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Esquemas Especiales de Protección del Sistema Eléct rico Interconectado Nacional (SEIN): Esquemas de Rechazo Automático de Carga y Desconexión

Automática de Generación- Año 2007

Parte II: Metodología de Diseño, Simulaciones y Det erminación de Ajustes

Daniel Rodríguez C. Roberto Ramirez A. Juan Carlos Pino G. Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

Resumen Se detalla los análisis efectuados en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú para establecer los esquemas de rechazo automático de carga y de desconexión automática de generación para el año 2007. 1. Introducción En [1] se ha descrito algunos de los fenómenos que se pusieron de evidencia y otros que se acentuaron, luego de la conformación del SEIN a partir de la interconexión de los sistemas Centro-Norte y Sur, con la puesta en servicio de la línea de transmisión de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya. Asimismo, en [1] se ha definido a los Esquemas Especiales de Protección (EEP) de los sistemas eléctricos de potencia y en particular los EEP que el COES ha desarrollado y aplicado para el SEIN. También en [1] se ha definido el Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF), el Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobre Frecuencia (EDAGSF) y el Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) del SEIN y se establecieron los criterios de diseño correspondientes. En el presente trabajo se expone la metodología de diseño de los EEP del SEIN, así como los análisis y simulaciones para la definición de sus ajustes. 2. Esquema de Rechazo Automático

de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF)

2.1 Metodología de Diseño El diseño del ERACMF planteado y desarrollado por el COES para su implementación en el año 2007, se basa en simulaciones, considerando escenarios pre-falla típicos de la operación del SEIN en máxima, media y mínima demanda, para hidrologías de avenida y estiaje y otros

escenarios especiales. Con las simulaciones de un conjunto de eventos, se asegura que el diseño del ERACMF cumpla con los criterios previstos [1], en todos los escenarios analizados. La metodología utilizada para la especificación de los relés de umbral de frecuencia del ERACMF del SEIN se detalla a continuación: (i). En los escenarios considerados, se

calcula la menor desconexión de generación (mínimo desbalance) que produce la actuación de la primera etapa del ERACMF, ajustada en 59,0 Hz. Asimismo, se calcula el porcentaje de rechazo de carga de la primera etapa de modo tal que la frecuencia final sea próxima a 60,0 Hz. Se selecciona el menor porcentaje de rechazo de carga y se verifica que en los demás escenarios, con este rechazo de carga, se logre una frecuencia final post-evento en el rango de 59,5 Hz a 60,5 Hz. Luego se verifica el desempeño de la primera etapa en los escenarios establecidos, calculando el desbalance que provoque que la frecuencia mínima llegue cerca al umbral de arranque de la 2da. etapa del ERACMF (58,9 Hz), es decir, desbalances que no activen esa etapa. Como se ha mencionado, lo ideal sería que la frecuencia final sea mayor o igual a 59,5 Hz, pero es probable que la frecuencia quede finalmente algo por debajo de este valor, por lo que podría ser necesario definir una etapa de reposición, lo cual se explica posteriormente.

(ii). Una vez diseñada la 1ra etapa, siguiendo la misma metodología planteada en (i), se diseña las siguientes etapas, hasta llegar a un escenario donde se ocasione la mayor desconexión de generación posible en

2

el SEIN. Este escenario se produce con la desconexión simultánea de las centrales de Mantaro y Restitución (aproximadamente 860 MW) y se utiliza para diseñar el rechazo total del ERACMF del SEIN. En este evento se analiza la utilización de los relés de derivada de frecuencia.

(iii). Una vez diseñado el ERACMF para el SEIN en su conjunto, se procede a verificar el desempeño del esquema simulando eventos que provoquen la formación de sistemas aislados en el SEIN, tales como los subsistemas Norte y Sur, por apertura de líneas. Se analiza escenarios con flujos de potencia por las líneas, cercanos a su límite de transmisión. En estos escenarios es necesario tener en cuenta la utilización de relés de derivada de frecuencia, que por el tamaño de los subsistemas formados, resulta necesaria su especificación en el ERACMF.

(iv). Finalmente, de acuerdo a los resultados

de los puntos anteriores, se evalúa el diseño de una etapa de reposición.

