaciones de las respuestas de los reguladores de tensión .....................................174 Modelo EXPIC1 ..........................................................................................................................174 Modelo BASLER .........................................................................................................................178 Modelo EXAC1 ...........................................................................................................................178 Modelo EXAC2 ...........................................................................................................................179 Modelo EXDC2 ...........................................................................................................................180 Modelo EXAC4 ...........................................................................................................................181 Modelo SEXS ..............................................................................................................................182 Modelo IEEET2 ..........................................................................................................................182 Modelo IEEEX1 ..........................................................................................................................183 Modelo ESST1A .........................................................................................................................183 Modelo IEEEST4B......................................................................................................................184 Verificaciones de las respuestas de los reguladores de velocidad .................................185 Regulador de velocidad Tipo DEGOV1 ..............................................................................................185 Regulador de velocidad Tipo GAST2A ...............................................................................................187 Regulador de velocidad Tipo IEEEG3 ................................................................................................189 Regulador de velocidad Tipo WPIDHY ..............................................................................................191 Regulador de velocidad Tipo HYGOV ................................................................................................193

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Regulador de velocidad Tipo TGOV5 .................................................................................................195 Regulador de velocidad Tipo 501FD3 ...............................................................................................197

ANEXO E ........... ....................... ....................... ...................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................198 .........198 Verificación de las respuesta de los dispositivos d ispositivos tipo SVC ...............................................198

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Índice de las Tablas Tabla 4.1: Lista de los modelos de reguladores de tensión “AVR” en la base de datos ........................................................................................................25 Tabla 4.2: Lista de los modelos de dispositivos estabilizadores “PSS” en la base de datos ................................................................................................25 Tabla 4.3: Lista de los modelos de reguladores de velocidad en la base de datos .................................................................................................................25 ...............................................................................26 Tabla 4.4: Lista de unidades de generación sin reguladores para el control de tensión y velocidad ...............................................................................26 Tabla 4.5: Lista existente de los modelos de dispositivos de tipo SVC .........................................................................................................................................27 Tabla 4.6: Composición de seis diferentes tipos de cargas ...............................................................................................................................................................28 Tabla 4.7: Característica de la carga con la tensión y la frecuencia para diversos consumos (forma exponencial) .................................................29 Tabla 4.8: Característica de la variación de la Carga con la Frecuencia.......................................................................................................................................29 Tabla 4.9: Parámetros típicos de modelos de carga (IEEE, 1993).................................................................................................................................................30 .................................................................33 Tabla 4.10: Lista existente de los modelos de relés de rechazo de carga por mínima frecuencia ERACFM .................................................................33 .............................................................34 Tabla 4.11: Lista modificada de los modelos de relés de rechazo de carga por mínima frecuencia ERACFM .............................................................34 Tabla 4.12: Lista de las unidades en condición pre-falla y la reserva asignada – Evento 1................................................................................................35 Tabla 4.13: Detalle de la carga rechazada por Etapa y por área del SEIN – Evento 1 .........................................................................................................36 Tabla 4.14: Resumen del estado pre-falla en el modelo digital para la reproducción del Evento 2 .................................................................................41 Tabla 4.15: Resumen del estado pre-falla en el modelo digital para la reproducción del Evento 3 .................................................................................44 Tabla 4.16: Resumen del estado pre-falla en el modelo digital para la reproducción del Evento 4 .................................................................................49 Tabla 4.17: Caracterización de la demanda del SEIN en el modelo digital, coeficientes de dependencia ....................................................................53 Tabla 4.18: Parámetros para el regulador de Malacas TG4 valores propuestos ......................................................................................................................53 Tabla 5.1: Tensiones de Operación recomendadas según los requerimientos de la Normativa – área Norte 1 ........................................................73 Tabla 5.2: Tensiones de Operación recomendadas según los requerimientos de la Normativa – área Norte 2 ........................................................73 Tabla 5.3: Tensiones de Operación para las S/S de Independencia, Ica y Marcona..............................................................................................................99 ...........................................................................................................................................145 Tabla 5.4: Resumen límites de transporte entre las áreas del SEIN ...........................................................................................................................................145 ...............................................146 Tabla 5.5: Resumen límites de transporte por estabilidad de tensión para las líneas del área Sierra Sur del SEIN ...............................................146

Índice de las Tablas en los ANEXOS ........................................................................................................................................................................ .161 Tabla_Anexo 1: ERACMF de la Zona Norte del SEIN ........................................................................................................................................................................ Tabla_Anexo 2: ERACMF de la Zona Centro del SEIN ......................................................................................................................................................................16 1 Tabla_Anexo 3: ERACMF de la Zona Sur del SEIN ........................................................................................................................................................................ ........................................................................................................................................................................ .....161 Tabla_Anexo 4: EDAGSF del SEIN ........................................................................................................................................................................ ....................................162 Tabla_Anexo 5: ERACMT de Lima ........................................................................................................................................................................ .....................................162 Tabla_Anexo 6: Desconexiones de carga por mínima tensión ......................................................................................................................................................163 Tabla_Anexo 7: Desconexiones por sobretensión de bancos y filtros de armónicos ...........................................................................................................163 Tabla_Anexo 8: Desconexiones por subtensión de bancos y filtros de armónicos ...............................................................................................................163 Tabla_Anexo 9: Protecciones propias del cliente Cerro Verde .......................................................................................................................................................164 ....................................................................................................................166 Tabla_Anexo 10: Valores de ajustes para el ERACMF del área Norte del SEIN ....................................................................................................................166 ..................................................................................................................167 Tabla_Anexo 11: Valores de ajustes para el ERACMF del área Centro del SEIN ..................................................................................................................167 Tabla_Anexo 12: Valores de ajustes para el ERACMF del área Sur del SEIN .........................................................................................................................169 Tabla_Anexo 13: Valores de ajustes para el EDAGSF para las diferentes unidades de generación del SEIN ...........................................................172 ........................................................................................................173 Tabla_Anexo 14: Valores de ajustes para el ERACMT en las diversas áreas del SEIN ........................................................................................................173 Tabla_Anexo 15: Carga de Cerro Verde asignada a los relés de rechazo por Minima Frecuencia ERACMF ..............................................................173 ....................................................................173 Tabla_Anexo 16: Relés de Minima Tensión implementados para la Carga de Cerro Verde en área Sur ....................................................................173 Tabla_Anexo 17: Valores en ingreso del regulador de tensión tipo EXPIC1 – Parámetros 1 ...........................................................................................176 Tabla_Anexo 18: Valores en ingreso del regulador de tensión tipo EXPIC1 – Parámetros 2 ...........................................................................................177

Índice de las Figuras Figura 1: Enlaces a nivel de transmisión entre las áreas en que se divide el SEIN  ................................................................................................................20 Figura 2: Composite Model del ERACMF modificado para simular 7 escalones para el área Centro ...............................................................................34 Figura 3: Comportamiento de la frecuencia relevada en el campo (figura 5 del Informe Técnico) – Evento 1..........................................................36 Figura 4: Comportamiento de la frecuencia resultante de la simulación – Evento 1 .............................................................................................................37 Figura 5: Frecuencia en la S/S de Mantaro, reproducción Evento 1 .............................................................................................................................................38 Figura 6: Oscilografía de potencia de C.T. Aguaytía, Fuente. Termoselva – Evento 1 ..........................................................................................................38 Figura 7: Frecuencia en Tingo María y Potencia en la C.T. Aguaytía, reproducción Evento 1 ............................................................................................39 Figura 8: Unifilar de la porción interesando la linea Mantaro – Socabaya en el estado pre-falla – Evento 2 ...............................................................42 Figura 9: Frecuencia relevada en el campo área Centro (figura 3 del Informe Técnico) – Evento 2 ..............................................................................42 Figura 10: Frecuencia relevada en el campo área Sur (figura 5 del Informe Técnico) – Evento 2..................................................................................42 Figura 11: Frecuencia en la S/S de Mantaro, reproducción Evento 2...........................................................................................................................................43 Figura 12: Unifilar de la porción interesando la S/S de Chiclayo Oeste en el estado pre-falla – Evento 3 ....................................................................45 Figura 13: Unifilar de la porción interesando la S/S de Trujillo en el estado pre-falla – Evento 3 ....................................................................................45 Figura 14: Frecuencia relevada en el campo área Norte (figura 4 del Informe Técnico) – Evento 3..............................................................................46 Figura 15: Frecuencia relevada en el campo área Centro (figura 5 del Informe Técnico) – Evento 3............................................................................46 Figura 16: Frecuencia en el área Norte, reproducción Evento 3 .....................................................................................................................................................47 Figura 17: Frecuencia en el área Norte, reproducción Evento 3 .....................................................................................................................................................47 Figura 18: Frecuencia relevada en el campo área Centro (figura 1 del Informe Técnico) – Evento 4............................................................................50 Figura 19: Frecuencia en las diversas áreas del SEIN, reproducción Evento 4 ........................................................................................................................50 Figura 20: Potencia generada por las diversas unidades , reproducción Evento 4 .................................................................................................................51