2.2 Resultados en el año 2007 2.2.1 Desconexión de unidades de

generación En principio se evalúa el desempeño del ERACMF vigente, para obtener indicadores debido a los cambios por el incremento en la demanda, el ingreso de nuevos proyectos de carga y/o generación en el SEIN.

AVENIDA 2007 ESTIAJE 2007 Indicador Mx Md Mi Mx Md Mi

GP∆

(MW) 174 156 135 174 174 135

Unidad Chilca I TG3 Vent.

TV Ilo2 Chilca I Chilca I TV Ilo2

GremP 3109 3034 2108 3126 3046 2038 P∆ (%) 5,6 5,1 6,4 5,6 5,7 6,6

RP∆ (%) 5,1 4,8 5,9 5,0 5,3 5,8

Cuadro 2.1 Dimensionamiento de la primera etapa del ERACMF-2007 Por ello se verificó la primera etapa con el ingreso del ciclo combinado de la C.T. Ventanilla, las centrales térmicas a gas natural de Chilca y Kallpa, ya que con estas nuevas centrales en el año 2007, se modifica la magnitud de la unidad mínima

que activa el ERACMF. Luego se analizó el nivel de sobrecarga (ecuación 4.2 de [1]) y el porcentaje aproximado de rechazo de carga (ecuación 4.3 de [1]). Los resultados se muestran en el Cuadro 2.1. Para seleccionar el porcentaje de rechazo de carga para la primera etapa del ERACMF, a partir de los resultados del Cuadro 4.2 se busca un compromiso entre sub rechazar y sobre rechazar. Por ello, se seleccionó el valor de 5,2% como porcentaje de rechazo para la primera etapa del ERACMF, cuyo valor fue confirmado mediante simulaciones. Se simuló 36 casos de desconexiones de generación comprendidas en el rango de 127 MW a 887 MW, en los escenarios de máxima, media y minina demanda, tanto en avenida como en estiaje. Siguiendo la metodología explicada en 2.1, se obtuvo las siguientes magnitudes de rechazo de carga en las siete (7) etapas del ERACMF: 5,2 %, 7,8 %, 4,0 %, 10 %, 10 %, 7 % y 4 %. El resumen del desempeño del ERACMF del SEIN se muestra en el Anexo 1. Se puede mencionar que luego de la actuación del ERACMF, en ninguno de los escenarios, el rechazo de carga provoca que la frecuencia se acerque a 61,0 Hz, que es el valor de ajuste de la protección de sobrefrecuencia de la unidad TG1 de la C.T. Aguaytía [2]. Asimismo, los resultados muestran el compromiso de cada etapa entre sub rechazar y sobre rechazar, en los escenarios y eventos considerados, además de que la frecuencia post-evento se establezca en el rango de valores que no afecta a las turbinas de las unidades térmicas de generación. 2.2.2 Desconexiones de líneas

transmisión Como segundo punto se evaluó eventos de desconexiones de líneas, con el fin de evaluar el desempeño del esquema propuesto en la formación de islas. Antes de empezar a verificar el ERACMF, fue necesario considerar el efecto de los modos de oscilación existen en el SEIN [1]. De oscilogramas de comportamiento, se ha verificado la presencia de modos de oscilación poco amortiguados de 0,7 Hz en

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DESCONEXION DE L.T. L-2215 CON 160 MW CON FLUJO DE CENTRO AL NORTE

55,0

56,0

57,0

58,0

59,0

60,0

61,0

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

tiempo

(Hz)