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Figura 21: Potencia de turbina en las diversas unidades , reproducción Evento 4 .................................................................................................................51 Figura 22: Flujograma de síntesis para la determinación de los límites de transporte por estabilidad de tensión ....................................................55 Figura 23: Flujograma de síntesis para la determinación de los límites de transporte por estabilidad angular ..........................................................56 Figura 24: Esquema de enlace con 2 circuitos operando en paralelo, grado de carga previo al análisis.......................................................................56 Figura 25: Esquema de enlace con 2 circuitos operando en paralelo, grado de carga previo al análisis.......................................................................57 Figura 26: Enlace con 2 circuitos operando en paralelo, tipo de falla aplicada .........................................................................................................................57 Figura 27: Enlace operando con 1 circuito, tipo de falla aplicada ...................................................................................................................................................57 Figura 28: Enlace operando con 4 circuitos, tipo de falla aplicada .................................................................................................................................................58 Figura 29: Enlace operando con 3 circuitos, tipo de falla aplicada .................................................................................................................................................58 Figura 30: Enlace operando con 2 circuitos, tipo de falla aplicada .................................................................................................................................................58 Figura 31: Enlace Mantaro – Socabaya imposición de vínculos contractuales en los limites de transporte .................................................................59 Figura 32: Flujo entre el área Centro y Norte (despacho econ.), inicio para verificar la estabilidad angular en N - AvdMax  ...............................60 Figura 33: Flujo entre el área Centro y Norte (redespacho), inicio para verificar la estabilidad angular en N - AvdMax ........................................60 Figura 34: Flujo entre el área Centro y Norte (redespacho), inicio para verificar la estabilidad angular en N-1 - AvdMax ...................................61 .........................................................................................61 Figura 35: Angulos de los generadores de area Costa Norte(redespacho) - en N-1 - AvdMax .........................................................................................61 Figura 36: Flujo entre el área Centro y Sur (redespacho), inicio para estabilidad angular en N - AvdMax ..................................................................62 Figura 37: Flujo entre el área Centro y Sur (redespacho), post-falla para estabilidad angular en N-1 - AvdMax .....................................................62 Figura 38: Angulos de las unidades del Sur (redespacho), estabilidad angular en N-1 - AvdMax ...................................................................................63 ...................................................................................63 Figura 39: Tensiones en barras del Sur (redespacho), estabilidad angular en N-1 - AvdMax ...........................................................................................63 Figura 40: Flujo entre el área Centro y Sur (desp. económico), inicio para estabilidad angular en N - EstMn ...........................................................64 Figura 41: Flujo entre Centro y Sur (desp. económico), inicio para estabilidad angular en N-1 L2052 - EstMn........................................................64 Figura 42: Angulos de las unidades de Costa Sur (desp. económico), en N-1 - EstMn........................................................................................................65 Figura 43: Angulos de las unidades de Sierra Sur (desp. económico) falla 1ph, en N-1 - EstMn ....................................................................................65 Figura 44: Angulos de las unidades de Costa Sur (desp. económico) falla 1ph con R30  , en N-1 N-1 - EstM EstMn n ...............................................................66 Figura 45: Flujo entre el área Centro y Sur (redespacho), inicio para estabilidad angular en N - EstMn......................................................................66 Figura 46: Flujo entre el área Centro y Sur (redespacho), inicio para estabilidad angular en N-1 en L2052 - EstMn.............................................67 Figura 47: Angulos de las unidades de Costa Sur (redespacho) falla 1ph con R10  , en N-1 N-1 – EstM EstMn n .........................................................................67 Figura 48: Angulos de las unidades de Sierra Sur (redespacho) falla 1ph con R10  , en N-1 N-1 - EstM EstMn n..........................................................................68 Figura 49: Flujo entre Costa y Sierra Centro (redespacho), inicio para estabilidad perman. en N - AvdMax .............................................................69 ........................................................................69 Figura 50: flujos de potencia en los enlaces entre Sierra Centro Norte y Costa Centro, en N - EstMax ........................................................................69 Figura 51: Flujo entre Costa y Sierra Centro (redespacho), inicio para estabilidad perman. en N-1 - AvdMax .........................................................70 Figura 52: flujos de potencia en los enlaces entre Sierra Centro Norte y Costa Centro, en N-1 - EstMax ...................................................................70 Figura 53: Flujos en enlaces L2215/16, inicio para simulaciones dinámicas en N – AvdMax - alt.4 ...............................................................................71 Figura 54: Flujos en enlaces L2215/16, inicio para simulaciones dinámicas en N-1 – AvdMax - alt.4...........................................................................71 Figura 55: flujos de potencia en los enlaces de Costa Norte, en N-1 - AvdMax .......................................................................................................................72 .......................................................................................................................72 Figura 56: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, condición Base de despacho económico - AvdMax ...........................................74 Figura 57: Flujos en enlaces L2232/33, inicio para simulaciones dinámicas en N – AvdMax/alt.1..................................................................................75 Figura 58: Flujos en enlaces L2232/33, final luego de las simulaciones dinámicas en N – AvdMax ...............................................................................75 Figura 59: Q generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N - AvdMax/alt.1........................................76 Figura 60: Flujos en enlaces L2215/16, inicio para simulaciones dinámicas en N – AvdMax/alt.1..................................................................................76 Figura 61: Flujos en enlaces L2215/16, final luego de las simulaciones dinámicas en N – AvdMax ...............................................................................77 Figura 62: Q generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N - AvdMax/alt.1........................................77 Figura 63: Tensión en la S/S CCorona 220 kV con el aumento del transito Centro Norte, en N – AvdMax/alt.1 ..................................................78 Figura 64: Flujo entre la S/S Chimbote y la S/S Trujillo, inicio para verificación estabilidad en N-1 – AvdMax – alt.1 ...........................................78 Figura 65: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, condición final del proceso en N-1 – AvdMax ......................................................79 .................................79 Figura 66: Reactivo generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N-1 - AvdMax .................................79 .................................80 Figura 67: Reactivo generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N-1 - AvdMax .................................80 Figura 68: Flujos en enlaces L2215/16, inicio para simulaciones dinámicas en N-1 – AvdMax/alt.1 .............................................................................80 Figura 69: Flujos en enlaces L2215/16, condición final del proceso en N-1 – AvdMax/alt.1 ..............................................................................................81 Figura 70: Q generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N-1 – AvdMax/alt.1...................................81 Figura 71: Tensión en la S/S CCorona 220 kV con el aumento del transito Centro Norte, en N-1 – AvdMax/alt.1..............................................82 Figura 72: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, condición Base de despacho económico - EstMax .............................................82 Figura 73: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, inicio para simulaciones dinámicas en N – EstMax ............................................83 Figura 74: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, condición final del proceso en N – EstMax ............................................................83 .......................................84 Figura 75: Reactivo generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N - EstMax .......................................84 Figura 76: Tensión en la barra de Cerro Corona 220 kV con el aumento del transito Centro Norte en N - EstMax .............................................84 Figura 77: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, inicio para simulaciones dinámicas en N-1 – EstMax .......................................85 Figura 78: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, condición final del proceso en N-1 – EstMax ........................................................85 ..................................86 Figura 79: Reactivo generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N-1 - EstMax ..................................86 .........................................86 Figura 80: Tensión en la barra de Cerro Corona 220 kV con el aumento del transito Centro Norte en N-1 - EstMax .........................................86 Figura 81: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, inicio para simulaciones dinámicas en N-1 – EstMax .......................................87 Figura 82: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, condición final del proceso en N-1 – EstMax ........................................................87 ..................................88 Figura 83: Reactivo generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N-1 - EstMax ..................................88 .........................................88 Figura 84: Tensión en la barra de Cerro Corona 220 kV con el aumento del transito Centro Norte en N-1 - EstMax .........................................88 Figura 85: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, solución en sobrecarga en N-1 – EstMax ...............................................................89 ...............................................................89 Figura 86: Potencia intercambiada entre Mantaro y Lima, solución en N-1 de L2203 - AvdMax .....................................................................................90 Figura 87: Condición final de tránsitos intercambiados entre Mantaro y Lima, solución en N-1 de L2203 - AvdMax .............................................90 ...........................................91 Figura 88: Condición inicial de tránsitos intercambiados entre Mantaro y Lima, solución en N-1 de L2206 - AvdMax ...........................................91 Figura 89: Potencia intercambiada entre Mantaro y Lima, solución en N-1 de L2206 - AvdMax .....................................................................................92 Figura 90: Condición final de tránsitos intercambiados entre Mantaro y Lima, solución en N-1 de L2206 - AvdMax .............................................92 ...........................................93 Figura 91: Condición inicial de tránsitos intercambiados entre Mantaro y Lima, solución en N-1 de L2716 - AvdMax ...........................................93 Figura 92: Potencia intercambiada entre Mantaro y Lima, solución en N-1 de L2716 - AvdMax .....................................................................................93