Rechazo de 48 % Rechazo de 52 %

Desconexión de unidad TG4 de C.T. Malacas

Desconexión de C.H. Cañón del PatoColpaso del área Norte

Rechazo de 52 %

Etapa de reposisción

la zona Norte del SEIN. En estas condiciones existe la probabilidad de la actuación del ERACMF por derivada de frecuencia, sin la presencia de un desbalance de generación, por lo que se procedió a aumentar la temporización de los relés de derivada de frecuencia desde 0,15 a 0,40 segundos, con lo cual se aseguró que los modos de oscilación que puedan aparecer no activen los relés de derivada de frecuencia. Se evaluó la desconexión de líneas del área Norte, cuyos eventos y resultados se muestran en el Anexo 2. El caso de mayor importancia resultó la desconexión de la LT de 220 kV L-2215 (Paramonga-Chimbote 1), con flujos de potencia entre 132 a 141 MW, dirigidos hacia el Norte del SEIN. En estos casos se comprometió la estabilidad de la frecuencia del Área Norte, que quedaba en déficit por la desconexión de la línea. Los resultados que se muestran en el Anexo 2 denotan un desempeño aceptable, por lo que no fue necesario realizar modificaciones al ERACMF propuesto. Figura 2.1 Evaluación del ERACMF con flujo límite en la línea L-2215 Sin embargo para un escenario crítico cuando por la línea Paramonga-Chimbote (L-2215) se transmite hacia el Norte del SEIN una potencia de 160 MW, que constituye el límite por estabilidad establecido en [9], ha sido necesario incorporar una modificación en el ERACMF. En la Figura 2.1 se muestra la evolución de la frecuencia con el ERACMF propuesto y la

solución para evitar que colapse el Área Norte del SEIN. Se aprecia el colapso del área Norte del SEIN con el ERACMF con un rechazo total de 48%. Los resultados muestran que fue necesario elevar el porcentaje de rechazo de la séptima etapa, de 4% a 8%, ya que las demás etapas ya habían sido coordinadas, con lo cual se totaliza en el área Norte 52% de rechazo de carga. Como la frecuencia al final de la actuación del ERACMF permanecía en 58,5 Hz, para no provocar sobretensiones en el Norte incrementando el rechazo por sobre el nivel de 8%, se realiza un rechazo adicional luego de 30 s, el cual tiene una magnitud de 2,5% de rechazo de carga. A esta etapa se le denomina Etapa de Reposición, la cual se ha hecho extensiva a todo el SEIN. De manera similar, se ha evaluado el desempeño del ERACMF ante desconexiones del enlace Centro-Norte con el Sur (desconexiones de líneas L-2051/L-2052-L-2053/L2054 Mantaro – Cotaruse - Socabaya), considerando flujos de potencia prefalla de 128 hasta 245 MW con dirección hacia el Sur. En la Figura 2.2 se muestra el resultado de una verificación adicional en la cual por el enlace se está transfiriendo inicialmente 245 MW en mínima demanda y por una falla simultánea se provoca la formación de dos sistemas aislados. Se aprecia que en el Sistema Sur actúa el ERACMF controlando y manteniendo la frecuencia. En el Centro Norte actúa el EDAGSF.

Figura 2.2 Evaluación del ERACMF con flujo límite en la línea Mantaro-Socabaya

62.5050.0037.5025.0012.500.00 [s]

62.00

61.00

60.00

59.00

58.00

SJNLS220: Electrical Frequency in HzSOCA220: Electrical Frequency in Hz

COES-SINAC Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación Frecuencia

FALLA 2F-T DESC. L-2053/2054 FLUJO MANTARO-SOCABAYA: 244,72 MW

Date: 9/1/2006

Annex: MI_EST /11

DIg

SIL

EN

T

4

Los resultados de las simulaciones realizadas cumplieron con los requisitos establecidos en [1], por lo que fue satisfactorio el desempeño del ERACMF. El ERACMF para el año 2007 se muestra en el Cuadro 2.3. Con el ingreso de nuevas unidades de generación y el progresivo crecimiento de la demanda, fue necesario rediseñar el ERACMF para el año 2007, optimizando el rechazo de carga en cada etapa, para cumplir con los requisitos normales de un Esquema Especial de Protección (EEP) de éstas características.

Cuadro 2.3: ERACMF para el año 2007 3. Esquema de Desconexión

Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF)

3.1 Metodología de Diseño Los pasos seguidos para el diseño de un EDAGSF para el SEIN se enumeran a continuación: (i). Se utilizó la estructura del EDAGSF

vigente establecido para propiciar la formación de islas en el SEIN y la estabilidad de la frecuencia del sistema aislado conformado por la desconexión de líneas de transmisión.

(ii). Tomando como referencia los resultados de los casos base de flujo de potencia del año 2007, se analizó e identificó las contingencias iniciales a simular para la verificación del EDAGSF vigente en el año 2006 y el diseño del EDAGSF para el año 2007. (iii). Se efectuó las simulaciones para obtener el comportamiento de la frecuencia, luego de la desconexión súbita de líneas de interconexión de áreas operativas del SEIN. El criterio consiste en simular la desconexión de la línea en la condición de demanda en la que se presenta el mayor flujo de potencia y en la dirección más desfavorable, para efectos de evaluar las sobrefrecuencias en el sistema aislado. (iv). Mediante el análisis de los resultados y utilizando el criterio de evitar el colapso por frecuencia de los sistemas aislados (conformados luego de la desconexión de líneas de transmisión) y las desconexiones de generación innecesarias, se incorporó unidades de generación y/o algunos cambios de ajustes necesarios en las unidades que lo conforman. (v). Finalmente, se realizó verificaciones del esquema propuesto simulando la desconexión de la línea de interconexión de doble terna Mantaro-Socabaya, así como el evento de la pérdida de un bloque de carga importante en la zona de Lima (desconexión de la subestación Balnearios) en las condiciones de mayor solicitación para el SEIN. 3.2 Resultados Siguiendo los criterios y metodología de diseño, en los escenarios de máxima, media y mínima demanda, tanto en avenida como en estiaje, se simuló 26 eventos de desconexión de líneas de transmisión que produjeran sobrefrecuencia en los sistemas aislados formados. Entre las desconexiones de líneas de transmisión simuladas se encuentran: Talara-Piura, Piura-Chiclayo, Chiclayo-Guadalupe, Guadalupe-Trujillo, Chimbote 1-Paramonga, Mantaro-Socabaya, Quencoro-Tintaya, asi como la desconexión del sistema Sur Este del SEIN.

Arranque(Hz/s) (s) (Hz/s) (s) (Hz/s) (s) (Hz)

1 5,2% -0,75 0,40 -0,65 0,27 -1,10 0,27 59,82 7,8% -0,75 0,40 -0,65 0,27 -1,10 0,27 59,83 4,0% -0,75 0,40 -0,65 0,27 -1,10 0,27 59,84 10,0% -1,10 0,27 -1,50 0,27 59,85 10,0% -1,40 0,27 -2,10 0,27 59,867

Reposición

(1) La temporización de los relés de derivada de frecuenciade las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro,Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s

Númerode

Etapa

Porcentajede rechazoen c/etapa

RELES POR DERIVADA DE FRECUENCIAZONA NORTE ZONA CENTRO ZONA SUR (1)

(Hz) (s)1 5,2% 59,0 0,152 7,8% 58,9 0,153 4,0% 58,8 0,154 10,0% 58,7 0,155 10,0% 58,6 0,156 7,0% 58,5 0,157 4,0% (1) 58,4 0,15

Reposición 2.5% (2) 59,1 30,00(1) Para el área norte a partir de la S.E. Chimbote 1se considera un porcentaje de 8,0 % de la demanda.(2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de losrechazos de carga ésta se queda por debajo de 59,1 Hz

Númerode

Etapa

Porcentajede rechazoen c/etapa

RELES POR UMBRALSEIN

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Cuadro 3-1 Resultados de diseño de EDAGSF ante desconexión de líneas En la Figura se muestra el comportamiento de la frecuencia en el SEIN en el evento 20 (Desconexión de la LT Mantaro-Socabaya con 239 MW en la condición de mínima demanda en estiaje). Se aprecia la sobrefrecuencia en el Centro Norte y su recuperación debido a la desconexión de generación por 150,8 MW. La subfrecuencia en el Sur es manejada con el ERACMF (256,5 MW).

Figura 3.1 Evaluación del EDAGSF ante desconexión Mantaro-Socabaya con 239 MW

Como una evaluación final del EDAGSF final se simuló un gran evento de desconexión de carga a producirse en el SEIN. Se simuló la desconexión de la S.E. Balnearios, en escenarios de máxima demanda en avenida y estiaje, con una desconexión de carga de aproximadamente 456 MW en cada caso. En la Figura 3.2 se aprecia la recuperación de la frecuencia luego de la actuación del EDAGSF.

Figura 3.2 Evaluación del EDAGSF ante desconexión de la S.E. Balnearios En el Cuadro 3.2 se muestra los resultados de estas simulaciones, resultando satisfactoria la operación del EDAGSF.