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Figura 93: Condición final de tránsitos intercambiados entre Mantaro y Lima, solución en N-1 de L2716 - AvdMax .............................................94 Figura 94: Condición inicial de tránsitos entre Mantaro y Lima, solución en N-2 de L2203 y L2206 – AvdMax ........................................................95 ..................................................................96 Figura 95: Potencia intercambiada entre Mantaro y Lima, solución en N-2 de L2203 y L2206 - AvdMax ..................................................................96 Figura 96: Condición inicial de tránsitos entre Mantaro y Lima, solución en N-2 de L2203 y L2716 – AvdMax ........................................................96 Figura 97: Potencia intercambiada entre Mantaro y Lima, solución en N-2 de L2203 y L2716 - AvdMax ...................................................................97 Figura 98: Condición inicial de tránsitos entre Mantaro y Lima, solución en N-2 de L2206 y L2716 – AvdMax ........................................................97 Figura 99: Potencia intercambiada entre Mantaro y Lima, solución en N-2 de L2206 y L2716 - AvdMax ...................................................................98 .........................................................98 Figura 100: Condición final de tránsitos entre Mantaro y Lima, solución en N-2 de L2206 y L2716 – AvdMax .........................................................98 Figura 101: Estado inicial de flujos y tensiones en las L2209/L2211, condición en N - AvdMax ......................................................................................99 Figura 102: Tensiones en la zona de Marcona con el aumento del transito en la L2209/L2211 en N – AvdMax ....................................................100 ....................................................100 Figura 103: Estado final de flujos y tensiones en las L2209/L2211, condición en N - AvdMax .......................................................................................100 ......................................................101 Figura 104: Estado inicial de flujos y tensiones en las L2209/L2211, condición en N-1 en la L2203 – AvdMax ......................................................101 Figura 105: Tensiones en la zona de Marcona al aumentar el flujo en la L2209/L2211 en N-1 – AvdMax ...............................................................101 Figura 106: Estado final de flujos y tensiones en las L2209/L2211, condición en N-1 en la L2203 - AvdMax .........................................................102 Figura 107: Condición inicial de tránsitos intercambiados en el área SCentro, solución en N-1 de L2259 – AvdMax ...........................................103 .................................................................103 Figura 108: Potencia intercambiada en el área SCentro, solución en N-1 de L2259 - AvdMax – AvdMax .................................................................103 ..............................................104 Figura 109: Condición final de tránsitos intercambiados en el área SCentro, solución en N-1 de L2259 – AvdMax ..............................................104 Figura 110: Condición inicial de tránsitos intercambiados entre el área SCentro y CSur, solución en N – AvdMax ...............................................105 ...............................................105 Figura 111: Tensiones en el área CSur con el aumento del flujo sobre la TransMantaro, solución en N – AvdMax ...............................................105 Figura 112: Condición final de tránsitos intercambiados entre el área SCentro y CSur, solución en N-1 L2052 – AvdMax ...............................106 ...............................................106 Figura 113: Tensiones en el área CSur con el aumento del flujo sobre la TransMantaro, solución en N – AvdMax ...............................................106 Figura 114: Condición inicial de tránsitos (redespacho) entre el área SCentro y CSur, solución en N – AvdMax ...................................................107 .............................107 Figura 115: Condición final de tránsitos (redespacho) entre el área SCentro y CSur, solución en N-1 de L2052 – AvdMax .............................107 Figura 116: Tensiones en el área CSur con el aumento del flujo sobre la L2051, solución en N-1 de L2052 – AvdMax .....................................108 .....................................108 .....................................109 Figura 117: Tensiones en el área CSur con el aumento del flujo sobre la L2051, solución en N-1 de L2054 – AvdMax .....................................109 .............................109 Figura 118: Condición final de tránsitos (redespacho) entre el área SCentro y CSur, solución en N-1 de L2054 – AvdMax .............................109 Figura 119: Condición inicial de tránsitos (redespacho al 50%) entre SCentro y CSur, solución en N – AvdMax ..................................................110 Figura 120: Condición final de tránsitos (redespacho al 50%) entre SCentro y CSur, solución en N – AvdMax .....................................................110 .....................................................110 Figura 121: Tensiones en CSur y flujo sobre la L2051y L2053, solución en N-2 de L2052 y L2054 – AvdMax ......................................................111 ......................................................111 Figura 122: Condición inicial de tránsitos (redespacho al 45%) entre SCentro y CSur, solución en N – AvdMax ..................................................111 Figura 123: Tensiones en CSur y flujo sobre la L2051y L2053 (45%), solución en N-2 de L2052 y L2054 – AvdMax .......................................112 .....................................................112 Figura 124: Condición final de tránsitos (redespacho al 45%) entre SCentro y CSur, solución en N – AvdMax .....................................................112 Figura 125: Condición inicial de tránsitos (redespacho al 52%) entre SCentro y CSur, solución en N – AvdMax ..................................................113 Figura 126: Tensiones en CSur y flujo sobre la L2051y L2053 (52%), solución en N-2 de L2052 y L2054 – AvdMax .......................................113 .....................................................114 Figura 127: Condición final de tránsitos (redespacho al 52%) entre SCentro y CSur, solución en N – AvdMax .....................................................114 Figura 128: Estado final entorno a la línea L1006, solución en sobrecarga en N-1 – AvdMax ........................................................................................115 Figura 129: Flujo en la línea L1006 y tensiones en Tintaya, solución en sobrecarga en N-1 – AvdMax .....................................................................115 ............................................................................116 Figura 130: Flujo en la línea L1006 y tensiones en Tintaya, solución en N-1en la L1011 – AvdMax ............................................................................116 Figura 131: Potencia intercambiada entre el área Sierra y Costa Sur, solución con L2030 en N-1 – AvdMax .........................................................116 .........................................................116 ...............................................................................117 Figura 132: Flujo en la línea L1008 y tensiones en Puno, solución en N-1 de la L2030 – AvdMax ...............................................................................117 ............................................................................................................117 Figura 133: Flujo en la línea L1008, condición inicial en N-1de la L2030 – AvdMax ............................................................................................................117 .................................................................................118 Figura 134: Flujo en la línea L1008 y tensiones en Puno, solución en N-1de la L2030 – AvdMax .................................................................................118 Figura 135: Flujo en la línea L1011 y tensiones en zona de Puno, solución en N-1 de la L1008 – AvdMax ..............................................................119 ..............................................................119 .................................................................................120 Figura 136: Flujo en la línea L1008 y tensiones en Puno, solución en N-1de la L2030 – AvdMax .................................................................................120 Figura 137: Flujos en enlaces L2215/16, inicio para simulaciones dinámicas en N – AvdMax - alt.2 ..........................................................................120 Figura 138: Flujos en enlaces L2215/16, final de la simulación dinámica - AvdMax - alt.2..............................................................................................121 Figura 139: Angulos de los generadores de área Costa Norte (redespacho) falla 3ph en L2215 - AvdMax - alt.2 ................................................121 Figura 140: Tensiones en algunas barras del área Costa Norte (redespacho) falla 3ph en L2215 - AvdMax - alt.2..............................................122 Figura 141: Flujos en enlaces L2232/33, final de la simulación dinámica - AvdMax - alt.2..............................................................................................123 Figura 142: Angulos de los generadores de área Costa Norte (redespacho) falla 3ph en L2232 - AvdMax - alt.2 ................................................123 Figura 143: Tensiones en algunas barras del área Costa Norte (redespacho) falla 3ph en L2232 - AvdMax - alt.2..............................................124 Figura 144: Flujos en enlaces L2232/33, inicio para simulaciones dinámicas en N – AvdMax - alt.3 ..........................................................................124 Figura 145: Flujos en enlaces L2232/33, final de la simulación dinámica - AvdMax - alt.3..............................................................................................125 Figura 146: Angulos de los generadores de área Costa Norte (redespacho) falla 3ph en L2232 - AvdMax - alt.3 ................................................125 Figura 147: Tensiones en algunas barras del área Costa Norte (redespacho) falla 3ph en L2232 - AvdMax - alt.3..............................................126 .....................................127 Figura 148: Flujo entre el área Centro y Norte (despacho econ.), inicio para estabilidad angular, N-1 L2216- AvdMax .....................................127 ..............................................................127 Figura 149: Angulos de los generadores de area Costa Norte(despacho econ.) - en N-1 L2216 - AvdMax ..............................................................127 Figura 150: Flujo entre el área Centro y Norte (despacho econ.), inicio para estabilidad angular, N-1 L2233- AvdMax .....................................128 .....................................128 ...................................................128 Figura 151: Angulos de los generadores de área Costa Norte(despacho económico) - en N-1 L2233 - AvdMax ...................................................128 Figura 152: Flujo entre el área Centro y Sur (redespacho), inicio para estabilidad angular en N – AvdMax – alt.1 ..............................................129 Figura 153: Angulos de las unidades del Sur (redespacho), estabilidad angular en N-1 - AvdMax ..............................................................................129 Figura 154: Flujo entre el área Centro y Sur (redespacho), inicio para estabilidad angular en N – AvdMax – alt.2 ..............................................130 Figura 155: Flujo entre el área Centro y Sur (redespacho), condicion post-falla en N-1 – AvdMax – alt.2 ...............................................................130 Figura 156: Angulos de las unidades del Sur (redespacho), falla 3ph en L2051 – AvdMax – alt.2...............................................................................131 Figura 157: Angulos de las unidades del Sur (redespacho), falla 3ph en L2053 – AvdMax – alt.2...............................................................................131 Figura 158: Flujo entre el área Centro y Sur (redespacho), inicio para estabilidad angular en N-1 – AvdMax – alt.2..........................................132 Figura 159: Angulos de las unidades de la Costa Sur (redespacho), falla 1ph con RE en L2051 – AvdMax – alt.2...............................................132 Figura 160: Angulos de las unidades de la Sierra Sur (redespacho), falla 1ph con RE en L2051 – AvdMax – alt.2..............................................133 Figura 161: Angulos de las unidades de la Costa Sur (redespacho), falla 1ph con 30 al 50% en L2051 – AvdMax – alt.2...........................133 Figura 162: Angulos de las unidades de la Sierra Sur (redespacho), falla 1ph con 30 al 50% en L2051 – AvdMax – alt.2...........................134 Figura 163: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, inicio para simulaciones dinámicas en N - AvdMax ......................................135 Figura 164: Potencia intercambiada entre el área Centro y Norte, condición final del proceso en N - AvdMax .......................................................135

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Figura 165: Reactivo generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N - AvdMax ................................136 Figura 166: Tensión en la barra de Cerro Corona 220 kV con el aumento del transito Centro Norte en N – AvdMax ......................................136 Figura 167: Q generado en el Norte al aumentar el transito en MW, tensiones en algunas barras en N - AvdMax - alt.2 .................................138 Figura 168: Flujos en enlaces L2215/16, estado estacionario alcanzado en N-1 - AvdMax - alt.2................................................................................138 Figura 169: Tensiones, estado estacionario alcanzado en N-1 - AvdMax - alt.2 ...................................................................................................................139 Figura 170: Flujos en enlaces L2215/16, inicio para simulaciones dinámicas en N-1 – AvdMax - alt.3 ......................................................................140 Figura 171: Tensiones, estado estacionario alcanzado en N-1 - AvdMax - alt.3 ...................................................................................................................140 Figura 172: Tensiones, evolución luego de incremento demanda en el Norte estado N-1 - AvdMax - alt.3.............................................................141 Figura 173: Flujos en enlaces L2209 y L2211, inicio para verifica no despacho SNicolas - AvdMax .............................................................................142 Figura 174: Flujos en enlaces L2209 y L2211, estado estacionario sin unidades en SNicolas - AvdMax ....................................................................142 Figura 175: Flujos en enlaces L2209 y L2211, estado final luego incremento demanda sin unidades en SNicolas - AvdMax ..........................143 Figura 176: Tensiones, evolución luego de incremento demanda en la zona ICA y Marcona, sin SNicolas - AvdMax ..........................................143 Figura 177: Flujos en enlaces L2215/16, inicio simulaciones de red aislada – Max. demanda .......................................................................................147 Figura 178: Flujos en enlaces L2215/16, final simulación de red aislada – Max. demanda .............................................................................................147 Figura 179: Frecuencia área Norte, evolución en red aislada – Max. demanda.....................................................................................................................148 Figura 180: Angulos de unidades del área Norte, evolución en red aislada – Max. demanda.........................................................................................148 Figura 181: Generación y tensión en bornes de unidades del área Norte, evolución en red aislada – Max. demanda ........................................149 Figura 182: Flujos y tensiones en líneas del área Norte, evolución en red aislada – Max. demanda ...........................................................................149 Figura 183: Flujos en enlaces L2215/16, inicio simulaciones de red aislada – Min. Demanda – con Límite Operativo ........................................150 Figura 184: Frecuencia área Norte, evolución en red aislada – Min. Demanda – con Limite Operativo......................................................................150 Figura 185: Flujos y tensiones en líneas del área Norte, evolución en red aislada – Max. Demanda – con Limite Operativo ...........................151 Figura 186: Flujos en enlaces L2215/16, inicio simulaciones de red aislada – Min. Demanda – No Límite Operativo..........................................151 Figura 187: Frecuencia área Norte, evolución en red aislada – Min. Demanda – No Limite Operativo .......................................................................152 Figura 188: Flujos y tensiones en líneas del área Norte, evolución en red aislada – Max. Demanda – No Limite Operativo .............................152 Figura 189: Flujos en L2051/52 y L2053/54, inicio simulaciones de red aislada – Max. demanda – con Limite Operativo ...............................153 Figura 190: Flujos en L2051/52 y L2053/54, final simulación de red aislada – Max. demanda – con Limite Operativo .....................................154 Figura 191: Frecuencia área Sur, evolución en red aislada – Max. demanda – con Limite Operativo .........................................................................154 Figura 192: Angulos de unidades del área Sur, evolución en red aislada – Max. demanda – con Limite Operativo .............................................155 Figura 193: Flujos y tensiones en líneas del área Norte, evolución en red aislada – Max. demanda – con Limite Operativo ............................155 Figura 194: Flujos en L2051/52 y L2053/54, inicio simulaciones de red aislada – Min. demanda – con Limite Operativo ................................156 Figura 195: Flujos en L2051/52 y L2053/54, final simulación de red aislada – Min. demanda – con Limite Operativo.......................................156 Figura 196: Frecuencia área Sur, evolución en red aislada – Max. demanda – con Limite Operativo .........................................................................157 Figura 197: Angulos de unidades del área Sur, evolución en red aislada – Min. demanda – con Limite Operativo ...............................................157 Figura 198: Flujos y tensiones en líneas del área Norte, evolución en red aislada – Min. demanda – con Limite Operativo .............................158 Figura 0.1: Esquema a bloques del AVR tipo vco_Expic1 actualmente existente .................................................................................................................174 Figura 0.2: Esquema a bloques del AVR tipo avr_Expic1 revisado y modificado para admitir el señal adicional “u_lim” ....................................175 Figura 0.3: Comparación de respuesta al escalón para el tipo EXPIC1 en versión Old (vco) y New (avr) – Parametros 1 ................................175 Figura 0.4: Comparación de respuesta al escalón para el tipo EXPIC1 en versión Old (vco) y New (avr) – Parametros 2 ................................176 Figura 0.5: Comparación de respuesta al escalón para el tipo EXPIC1 en versión Old (vco) y New (avr) – Unidad de Huinco........................177