Cuadro 3.2 Resultados de desempeño del EDAGSF ante desconexión de la S.E. Balnearios Por lo tanto, el EDAGSF implementado en el año 2007 se muestra en el Cuadro 3.3

Cuadro 3.3 EDAGSF para el año 2007

Escenario Potencia Unidades del EDAGSF Generaciónde desconectada que desconectaron desconectada

análisis (MW) Máximo Final por el evento (MW)Máxima TG1-Aguaytía, Callahuanca G4Avenida 456,47 61,52 60,28 Cahua G1 136,2Máxima TG1-Aguaytía, CT TumbesEstiaje 456,32 61,47 60,27 Callahuanca G4, Cahua G1 151,1

Frecuencia en elSEIN (Hz)

Central Unidad Arranque Derivada Temp. Arranque Temp.(Hz) (Hz/s) (s) (Hz) (s)

C.T. Aguaytía 1ra 61,0 0,0C.H. Callahuanca G4 61,3 2,0C.H. Cahua 1ra 61,3 3,0C.T. Tumbes 1ra 60,2 1,80 0,2 61,3 1,0C.T. Tumbes 2da 60,2 1,80 0,2 61,3 1,0C.H. Gallito Ciego 1ra 61,5 15,0T.G. Piura TG 61,7 0,2C.T. Malacas 1ra 60,2 2,00 0,4 61,7 0,3C.T. Malacas 2da 60,2 2,00 0,6 61,7 0,3C.H. Machupicchu 1ra 62,0 0,3C.H. Gallito Ciego 2da 62,3 0,3

C.H. San Gabán II 1ra 61,0 1,19 0,3 62,5 0,3

Generación

Evento desconectada

Máximo Final (MW)

1 64,87 62,16 15,0

2 65,63 62,52 15,0

3 64,92 62,13 31,0

4 65,46 62,43 31,0

5 65,86 62,59 31,0

6 62,11 60,57 50,8

7 62,86 61,29 50,8

8 62,96 61,34 31,0

9 61,72 60,42 15,0

10 62,71 61,38 15,0

11 61,89 60,42 35,8

12 62,06 60,82 31,0

13 62,34 60,55 32,0

14 61,25 60,66 0,0

15 61,49 60,4 16,0

16 61,95 60,71 32,0

17 61,08 60,19 87,0

18 61,06 59,94 87,0

19 61,37 60,69 90,6

20 61,21 60,24 87,0

21 61,52 60,36 157,4

22 61,38 60,64 150,8

23 65,19 60,34 28,3

24 64,88 60,21 28,3

25 61,67 60,52 50,0

26 62,15 59,91 68,3

sistema aislado (Hz)

Frecuencia en el

50.0037.5025.0012.500.00 [s]

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60

CARMI220: Electrical Frequency in Hz

50.0037.5025.0012.500.00 [s]

62.00

61.00

60.00

59.00

58.00

SJNLS220: Electrical Frequency in HzSOCA220: Electrical Frequency in Hz

50.0037.5025.0012.500.00 [s]

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60

AGUA220: Electrical Frequency in Hz

Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación Freq_2

Desconexión de Mantaro-Socabaya (238,8 MW) Mínima Demanda Estiaje 2007

Date:

Annex: EV-22 /3

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4. Esquema de Rechazo Automático

de Carga por Mínima Tensión (ERAMT)

4.1 Metodología de Diseño El ERACMT ha sido verificado utilizando la siguiente metodología: (i) Estimación de la tensión de colapso

en las barras de 220 kV de las subestaciones de carga de Lima (Chavarría, Santa Rosa, Balnearios y San Juan), mediante un método simple de estabilidad de tensión que aplicó a tales casos. Estos cálculos se han realizado para cuatro escenarios de generación en la condición de máxima demanda en avenida. Con los valores estimados de las tensiones de colapso se ha definido los umbrales de tensión del ERACMT.

(ii) Caracterización del comportamiento en estado estacionario de las tensiones de Lima, para estimar la sensibilidad de las tensiones en las barras de 220 kV de las subestaciones de carga de Lima, respecto de la potencia activa. De esta manera se estimó los cambios en las tensiones luego de eventuales rechazos de carga. Estas evaluaciones también se han realizado para los cuatro escenarios de generación.