Índice de las Figuras en los ANEXOS Fig._Anexo 1: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “pcu” DEGOV1 .........................................................................................................186 Fig._Anexo 2: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “gov” DEGOV1 .........................................................................................................186 Fig._Anexo 3: Comparación de las respuestas de los reguladores tipo “pcu” y “gov” del modelo DEGOV1 .............................................................187 Fig._Anexo 4: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “pcu” GAST2A ..........................................................................................................188 Fig._Anexo 5: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “gov” GAST2A ..........................................................................................................188 Fig._Anexo 6: Comparación de las respuestas de los reguladores tipo “pcu” y “gov” del modelo GAST2A ..............................................................189 Fig._Anexo 7: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “pcu” IEEEG3 ............................................................................................................190 Fig._Anexo 8: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “gov” IEEEG3 ............................................................................................................190 Fig._Anexo 9: Comparación de las respuestas de los reguladores tipo “pcu” y “gov” del modelo IEEEG3 ................................................................191 Fig._Anexo 10: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “pcu” WPIDHY .......................................................................................................192 Fig._Anexo 11: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “gov” WPIDHY .......................................................................................................192 Fig._Anexo 12: Comparación de las respuestas de los reguladores tipo “pcu” y “gov” del modelo WPIDHY ...........................................................193 Fig._Anexo 13: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “pcu” HYGOV  .........................................................................................................194 Fig._Anexo 14: Respuesta del regulador tipo “pcu” del modelo HYGOV ...................................................................................................................................194 Fig._Anexo 15: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “pcu” TGOV5 ..........................................................................................................195 Fig._Anexo 16: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “gov” TGOV5 ..........................................................................................................196 Fig._Anexo 17: Respuesta del regulador tipo “pcu” del modelo TGOV5 ...................................................................................................................................196 Fig._Anexo 18: Diagrama de bloques del regulador de velocidad tipo “pcu” 501FD3 ........................................................................................................197 Fig._Anexo 19: Respuesta del regulador tipo “pcu” del modelo 501FD3..................................................................................................................................197 Fig._Anexo 20: Diagrama de bloques del “Frame” que corresponde al dispositivo SVC ....................................................................................................198 Fig._Anexo 21: Diagrama de bloques del sistema de control “POD” que cumple la función de PSS............................................................................199 Fig._Anexo 22: Diagrama de bloques del sistema de control del SVC para la regulación de la tensión ......................................................................199 Fig._Anexo 23: Comparación de las respuestas antes y después de la modificación del sistema de control del SVC ..........................................200 Fig._Anexo 24: Respuestas a la secuencia completa después de la modificación del sistema de control del SVC .................................................200 Fig._Anexo 25: Comparación de los efectos en las oscilaciones de potencia con y sin el POD en el SVC ..................................................................201

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Historia de las Revisiones Número revisión

Fecha

Rotulado

Lista de las modificaciones

0

05/06/2010

100605/69

Análisis de estabilidad del SEIN – Determinación de los Límites de Transporte

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1 Introducción El “Estudio de Tensiones de Operación y Estabilidad del SEIN (ETOE) - 2010” se divide en 3 partes, a saber:  La Parte 1 ya desarrollada en el Informe “ESC_091226-142_1mer_Informe-ETOE_v0.doc”, denominada “Modelamiento de Cargas del SEIN”, se enfoca en la actualización y mejora de la base de datos que modela el Sistema Eléctrico Interconectado de transmisión del Perú (SEIN), y que actualmente se encuentra implementada en el simulador Power Factory de DIgSILENT. Dicha base de datos es la referencia para todos los estudios de operación y planificación que se desarrollan para el SEIN.  La Parte 2 ya desarrollada en el Informe “ESC_100405-28_Informe-ETOE_Parte2_v1.doc”, denominada “Tensiones de Operación de las principales barras del SEIN”, requiere que se realice un diagnóstico de la capacidad actual de control de tensiones en el SEIN y, aprovechando los recursos de control de tensión existentes, se definan las tensiones de operación en las principales barras del SEIN para el periodo hidrológico de Avenida y Estiaje del 2010, de manera que se pueda operar el sistema en seguridad tanto en condiciones N como en N-1. Se deben suministrar en este ámbito, los procedimientos que el Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN aplicará para reducir o elevar manualmente las tensiones en las barras del SEIN, en los diversos estados de operación que se puedan presentar (N y N-1).  La Parte 3, la cual se desarrolla en el presente documento, denominada “Análisis de Estabilidad del SEIN” se orienta a establecer los límites de transporte de los principales corredores de transmisión entre las áreas del SEIN; particularmente estos límites se refieren a límites de estabilidad permanente (pequeñas oscilaciones o estabilidad dinámica), a límites por estabilidad transitoria y a los límites por estabilidad de la tensión. En el presente Informe se describen en detalle todas las actividades referentes a la Parte 3.

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2 Resumen Ejecutivo Este Resumen Ejecutivo relativo al “Estudio de Tensiones de Operación y Estabilidad del SEIN 2010” (llamado ETOE), presenta en forma resumida los aspectos más importantes necesarios para cubrir los alcances solicitados y las relativas conclusiones referentes a la Parte 3 del estudio ETOE. Las principales actividades desarrolladas han sido:  Elaboración de la Metodología y definición de Criterios;  Validación del modelo para los estudios de dinámica;  Reconstrucción de eventos;  Determinación de los límites de transporte;  Necesidades de modificaciones en los Controladores de las unidades de generación;  Conclusiones, y Recomendaciones

2.1 Resumen de las conclusiones principales de la Parte 3 Los capítulos siguientes ilustran los resultados obtenidos en el desarrollo de las actividades previstas en esta fase, con lo cual se han obtenido las conclusiones que se exponen a continuación.

2.1.1 Metodología definic ión de Criterios La metodología seguida comprende en breve los siguientes pasos: i. utilizar el modelo dinámico del SEIN implementado en el simulador DIgSILENT Power Factory cuya Base de Datos se ha debidamente ajustado y mejorado; ii. “Ajustar” escenarios que tengan en cuentan las condiciones de demanda y despachos que mas frecuentemente se presentan en la operación del SEIN, sin descartar aquellas situaciones extremas que pueden en alguna medida influir significativamente en la determinación de los limites de transporte; iii. Determinar los límites por estabilidad de tensión y transitoria para los enlaces representados en la Figura 1, en condiciones normales y N-1 en el SEIN las cuales son una consecuencia de una contingencia imprevista (evento) o bien fuera de servicio por mantenimiento programado. Entre los eventos a considerar para verificar la estabilidad angular se tienen: fallas monofásicas con y sin reconexión exitosa, bifásicas y trifásicas, al 50 % de la línea y con resistencias de falla de 10 Ω y 30 Ω. La lógica aplicada en la determinación de los limites por estabilidad de tensión se resume de la siguiente forma: Flujo de Carga Base Escenario de operación en diversa condición de Demanda con Despacho Económico  Aju ste de Flu jo d e carga con máximo transporte por el enlace objeto de estudio Respetando Límite de Operación Térmico Simulación dinámica Incremento lento de carga activa y reactiva

Colapso por tensión

No FIN

Si

 Aju ste de d espach o Disminuir Flujo por el enlace

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Mientras aquella para la determinación del limite por estabilidad angular es: Flujo de Carga Base Escenario de operación en diversa condición de Demanda con Despacho Económico

Simulación dinámica Falla trifásica (líneas en paralelo)

 Aju ste de d espach o Disminuir Flujo por el enlace

Si

¿Pierde Sincronismo?

No No

¿Límite muy restrictivo?

Si Simulación dinámica Falla menos severa (Falla monofásica ó bifásica)

FIN

Entre los Criterios podemos citar: i. Criterio térmico en los circuitos que operan en paralelo 0.6 In

1.2 In S.E. B

S.E. A

S.E. B

S.E. A

L1

L1

L2

L2

0.6 In

ii. Criterio térmico en circuito simple entre áreas S.E. B

S.E. A

S.E. B

S.E. A

L1

L1

L2

L2 1.0 In

1.0 In Falla 1Ø con recierre exitoso

iii. Criterio para el proceso de determinación de la estabilidad transitoria Caso con 2 Ternas en servicio: S.E. B

S.E. A

S.E. B

S.E. A

L1

L1

L2

L2

Falla 3Ø

Caso con 1 Ternas en servicio: S.E. B

S.E. A

S.E. B

S.E. A

L1

L1

L2

L2

Falla 1Ø con recierre

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Cuatro ternas en servicio: S.E. COTARUSE

S.E. CAMPO ARMIÑO

L1 L2

S.E. SOCABAYA

S.E. COTARUSE

S.E. CAMPO ARMIÑO

L3

L1

L4

L2

L3 L4

Falla 3Ø

Tres ternas en servicio: S.E. COTARUSE

S.E. CAMPO ARMIÑO

S.E. SOCABAYA

S.E. COTARUSE

S.E. CAMPO ARMIÑO

S.E. SOCABAYA

L1

L3

L1

L3

L2

L4

L2

L4

Falla 3Ø

S.E. COTARUSE

S.E. CAMPO ARMIÑO

S.E. SOCABAYA

S.E. COTARUSE

S.E. CAMPO ARMIÑO

S.E. SOCABAYA

L1

L3

L1

L3

L2

L4

L2

L4

Falla 1Ø con recierre exitoso

Dos ternas en servicio: S.E. COTARUSE

S.E. CAMPO ARMIÑO

L1 L2

S.E. SOCABAYA

L3 L4

S.E. SOCABAYA

S.E. COTARUSE

S.E. CAMPO ARMIÑO

L1 L2

L3 L4

Falla 1Ø con recierre exitoso

iv. La falla se aplica sobre la línea, inmediatamente después del interruptor de línea, por cuanto se considera que impone para cada extremo la menor impedancia de falla, y en consecuencia, provocará una mayor caída de tensión sobre el subsistema exportador ocasionando con ello una mayor potencia acelerante durante la aplicación de la falla. Se realizarán también evaluaciones según fallas al 50 % de la línea. v. El tiempo de aplicación de fallas para líneas de 220 kV es de 100 ms, y 150 ms para líneas de 138 kV; vi. Para las evaluaciones de estabilidad transitoria, el criterio de aceptación que se adopta es que ningún generador del sistema pierda el sincronismo, y evitar que la tensión del transitorio en post-falla sea menor a 0.70 pu (mínimo 0.60 pu) en cualquier punto del sistema de transmisión de Alta Tensión (220 y 138 kV) vii. Los límites establecidos por estabilidad permanente o de pequeña señal para condiciones N de la red, se determinan para satisfacer un ζ > 5 % de relación de amortiguamiento, mientras en N-1 un ζ > 3 %,

2.1.2 Validación del modelo para los estudios de dinámic a Para la realización de los estudios necesarios a la determinación de los límites de transporte resulta indispensable disponer de una Base de Datos y de un modelo apto para reproducir el comportamiento del sistema ante perturbaciones más o menos severas. Esto significa que la evolución en el tiempo de las principales magnitudes de la red: Frecuencia, Tensión, Corriente y sus derivadas, se deben poder reproducir también en el modelo matemático implementado en la herramienta de cálculo, en este caso el simulador DIgSILENT Power Factory, al menos en el rango de validez del modelo que se utiliza con referencia al intervalo de tiempo analizado y a la magnitud de las perturbaciones estudiadas

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Se realizan una serie de actividades orientadas a la preparación del modelo y a la relativa validación del mismo por medio de la reproducción de eventos reales que se han presentado en en el SEIN, a saber: i. Análisis del modelo digital para las simulaciones dinámicas, revisión y migración a la nueva versión del simulador DIgSILENT, entre los cuales:  Reguladores de tensión AVR;  Estabilizadores de las Oscilaciones de Potencia “PSS”;  Reguladores de Velocidad;  Unidades de Generación sin Sistemas de Control;  Dispositivos Static VAR tipo SVC;  Modelo de la Carga;  Las cargas en general;  Relés de sub y sobre frecuencia;  Relés de sub y sobre tensión; ii. Reproducción de Eventos, se efectuaron los análisis y la reproducción de:  Evento 1: Salida intempestiva de las Unidades de la Central de Mantaro;  Evento 2: Desconexión de la LT Mantaro – Socabaya;  Evento 3: Desconexión del Acoplador en 220 kV de la S.E. Guadalupe;  Evento 4: Salida intempestiva de las Unidades TG y TV de Ventanilla; En los Anexos del presente Informe se han detallado todos los pasos seguidos en la preparación de la Base de Datos, la migración a la nueva versión se ha realizado comparando las respuestas de los controladores antes y después de la conversión. Las evaluaciones efectuadas con la finalidad de reproducir los eventos de una cierta severidad ocurridos en el SEIN han mostrado la validez del modelo digital que representa el sistema de generación/transmisión del SEIN. En general se ha observado que las principales magnitudes como la frecuencia, la tensión, los tránsitos de potencia obtenidas a través de las simulaciones con el modelo digital representan satisfactoriamente las magnitudes relevadas durante los eventos reales. Con una validez dentro de una ventana de tiempo correspondiente a los fenómenos de tipo electromecánicos, es decir algunas decenas de segundos. Se observa que el modelo digital representa fielmente las desviaciones de la frecuencia que ocurren de frente a fenómenos que dan lugar a un déficit o bien a un superávit de generación del SEIN o, de algún subsistema comprendiendo generación local. Lo cual significa que se han representado correctamente la inercia, la primera contribución de los reguladores de velocidad y los esquemas de defensa (rechazos de carga, desconexión de generación/motor), dependientes de la frecuencia y de la tensión, en particular los umbrales y las derivadas y sus respectivos retardos de actuación para coordinación. Se observa, no obstante, menos precisión en la fase de recuperación de la magnitud frecuencia, pero sobre este aspecto juegan una serie de factores de mayor relevancia, como por ejemplo: • la información reportada sobre la totalidad del rechazo de carga ocurrido en la realidad; • la información respecto a la operación de los reguladores de potencia/frecuencia en cuanto a precisar cuales de ellos se encuentran en servicio y operan realmente,; • la respuesta actualizada de los reguladores de velocidad, en particular algunos parámetros fundamentales del sistema de control, por lo que se recomienda una campaña de pruebas sobre los generadores y sus controladores existentes en el SEIN; Se recomienda que los aspectos mencionados anteriormente se requieran a todos los Agentes participantes de manera que se mejore la representación del comportamiento del sistema por medio de la herramienta digital, permitiendo con ello realizar una mejor prevención para limitar los efectos nocivos sobre el consumidor final a causa de estos eventos más o menos severos.

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Los análisis realizados han permitido “ajustar” la caracterización de la demanda con la frecuencia y la tensión, teniendo también presente de las recomendaciones internacionales al respecto.

2.1.3 Determinación de los límites de transpor te Con el modelo digital “ajustado” se ha procedido, aplicando la metodología y los criterios, a determinar los límites de transporte por estabilidad transitoria y permanente y por tensión. Se ha también investigado, para las áreas del Norte y Sur del SEIN, cuales podrían ser los límites de transporte admisibles mas allá de los criterios adoptados para la operación normal de los enlaces. Las evaluaciones realizadas para la determinación de los límites por estabilidad de la tensión y angular han sido ejecutadas para diversos escenarios y en diversas condiciones de demanda, aplicando redespachos de generación para alcanzar condiciones de operación extremas que pudieran poner en evidencias eventuales situaciones de colapso del sistema o de subsistemas por degrado de la tensión. Los límites de transporte individuados solo en pocos casos difieren de los valores con los que actualmente se está operando el sistema y son válidos para el escenario del SEIN que será presente prácticamente el resto del 2010 e inicio del 2011, o mas bien hasta tanto no entren en servicio una serie de refuerzos y expansiones significativas en ciertos enlaces que en el presente estudio han sido considerados. A partir del momento que entren en servicio estas ampliaciones resultará necesario llevar a cabo los estudios pertinentes para aprovechar en todo sentido estas inversiones. Es claro que los límites que resultan del presente estudio son sin embargo válidos en el futuro pero demasiados conservativos para las nuevas capacidades que se pondrán en servicio. En resumen los Límites Operativos resultan: ZONAS INVOLUCRADAS Desde la zona Costa Centro Costa Centro

Hacia la zona Costa Norte Costa Norte

Enlaces

Chimbote-ParamongaNueva_L2215 Chimbote-ParamongaNueva_L2216 2 TERNAS EN SERVICIO 1 TERNA EN SERVICIO Costa Centro Costa Norte Chimbote-TrujilloNorte_L2232 Costa Centro Costa Norte Chimbote-TrujilloNorte_L2233 Para tránsitos desde 2 TERNAS EN SERVICIO Costa Centro --> Costa Norte 1 TERNA EN SERVICIO Sierra Centro Costa Sur CampoArmino-Cotaruse_L2051 Sierra Centro Costa Sur CampoArmino-Cotaruse_L2052 Sierra Centro Costa Sur Lne Cotaruse-Socabaya_L2053 Sierra Centro Costa Sur Lne Cotaruse-Socabaya_L2054 4 TERNAS EN SERVICIO Para tránsitos desde 3 TERNA EN SERVICIO Sierra Centro --> Costa Sur 2 TERNAS EN SERVICIO Sierra Centro Costa Centro Pachachaca-Callahuanca2_L2222 Sierra Centro Costa Centro Pachachaca-Callahuanca2_L2223 Sierra Centro Costa Centro Huayucachi-Zapallal_L2221 Sierra Centro Costa Centro Pomacocha-SanJuan_L2205 Sierra Centro Costa Centro Pomacocha-SanJuan_L2206 Sierra Centro Costa Centro Independencia-CampoArmino_L2203 Sierra Centro Costa Centro CampoArmino-Huancavelica_L2204 TODAS LAS TERNAS EN SERVICIO 1 TERNA OFF (L2203) Para tránsitos desde 1 TERNA OFF (L2206) Mantaro --> Lima 1 TERNA OFF (L2716) 2 TERNA OFF (L2206 y L2716) Costa Centro Sierra Centro Norte Vizcarra-ParamongaNueva_L2253 Sierra Centro Sierra Centro Norte Pachachaca-OroyaNueva_L2224 2 TERNAS EN SERVICIO Para tránsitos desde 1 TERNA OFF (L2259) Sierra Centro Norte --> Costa Centro 1 TERNA OFF (L2253) Independencia Ica Independencia-Ica TODAS LAS TERNAS EN SERVICIO 1 TERNA OFF (L2203) Costa Sur Sierra Sur Tintaya-Callalli_L1008 1 TERNA OFF (L2030) Notas (*) Tienen en cuenta contingencia N-1 (**) Medido en Socabaya (***) Medido en Cotaruse

CAPACIDAD DE DISEÑO En operación conti nua Por 4 horas (120%) MVA MVA 180 216 180 216 Los tránsitos de potencia son medidios en el lado Paramonga 152 182 152 182 Los tránsitos de potencia son medidios en el lado Chimbote 300 300 300 300 Los tránsitos de potencia son medidios en el lado Mantaro 152 152 152 152 152 152 152

216 170 182 152

325 255 250

182 182 182 182 182 182 182

Los tránsitos de potencia son medidios en el lado de la Sierra 191 152

LIMITE OPERATIVO

1000 860 720 550 400

229 183

Los tránsitos de potencia son medidios en el lado de la Sierra 140 168 Los tránsitos de potencia son medidios en Independencia 110 132 Tránsito Costa sur --> Sierra Sur

230 152 152 140 115 44

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2.1.4 Necesidades de modificaciones en los Controladores En la fase de validación del modelo digital por medio de la reproducción de algunos eventos que han sucedido en el SEIN se ha puesto en evidencia la respuesta del modelo digital con respecto al correspondiente en la realidad. En general se ha verificado una respuesta por parte de los controladores aceptable, sin embargo se recomienda de profundizar en lo que respecta a los reguladores de velocidad de las principales unidades de generación del SEIN. Llevar adelante una campaña de ensayos sobre los reguladores existentes a fin de comprobar el desempeño dinámico de los componentes, de definir los límites de salida del regulador, los límites de salida del servomotor, el límite de carga controlable por el operador, y las bandas muertas. Ya que sobre estos aspectos de base no se dispone de una información precisa, y mas aún de como el propietario de la planta predispone el regulador sobre la base de despacho que le asigna el Coordinador del Sistema. Se observa en algunos casos que la reserva de regulación primaria fijada al nivel del despacho, al momento de deber recurrir a ella no se encuentra totalmente disponible, muy probablemente por la amplitud de la banda muerta estipulada al regulador o bien a causa de un estatismo no correctamente asignado. En lo que respecta a los estabilizadores de las oscilaciones de potencia se observa que el sistema dispone de un amortiguamiento que en general se encuentra por encima de los valores recomendados para las oscilaciones interárea. Solo en algunos casos particulares se ha individuado que estos valores se encuentran en el límite de lo recomendado pero siempre con un amortiguamiento que es positivo, ello se ha notado para los enlaces entre al Sierra Centro y la Costa Centro donde puede ser recomendable realizar un estudio de detalle verificando también en campo el estado y ajustes actuales de los dispositivos PSS en particular para la zona de Aguaytia. Otra zona donde se evidencia un amortiguamiento en el límite de lo recomendado es en los enlaces entre la Costa Centro y la Costa Norte cuando se presenta un despacho particular con las unidades de TG1 y TG2 de Trujillo (20 + 20 x 2.575 MVA), las cuales probablemente no están dotadas de estabilizadores, esta es también una condición que requiere de estudios de detalle orientados a ajustar diversamente los dispositivos PSS de las restantes unidades de generación de modo de compensar la escasa participación de las TG1 y TG2. 2.1.5 Conclus iones y Recomendaciones Se ha elaborado una metodología y se han fijado los criterios con lo cual es posible verificar los límites de transporte por los principales enlaces entre la áreas del SEIN. Con la aplicación de esta metodología se definen principalmente los límites por estabilidad transitoria, permanente y de tensión de las áreas interconectadas por los mencionados enlaces. Se han realizado una serie de fases preparatorias antes de la definición de los límites de transporte que luego han permitido validar el modelo digital con el cual se han ejecutado los estudios. Entre estas tareas mencionamos la migración de la base de datos y modelos a la nueva versión del simulador DIgSILENT Power Factory, la puesta a punto, a través de la reproducción de eventos ocurridos en el SEIN, de los diferentes componentes que conforman el modelo digital, entre ellos todos los controladores de las unidades de generación así como los dispositivos de tipo SVC, el modelos de la demanda, los diferentes relés de protección (por sub y sobre frecuencia, por sub y sobretensión). Finalmente con el modelo digital “ajustado” se ha procedido, aplicando la metodología y los criterios, a determinar los límites de transporte por estabilidad transitoria, permanente y por tensión. Se ha también investigado, para las áreas del Norte y Sur del SEIN, cuales podrían ser los límites de transporte admisibles mas allá de los criterios adoptados para la operación normal de los enlaces. Los límites de transporte individuados solo en pocos casos difieren de los valores con los que actualmente se está operando el sistema y son válidos para el escenario del SEIN que será