(iii) Caracterización del comportamiento de las tensiones en las barras de 220 kV de las subestaciones de carga de Lima, ante un determinado escenario que provocó un descenso sostenido de las tensiones y un acercamiento a las tensiones de umbral para la activación del ERACMT propuesto.

(iv) Diseño y propuesta de ERACMT. (v) Con el escenario de déficit de

potencia reactiva en la zona de Lima y Sur Medio, se simuló desconexiones de líneas que provocaron la actuación del ERACMT. De esta manera, se verifica la operación del esquema propuesto ante condiciones extremas.

(vi) Modificación de las especificaciones del ERACMT de modo que se mantengan tensiones post-falla apropiadas, que le ofrezcan al

Coordinador del SEIN un margen adecuado para operar el sistema.

4.2 Estimación de las Tensiones de

Colapso Las tensiones de colapso en las barras de 220 kV de las subestaciones de la zona de Lima en condiciones de máxima demanda en avenida para el año 2007, han sido estimadas utilizando un método simple de diagnóstico de la estabilidad de tensión que puede ser utilizado para subestaciones de carga. El método se basa en el equivalente Thevenin del SEIN visto desde la barra de carga. (Figura 4.1).

Figura 4.1 Equivalente Thevenin visto desde la barra de carga V i. En el circuito de la Figura 4.1, un cálculo simple muestra que en el punto de colapso por tensión, se cumple que la impedancia de la carga y la impedancia Thevenin son iguales ( thL ZZ = ). Luego, si φ es el factor

de potencia de la carga, la tensión en el punto de colapso se calcula mediante la siguiente relación:

7

( )[ ]φsen

EV TH

PC +=

1*2

Para el cálculo del equivalente Thevenin del SEIN visto desde la barra de carga se ha supuesto que es despreciable la parte resistiva de la impedancia Thevenin. Luego, para un punto de operación, la potencia activa y la potencia reactiva “enviadas a una tensión iV a la carga”, se expresan como:

iTH

iTHi sen

X

VEP δ= y

TH

ii

TH

iTHi X

V

X

VEQ

2

cos −= δ

Según este método, es necesario conocer la tensión, potencia activa y potencia reactiva (Vi, Pi, Qi) de dos puntos de operación cercanos entre si y con el mismo esquema de generación. Resolviendo estas dos ecuaciones para los dos puntos de operación se determina ETH y XTH. Las tensiones de colapso correspondientes al año 2006 han sido estimadas utilizando como fuente de información los registros del sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA) del COES correspondientes a los meses de abril y junio. Las tensiones de colapso para el año 2007 han sido estimadas a partir de un conjunto de registros (Vi, Pi, Qi) generados a partir de las curvas V-P, obtenidas mediante simulaciones. 4.2.1 Tensiones de colapso del año

2006 Se ha considerado los registros del SCADA correspondientes a las subestaciones Chavarría y San Juan, de los días 24, 25, 26 de abril y 8 de junio del 2006. En los días 24 y 25 de abril estaban indisponibles todas unidades de la C.T. Ventanilla y la unidad TG-7 de la C.T. Santa Rosa, mientras que el 26 de abril, se encontraban indisponibles la C.T. Ventanilla y las unidades TG-7 y UTI 5 de la C.T. Santa Rosa. El 8 de junio, se encontraban indisponibles la C.T. Ventanilla por falla, todas las unidades de la C.T. Santa Rosa y

adicionalmente salieron de servicio las centrales hidroeléctricas Yanango y Chimay por falla en la línea Yanango-Pachachaca. En las fechas indicadas el Coordinador del SEIN dispuso rechazos manuales de carga por baja tensión, en coordinación con las distribuidoras Edelnor y Luz del Sur. En los Cuadros 4.1 y 4.2 se muestran los registros utilizados y las tensiones de colapso PCV de las barras de 220 kV de las

subestaciones San Juan y Chavarría estimadas. Se puede notar que la tensión de colapso en San Juan está en el rango de 169 kV a 177 kV, mientras que en Chavarría esta en el rango 170 a 183 kV.

Cuadro 4.1 Tensiones de colapso en la S.E. San Juan

Cuadro 4.2 Tensiones de colapso en la S.E. Chavarría 4.2.2 Tensiones de colapso del año

2007 Para la estimación de las tensiones de colapso de las barras de 220 kV de las subestaciones Chavarría, Santa Rosa, Balnearios y San Juan para el año 2007, se utilizaron registros de tensiones, potencia activa y potencia reactiva, obtenidos de simulaciones de estado estacionario.