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presente prácticamente el resto del 2010 e inicio del 2011, o mas bien hasta tanto no entren en servicio una serie de refuerzos y expansiones significativas en ciertos enlaces que en el presente estudio se han analizado. A partir del momento que entren en servicio estas ampliaciones resultará necesario llevar a cabo los estudios pertinentes para aprovechar en todo sentido estas inversiones, ya que es claro que los límites que resultan del presente estudio son válidos para una configuración futura pero demasiados conservativos para las nuevas capacidades que se pondrán en servicio. En cuanto a recomendaciones en general están orientadas a la mejora del modelo digital con el cual se realizan todos los estudios operativos y de planeamiento del SEIN. En particular sería conveniente disponer de una información mas precisa respecto a la operación de los reguladores de potencia/frecuencia en cuanto a detallar cuales de ellos se encuentran en servicio y operan realmente, en particular con cual límite superior se opera en cada tipo de máquina: limitador de apertura (máquinas hidráulicas), limitador por control de temperatura (máquinas turbogas) o limitador de potencia (máquinas térmicas que operan con control de caldera), y si este valor viene fijado por el Agente propietario de la central en base a la reserva programada que se le ha asignado; es de interés también conocer que sucede con los reguladores de potencia/frecuencia de aquellas unidades a las cuales no se le asigna reserva, en el sentido si están en condiciones de regular reduciendo su potencia cuando hay eventos de sobrefrecuencia. Disponer también de la respuesta actualizada de los reguladores de velocidad, en particular algunos parámetros fundamentales del sistema de control, por lo que se recomienda una campaña de pruebas sobre los generadores y sus controladores existentes en el SEIN, y la sucesiva síntesis sobre modelos que permitan validar completamente la respuesta de los sistemas de control representados en el simulador digital del SEIN. Estos aspectos están orientados a que se mejore la representación del comportamiento del sistema real por medio de la herramienta digital, permitiendo con ello realizar una mejor prevención con la finalidad de limitar los efectos nocivos sobre el consumidor final que pueden causar los eventos más o menos severos que ocurren en el SEIN.

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Metodología y definición de criterios Criterios La metodología aplicada para el desarrollo de los estudios está orientada principalmente a la determinación de los Límites de Operación por Estabilidad de los principales enlaces del SEIN considerando los criterios de estabilidad angular (transitoria y permanente) y de tensión Además los resultados obtenidos podrán suministrar indicaciones de referencia para mejorar eventualmente los ajustes de los controladores de las unidades de generación que participan en el despacho de la producción. Estos argumentos serán objetivo principal de la metodología propuesta y permitirán dar cumplimiento a los literales del numeral 7.4.2 de la NTCOTRSI. Entre los aspectos de base, además de mencionar los particulares de los enlaces y condiciones operativas de los mismos (N y N-1), se señala: i. se utilizará el modelo dinámico del SEIN implementado en el simulador DIgSILENT Power Factory cuya Base de Datos se ha ajustado y mejorado en las fases precedentes del presente estudio. ii. Los escenarios que se manejan en esta fase toman como base las condiciones operativas del SEIN en las diversas demandas: máxima, media y mínima, para períodos hidrológicos de estiaje del año 2009, así como de avenida y estiaje del 2010, que han resultado de los estudios de las fases precedentes. En la presente fase se consideran y donde resulta necesarios se modelan adecuadamente los equipos cuya incorporación al SEIN está prevista en el periodo de análisis. iii. Se determinan los límites por estabilidad transitoria para los enlaces representados en la Figura 1, en condiciones normales y N-1 en el SEIN las cuales son una consecuencia de una contingencia imprevista (evento) o bien fuera de servicio por mantenimiento programado. Entre los eventos a considerar se tienen: fallas monofásicas con y sin reconexión exitosa, bifásicas y trifásicas, al 50 % de la línea y con resistencias de falla de 10 Ω y 30 Ω. Se determinan entonces los límites por estabilidad de tensión para los enlaces adoptando: •  Los circuitos L-2215/L-2216 (Chimbote 1 - Paramonga Nueva) y L-2232/L- 2233 (Chimbote - Trujillo), para los que se determinan los limites en operación normal y en el escenario N-1. •  Los circuitos L-2051/L-2052 (Mantaro - Cotaruse) y L-2053/L-2054 (Cotaruse Socabaya), para los que se determinan los limites en operación normal y en el escenario N-1 cuando uno de los siguientes circuitos:L-2051,L-2052,L-20530 L-2054 se encuentra fuera de servicio. Se considera también, la condición en que los bancos serie estén fuera de servicio. • Líneas de transmisión de Mantaro-Lima, para las que se determinan los limites en operación normal y cuando se encuentre fuera de servicio una o dos de ellas. Para los casos de contingencia se consideran las Líneas L-2203 (Mantaro - Independencia), L - 2716 (Callahuanca -Purunhuasi) o uno de los circuitos Pomacocha - SanJuan. • La línea L-2209/L-2211 (Independencia-Ica-Marcona), para la que se determina los límites en operación normal y cuando este fuera de servicio un enlace MantaroIndependencia. La línea L-2258 (Carhuamayo - Paragsha 2) para la que se determina los límites en operación normal y en un escenario N-1 considerando la salida de la línea L-2259 (Carhuamayo-Oroya Nueva). • Para las líneas L-1006 (Tintaya-Azangaro) y L-1011 (Azangaro-Juliaca) se determinan sus limites considerando el escenario N-1. Para la línea L-1006 se considera la línea L-1011 fuera de servicio mientras que para la línea L- 1011 se considera la línea L-1008 (Tintaya-Callalli) fuera de servicio. • Para definir el intercambio limite entre el área Sur Este y Sur Oeste mediante la L-1008, se considera la línea de 220 kV Moquegua - Puno (L-2030) fuera de servicio.

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3.1 Márgenes de seguridad y Modelos de Falla empleado en los cálculo s 









Se prefiere que los escenarios operativos eviten que los generadores se presenten con alta sobre-excitación para el cálculo de límites, puesto que se puede presentar una condición optimista respecto de los límites de estabilidad obtenidos. Así mismo, para obtener una dada exportación desde un área, se prefiere usar el menor número de máquinas en servicio con una mayor producción individual de potencia activa, para imponer una condición más severa respecto del ángulo de carga inicial para enfrentar los requerimientos de estabilidad a los que estará sometido; Los límites establecidos por estabilidad permanente o de pequeña señal para condiciones N de la red, se determinan para satisfacer un 5 % de relación de amortiguamiento, y también se determina el margen (medido en potencia activa) que resta para alcanzar una relación de amortiguamiento menor, comprendida entre ζ ≈ 1-2 %, a fin de disponer de una sensibilidad del decremento de la relación de amortiguamiento con el incremento de la potencia transmitida; Se supone que el tiempo de aplicación de fallas para líneas de 220 kV es de 100 ms, y 150 ms para líneas de 138 kV. Este tiempo implica la detección del tipo de falla y emisión de la señal de disparo por parte del equipo de protección, y el tiempo de apertura del interruptor. No obstante, en los enlaces que se consideren críticos y sin mediar opiniones respecto del amortiguamiento en post-falla, se efectúan evaluaciones contemplando un tiempo de apertura un 20 % mayor como margen de seguridad, a fin de detectar una eventual proximidad al tiempo crítico de despeje de fallas. En las evaluaciones con recierre monofásico, se suponen 25 ms adicionales al tiempo de espera, en concepto de asimetría de apertura de los interruptores en ambos extremos. Si hay enlaces cuyo tiempo de espera es diferente a los 500 ms descriptos en los Términos de Referencia (a excepción de los 800 ms en las líneas entre Mantaro y Socabaya), éstos se pueden contemplar para verificar el margen de seguridad existente y si los límites varían sensiblemente. En el caso de evaluaciones con Capacitores Serie (ubicados en la subestación de Cotaruse), se supone un tiempo de inserción de 15 ms para los varistores de Óxido de Zinc.

3.2 Cálculo de los Límites por estabilidad angular transitoria y permanente La metodología de cálculo sigue el siguiente curso: i. Se emplean los flujos de potencia para los casos base de máxima, media y minima demanda, considerando escenarios de operación en estiaje del año 2009 y avenida y estiaje del 2010 ajustados en las fases precedentes (casos base). Los escenarios con topología N para la definición de los límites se definen a partir de los casos base mencionados. ii. Se llevan los subsistemas relacionados por los enlaces de interés a condiciones de operación que permitan poner de manifiesto los límites buscados en ambas direcciones. En ese sentido, la determinación de los límites de estado estacionario puede requerir en algunos casos, extender el análisis a los estados de carga Máxima, Media y Mínima, con diversas tipologías en el despacho de la generación. iii. Al respecto de la estructura del despacho de generación, es deseable que el sistema exportador de energía tenga en servicio el menor número de máquinas posible para la potencia límite que se busca exportar, a fin de que el ángulo interno de las máquinas sea mayor (menor coeficiente de torque sincronizante); de haber diversas posibilidades económicas equivalentes de despacho, o bien al considerar estados de emergencia, se seleccionan aquellas máquinas cuyas condiciones para la estabilidad transitoria son más restrictivas, tales como: a) transformadores de bloque con reactancia más alta;

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b)

iv.

v.

vi.

vii.

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relación Potencia Mecánica/Potencia Nominal del Alternador más alta (implica mayor ángulo de carga); c) respuesta más lenta del sistema de excitación, y/o un menor techo de salida ("ceiling") de la excitatriz. Si bien los requerimientos del estudio imponen los tipos de falla e impedancias de falla que deben considerarse, se propone considerar que los límites por estabilidad deben ser únicos, y no deberían depender de si las fallas se presentan con una determinada impedancia en el sistema, lo cual causará sin duda una severidad menor. El uso de fallas de menor severidad retenemos se deba reservar para los casos en que el límite para las fallas más severas resulte muy restrictivo, y en tal caso evaluando la baja probabilidad de ocurrencia de una falla severa tal, así como las consecuencias de la pérdida del vínculo, se arribe a la conclusión de que es más económico y no tan riesgoso para el sistema operarlo según límites obtenidos en base a una hipótesis de falla de menor severidad. La aplicación de la falla monofásica con recierre exitoso se reserva especialmente para los enlaces que constituyen el único vínculo entre 2 subsistemas, y para el resto de las líneas con redundancia de vínculo, se emplea la falla trifásica, y en algunos casos la falla monofásica con recierre fallido a fin de considerar dos hipótesis de falla extremas. En los enlaces en que los límites obtenidos por falla trifásica resulten bajos, también se calculan los límites ante fallas bifásicas con impedancia nula a tierra. El criterio que sustenta este cálculo adicional, es que la falla trifásica es usualmente provocada por fallas humanas, y por tanto de probabilidad de ocurrencia muy baja, en tanto que la falla bifásica, de una severidad moderadamente menor, presenta una probabilidad de ocurrencia alta como falla en sí, o bien, como derivada de un acontecimiento que se inicia con la falla monofásica a tierra. De cualquier modo, se acepta el cálculo según los requerimientos como acordado en las reuniones de Coordinación (diversos tipos de falla con resistencias de 10 y 30 Ω). La falla se aplica sobre la línea, inmediatamente después del interruptor de línea, por cuanto se considera que impone para cada extremo la menor impedancia de falla, y en consecuencia, provocará una mayor caída de tensión sobre el subsistema exportador ocasionando con ello una mayor potencia acelerante durante la aplicación de la falla. No obstante, como se discutió en las reuniones de coordinación, se realizarán también evaluaciones según fallas al 50 % de la línea. Para las evaluaciones de estabilidad transitoria, el criterio de aceptación que se adopta es que ningún generador del sistema pierda el sincronismo, y evitar que la tensión del transitorio en post-falla sea menor a 0.70 pu (mínimo 0.60 pu) en cualquier punto del sistema de transmisión de alta tensión (220 y 138 kV). Este criterio es suficiente para impedir, de una manera práctica y observable, excursiones angulares en los generadores que podrían conducir a la pérdida de paso de los generadores. Se considera que la medición de las excursiones angulares relativas durante el transitorio no es un factor objetivo para establecer límites de transmisión. Este método además, permite aseverar la validez de uso de los modelos de variación de la demanda con la tensión, cuya representación sería discutible para tensiones más bajas que 0.6 pu. El criterio de aceptación para la estabilidad de pequeña señal varia según que la red en post-falla se mantenga en condiciones “N” o “N-1”. Al respecto, se propone:  Para la red en post-falla en condiciones “N”, la razón de amortiguamiento ζ  debe ser mayor al 5 %, como un rango típico. Para redes cuyo sistema de estabilización no han sido optimizados, se podría aceptar un 3 %.  Para la red en post-falla en condiciones N-1, la relación de amortiguamiento debería ser ζ  > 1 - 2 %, para asegurar al menos que el sistema alcanzará un nuevo estado de equilibrio. Las relaciones de amortiguamiento se medirán mediante análisis modal.

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3.3 Límites por tensión La evaluación del transporte por un enlace de transmisión por el criterio de tensión, se hace tomando en cuenta los siguientes aspectos principales: i. La tensión en los nodos extremos no debe quedar fuera del rango establecido en la Norma Técnica para el sistema en condiciones normales o “N” o bien de los valores determinados para las Tensiones de Operación definidas en la fase precedente. Al respecto, se toma en cuenta los casos especiales del SEIN en que por falta de equipamiento de compensación, o bien debido a aspectos estructurales del sistema, no se puede o bien no conviene que se respeten las tensiones nominales de la clase del nivel de tensión, como por ejemplo en Mantaro y nodos vecinos de la Sierra Centro, los nodos del centro de Lima, Marcona, y los nodos del sistema de 138 kV entre Oroya Nueva y Paragsha. ii. La estabilidad de la tensión será el segundo criterio, pero la evaluación no será determinante para imponer un límite, sino más bien para alertar la proximidad de un fenómeno que debería dar lugar a la intervención de un mecanismo de corrección, basado fundamentalmente en despeje de carga por subtensión. Está claro que llevar una porción del sistema al punto de inestabilidad de la tensión, implica en primer lugar violar la condición impuesta por el criterio de la banda de tensión aceptable en la operación del SEIN. No obstante, puede ser útil conocer el margen disponible para encontrar la inestabilidad de la tensión, en el supuesto que la falla de un generador en el sistema “aguas abajo”, ocasiona temporariamente un exceso de transporte por la línea, y esta condición debería ser aceptable (según criterios menos restrictivos para condiciones N-1) hasta tanto los operadores puedan intervenir para redespachar la generación disponible y reponer el límite anterior. No está previsto en el alcance de este estudio, el diseño de los mecanismos de emergencia para evitar el colapso de tensión, aunque, como en los casos representados en la Parte 2 del estudio (definición de las “Tensiones de Operación”) se ha enunciado conceptualmente como podría ser la filosofía de funcionamiento. iii. Los límites se evalúan siguiendo las recomendaciones operativas obtenidas como resultado de la Parte 2. De ser necesario revisar los resultados debido a que los límites son algo restrictivos, se evaluará la posibilidad de mejorarlos o al menos identificar los recursos necesarios para ellos.

3.4 Evaluación de la estabilidad de la frecuencia y tensión en redes aisladas Para los subsistemas que disponen de un solo vínculo con el SEIN, y los límites determinados según las hipótesis más severas de fallas resultan no recomendables porque son muy restrictivos, es posible evaluar los límites con hipótesis de fallas menos severas, pero contemplando las consecuencias de la apertura del vínculo ante fallas de mayor severidad. En tal caso, es necesario verificar la estabilidad de la frecuencia y el control de tensiones en el área aislada formada, para lo cual se adopta lo siguiente: i. Se efectúa la desconexión de los subsistemas, para el estado de operación del enlace en su límite obtenido por estabilidad, tensión o diseño físico del sistema de transmisión. ii. Se evalúa la excursión de la frecuencia considerando la intervención de los mecanismos de control de emergencia por sub/sobretensión y sub/sobrefrecuencia, y en caso de que se alcance un nuevo estado de equilibrio, se juzgará si los valores extremos de la frecuencia son aceptables o no, y en caso de ser necesario, se sugieren los cambios en los austes para mejorar los citados esquemas. iii. Si el sistema presenta un colapso de la frecuencia, se investiga la causa del mismo, y se estima si es posible diseñar un esquema de subfrecuencia para el subsistema que colapsa, para el déficit (o superávit) de generación impuesto por las condiciones establecidas en el límite de operación del enlace.

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4 Validación del modelo digital para los estudios de dinámica Para la realización de los estudios necesarios a la determinación de los límites de transporte resulta indispensable disponer de una Base de Datos y de un modelo apto para reproducir el comportamiento del sistema ante perturbaciones más o menos severas. Esto significa que la evolución en el tiempo de las principales magnitudes de la red: Frecuencia, Tensión, Corriente y sus derivadas, se deben poder reproducir también en el modelo matemático implementado en la herramienta de cálculo, en este caso el simulador DIgSILENT Power Factory, al menos en el rango de validez del modelo que se utiliza con referencia al intervalo de tiempo analizado y a la magnitud de las perturbaciones estudiadas. En el caso específico de los estudios que este Consultor entiende efectuar en esta fase, se hace referencia a las simulaciones de fenómenos del tipo transitorios electromecánicos con intervalos de tiempo encuadrados en lo que se denomina “short term”, y donde no se tienen en cuenta las dinámicas lentas como por ejemplo los fenómenos que caracterizan el comportamiento de una caldera para una central de tipo Turbo Vapor o bien, los fenómenos de carácter electromagnéticos que se observan en los primeros instantes de ocurrida la perturbación. A continuación se describe una serie de actividades orientadas a la preparación del modelo y la relativa validación del mismo por medio de la reproducción de eventos reales que se han presentado en los últimos tiempos en el SEIN. Es claro que la reproducción de estos eventos, como se ha mencionado precedentemente, se debe realizar para un intervalo limitado donde la respuesta natural del sistema y de los principales componentes de protección modelados puedan ser comparadas, es decir los primeros instantes (algunas decenas de segundos) después de ocurrido el evento, ya que para periodos mayores generalmente se suceden una serie de acciones automáticas y/o manuales complicadas de modelar y que escapan a los objetivos de este estudio. La validación que se entiende encarar se reduce principalmente a representar en el modo más fiel posible las desviaciones de frecuencia y de tensión en el periodo inmediato después de ocurrido el evento, y las eventual recuperación de estas magnitudes como consecuencia de la actuación de los sistemas de control implementados.

4.1 Análisis del modelo digital para las simulaciones dinámicas Se describe a continuación el estado de la Base de Datos en lo que se refiere a los modelos que pueden resultar necesarios para los estudios a realizar. En consecuencia, se hace un análisis del modelo matemático disponible, en particular referido a los sistemas de regulación de tensión y de potencia / frecuencia de las unidades de generación, así como de los relés de protección de sub y sobrefrecuencia de las mismas, de los relés de desconexión de la carga por mínima frecuencia y tensión, etc.

4.1.1 Regulador es de tensi ón AVR Se han realizado una serie de modificaciones en la Base de Datos en cuanto a los reguladores de tensión. Los modelos existentes de tipo “vco” disponibles en las librerías estandar de las versiones precedentes a la 14 de Power Factory han sido sustituidos por los nuevos “avr” presentes en la versión 14 en adelante. Asimismo, a estos “avr” se les han agregado las señales adicionales de los limitadores de la corriente de excitación llamados “UEL” (Under Excitation Limiter) y “OEL” (Over Excitation Limiter). En el ANEXO C, “Verificaciones de las respuestas de los reguladores de tensión”, se detallan todos los particulares de las pruebas de verificación y las comparaciones realizadas entre los modelos precedentes y los actuales. La actividad de reemplazo en la Base de Datos de los reguladores de tensión por los nuevos modelos disponibles en la librería de “Standard Models” del simulador, se ha llevado a cabo teniendo en cuenta que gran parte de estos modelos han sido revisados y mejorados, incorporando mayores detalles en la representación. Por ello, en diversos casos resultan modificados el número y la secuencia de los parámetros de datos en ingreso que requieren los

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reguladores. Se han desarrollado específicos procedimientos para “cargar” en modo automático los datos necesarios (evitando eventuales problemas de tipeado o introducción errónea en los respectivos campos). Los modelos disponibles en la Base de Datos ya verificados en cuanto a respuesta y parámetros son los siguientes: Nombre del Regulador AVR

#

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

avrESAC8B avrESST1A avrEXAC1 avrEXAC2 avrEXAC4 avrEXDC2 avrEXPIC1 avrIEEEST4B avrIEEEX1 avrIEET1A avrSEXS

Definición del Modelo de AVR

avr_ESAC8B_Lim avr_ESST1A_Lim avr_EXAC1_Lim avr_EXAC2_lim avr_EXAC4_Lim avr_EXDC2_Lim avr_EXPIC1_Lim avr_IEEEST4B_Lim avr_IEEEX1_Lim avr_IEET1A_Lim avr_SEXS_lim

Tabla 4.1: Lista de los modelos de reguladores de tensión “AVR” en la base de datos

El modelo de cada uno de estos reguladores está habilitado para procesar las señales adicionales que llegan de los limitadores de la corriente de excitación; en la Base de Datos al momento existe un solo modelo de limitador denominado Vlim y cumple ambas funciones de “Under UEL” y “Over OEL”, además del limitador de corriente estatórica.

4.1.2 Estabilizadores de las Oscilaciones de Potencia “ PSS” En cuanto a estos dispositivos llamados PSS (Power Swing Stabilizer), los cuales envían su señal de salida al regulador AVR, en la Base de datos se encuentran disponibles los siguientes: #

Nombre del Dispositivo PSS

Definición del Modelo de PSS

1 pssIEEEST pss_IEEEST 2 pssPSS2B pss_PSS2B 3 pss_IEE2ST pss_IEE2ST 4 pss_MachuPichu pss_MachuPichu 5 pss_PSS2A pss_PSS2A 6 pss_SGaban1 pss_SGaban 7 pss_SGaban2 pss_SGaban Tabla 4.2: Lista de los modelos de dispositivos estabilizadores “PSS” en la base de datos

4.1.3 Reguladores de Velocidad En cuanto a los reguladores de velocidad en general “Governor”, en la Base de datos se encuentran disponibles los siguientes: Nombre del Regulador GOV

#

1 2 3 4 5 6 7

govDEGOV1 pcuHYGOV govIEEEG3 govGAST2A pcuTGOV5 govWPIDHY pcu501FD3

Definición del Modelo del GOV

gov_DEGOV1 pcu_HYGOV gov_IEEEG3 gov_GAST2A pcu_TGOV5 gov_WPIDHY pcu_501FD3

Tabla 4.3: Lista de los modelos de reguladores de velocidad en la base de datos

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En el ANEXO D, “Verificaciones de las respuestas de los reguladores de velocidad”, se detallan todos los particulares de las pruebas de verificación y las comparaciones realizadas entre los modelos precedentes y los actuales. La actividad de reemplazo en la Base de Datos de los reguladores de velocidad por los nuevos modelos disponibles en la librería de “Standard Models” del simulador, se ha llevado a cabo teniendo en cuenta que gran parte de estos modelos han sido revisados y mejorados, incorporando mayores detalles en la representación. Por ello, en diversos casos resultan modificados el número y la secuencia de los parámetros de datos en ingreso que requieren los reguladores. Se han desarrollado específicos procedimientos para “cargar” en modo automático los datos necesarios (evitando eventuales problemas de tipeado o introducción errónea en los respectivos campos).

4.1.4 Unidades de Generación sin Sistemas de Control Al inicio del estudio en la Base de Datos no se encontraban disponibles los sistemas de control (AVR o GOV) para algunas unidades. La lista siguiente reporta las unidades sin “Composite Model” y por ende sin ningún regulador. La Tabla 4.4 muestra sólo aquellas unidades con una potencia superior a 3 MVA. Nombre

Red

Terminal

CH_MUYO_G1 CH_MUYO_G2 Carpapata G1 Carpapata G2 Carpapata G3 Caña Brava Kallpa G3 Pias G1 Pias G2 Platanal G1 Platanal G2 Poech II G1 Poech II G2 SCruzG1 SCruzG2 SDF G1

Area Norte Area Norte Area Centro 2 Area Centro 2 Area Centro 2 Area Norte Area Centro 1 Area Norte Area Norte Area Centro 1 Area Centro 1 Area Norte Area Norte Area Norte Area Norte Area Centro 1

CH_MUYO_4.16 CH_MUYO_4.16 CARPAP5.25A CARPAP5.25A CARPAP5.25B CARH5 Kallpa TG3 PIAS6.3 PIAS6.3 PLATG1 PLATG2 POECH10B POECH10B SCRUZ2.3 SCRUZ2.3 SDF1

Nom. Volt. [kV]

4.16 4.16 5.25 5.25 5.25 4.16 16.50 6.30 6.30 13.80 13.80 10.00 10.00 2.30 2.30 13.80

 App. Pow. [MVA]

3.54 3.54 3.50 3.50 7.80 5.72 216.00 7.90 7.90 120.00 120.00 5.88 5.88 3.75 3.75 37.00

Tabla 4.4: Lista de unidades de generación sin reguladores para el control de tensión y velocidad

En acuerdo con COES se asignaron (al menos a las unidades de mayor tamaño), un regulador de tensión y velocidad. Por ello, en base al tipo (hidráulica o térmica) se han seleccionado reguladores estándar o bien, donde ha sido posible, por similitud de las unidades con otras ya equipadas se les asignan los mismos reguladores.

4.1.5 Disposi tivos Static VAR tipo SVC En cuanto a los dispositivos de control de la tensión de tipo SVC (Static VAR Compensator) se ha efectuado una verificación respecto al modelo empleado para cada uno de ellos y disponibles en la Base de Datos.

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#

1 2 3 4 5 6

Nome del Dispositivo SVC

SVC Vizcarra svc Balneario svc Chavarria svc Chiclayo svc svctrj svc tintaya

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Definición del Modelo del SVC

SVC_Vizcarra SVC_Balnearios SVC_Chavarria SVC_Chiclayo SVC_Trujillo SVC_Tintaya

Tabla 4.5: Lista existente de los modelos de dispositivos de tipo SVC

Todos los dispositivos tipo SVC presentes en la Base de Datos del SEIN tienen el mismo sistema de control; dicho modelo ha sido verificado utilizando para ello una red de prueba y sometiéndolo a perturbaciones de tipo escalón para analizar la respuesta. En el ANEXO E, “Verificación de las respuesta de los dispositivos tipo SVC”, se detallan todos los particulares de las pruebas de verificación.

4.1.6 Modelo de la Carga La representación de las cargas especiales a través de una característica polinomial o exponencial, es útil para eventos de pequeña señal, por cuanto para grandes variaciones de la tensión y la frecuencia suelen presentar la actuación de relés de sub y sobretensión que desactivan algunos componentes, y contemplan su restitución posterior. Así mismo, el comportamiento con la frecuencia puede determinar la desconexión de componentes, que deben ser restituidos manualmente al servicio. Cuando las cargas son de una magnitud relativamente grande, suelen emplearse modelos específicos que administran el comportamiento de la demanda total de la Planta en función de la variación de la tensión y la frecuencia. Estos modelos toman en cuenta el control electrónico de algunos componentes (conexión, desconexión, reducción), y el efecto de los motores. 4.1.7 Las cargas en general La información disponible de las cargas del SEIN es a partir de los consumos de energía por tipo de usuario a saber: Comercial, Residencial e Industrial. Hay diversa información en la literatura disponible que permite abordar en una primera aproximación al comportamiento de estas cargas con la tensión y la frecuencia. Un enfoque es adoptar coeficientes globales según el agregado de la demanda al tipo Residencial, Comercial e Industrial, en tanto que otro enfoque más detallado toma en cuenta el tipo de componentes que forman el consumo, y se los integra a partir de una proporción de tales componentes. Dispositi vos qu e Contri buyen a las Dificultades en el Modelado Algunos componentes de las cargas tienen características dependientes del tiempo, las cuales deben ser consideradas si el estudio involucra modelos estáticos que representan cambios de carga en el tiempo. Los dispositivos que afectan el modelado de cargas debido a que contribuyen con cambios abruptos sobre una ventana de tiempo son listados a continuación: Relés de Protección: Los relés de protección son notoriamente difíciles de modelar. La carga entera de una subestación puede quedar fuera de servicio o la carga sobre uno de sus alimentadores puede ser disparada como resultado de las operaciones de los relés de protección. Es habitual que los motores en unidades acondicionadoras de aire y motores en muchas otras aplicaciones residenciales, comerciales e industriales, contengan relés térmicos y/o de sobrecorriente cuya comportamiento operacional es difícil de predecir. Cargas Termostáticamente Controladas : Unidades de acondicionado, calentadores de ambiente, calentadores de agua, refrigeradores y freezers son todos dispositivos controlados por termostatos. Los efectos de tales dispositivos son especialmente dificultosos de modelar, sobre todo cuando una carga de distribución es re-energizada después de una desconexión

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Informe Parte III - ETOE “Estudio de Tensiones de Operación y Estabilidad del SEIN (ETOE) - 2010”

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extendida (arranque en carga fría). El efecto de tales dispositivos en la característica del arranque en “carga fría” puede ser significativo. Dispositivos con Regulación de Tensión : Los reguladores de tensión, bancos de capacitores controlados por la tensión y los cambiadores automáticos bajo carga en transformadores, exhiben efectos dependientes del tiempo. Estos dispositivos están presentes tanto en los niveles del sistema de transmisión troncal como en sistemas de distribución. Lámparas de Descarga (Vapor de Mercurio, Vapor de Sodio y Lámparas Fluorescentes): Estos dispositivos exhiben características dependientes del tiempo sobre el arranque posterior a la extinción debido a una condición de baja tensión, usualmente alrededor del 70 al 80 % de la tensión nominal. La proporción de estos tipos de carga en la composición total según diversas clasificaciones de los tipos Residencial, Comercial e Industrial se muestra a continuación citando algunos ejemplos [6]: Tipo de carga Componente de carga Acond. de Aire Central trifásico Acond. de Aire tipo Ventana Calentador de Aire con Soplador Calentador de Agua, Rango Superior Secador de Ropa Refrigerador, Máquina de Hielo Luces incandescentes Luces Fluorescentes Industrial (Motores Industrial)

Res. 1 % 25 5 5 10 10 15 10 20 0

Res. 2 % 30 0 0 10 10 15 5 30 0

Res. 3 % 10 20 0 10 10 10 10 30 0

Com. 1 % 35 0 0 0 0 30 0 25 10

Com. 2 % 40 0 0 0 0 0 0 30 30

Industr. % 20 0 0 0 0 0 0 10 7’0

Tabla 4.6: Composición de seis diferentes tipos de cargas

Variación d e la Carga con la tensión y la fr ecuencia – Modelos detallados De diversos ensayos e información proporcionada por fabricantes, se han efectuado investigaciones para representar la variación de la demanda con la tensión y la frecuencia. El rango de validez de estas representaciones es de alrededor del ± 10 % para la tensión, y del ± 2.5% para la frecuencia. En la Tabla 4.7 se reportan coeficientes de variación de la potencia activa y reactiva con la tensión y la frecuencia, según un reporte del EPRI, 1987, documentado en la referencia [6]. Se asume una representación del tipo exponencial siguiente: ⎛  V  ⎞ P = PO ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ VO  ⎠

α V

α 

⎛  f   ⎞ F ; ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ f O  ⎠

 β V

⎛  V  ⎞ Q = QO ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ VO  ⎠

 β F

⎛  f   ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ f O  ⎠

Donde: P y Q representan la Potencia Activa y Reactiva,  V y f representan la tensión y la frecuencia. Y las magnitudes con el subíndice “o” corresponden al valor inicial. En la tabla pf  es el factor de potencia, los factores y son los expuestos en las expresiones, Nm es la proporción de motores que compone la demanda, y las columnas restantes a partir de ésta corresponden a los parámetros y de las cargas “no motorizadas” que integran la demanda referida. 