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Las curvas V-P fueron determinadas mediante simulaciones en estado estacionario, utilizando un programa elaborado en DPL (DigSilent Program Language), desarrollado específicamente para estos fines, en el programa DigSilent Power Factory. Para ello se incrementa las potencias de las cargas (asumidas con factor de potencia constante) ubicadas aguas abajo de las barras de 220 kV mencionadas, respetando las capacidades de sus transformadores de potencia de suministro y los límites reactivos de las centrales de generación. Se ha tomado como caso base el escenario de máxima demanda en avenida del año 2007, que considera el ingreso de la nueva C.T. Chilca (Enersur) con 175 MW, cuyo efecto se traduce en un incremento de la rigidez en la zona de Lima. Como escenarios de generación, con deterioro de la rigidez de la tensión ante el incremento de carga, se ha considerado los siguientes: • Sin la C.T. Ventanilla: La rigidez de la

S.E. Chavarría al crecimiento de la demanda disminuye. Como en el área de Lima sólo se encuentran despachadas las unidades UTI 5 y UTI 6 de la C.T. Santa Rosa, las tensiones en las barras de 220 kV de Lima son menores que en el caso base. En este caso debe notarse que los compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC) de las subestaciones Chavarría y Balnearios están operando en su capacidad máxima de generación reactiva.

• Sin la C.T. Chilca (Enersur): Se reduce

la rigidez de la tensión en la S.E. San Juan con respecto al caso base. En el área de Lima se encuentran operando la C.T. Ventanilla y la C.T. Santa Rosa.

• Sin las unidades de la C.T. Santa Rosa:

Al igual que en los escenarios anteriores, la tensión en el área de Lima, esta sostenida por la C.H. Huinco, las centrales térmicas Ventanilla y la C.T. Chilca.

En la Figura 4.2 se muestra la curva V-P obtenida para el escenario en el cual la C.T. Ventanilla se encuentra indisponible. En

este caso los SVC de Chavarría y Balnearios trabajan en su máxima capacidad de generación reactiva. Utilizando los puntos obtenidos anteriormente se han estimado tensiones de colapso para cada una de las subestaciones Chavarría, Santa Rosa, Balnearios y San Juan, tal como se muestra en el Cuadro 4.3. Se puede resumir que los valores de tensión de colapso para el año 2007 son: 183 kV en Balnearios, 175 kV en Chavarría, 183 kV en Santa Rosa y 168 kV en San Juan.

CURVAS V - P

AVENIDA 2007/SIN C.T. VENTANILLA

200

205

210

215

220

225

1580 1590 1600 1610 1620 1630 1640 1650 1660

MW

kV

BAL220 Ul, Magnitude in kV CHAVA220 Ul, Magnitude in kV

SJNLS220 Ul, Magnitude in kV ROSA220 Ul, Magnitude in kV

Figura 4.2 Curvas V-P

Escenario Balnearios Chavarría Santa Rosa San JuanCaso Base 174 169 177 164Sin CT Ventanilla 183 175 183 168Sin CT Chilca I 183 167 178 166Sin CT S. Rosa 173 164 175 161V c_max 183 175 183 168Vc_min 173 164 175 161

Tension de Colapso Vc (kV)

Cuadro 4.3 Tensiones de colapso año 2007 4.3 Sensitividad de las tensiones en

Lima a los cambios en la potencia activa

Se calcularon factores de sensitividad con la finalidad de estimar la variación de la tensión en las barras de 220 kV de la zona de Lima ante eventuales rechazos de carga. El factor de sensitividad PVFSP ∆∆= / de una determinada barra se utiliza para estimar la potencia a rechazar, a fin de obtener una variación de tensión determinada. Para el cálculo de los factores de sensitividad se ha utilizado un programa elaborado en DPL (DigSilent Program Language) desarrollado específicamente

9

para este cálculo, utilizando el programa DigSilent Power Factory. Los factores de sensitividad han sido calculados para el Caso Base y para los tres escenarios de generación explicados en el numeral 4.2, simulando rechazos de carga de 20 MW, 40 MW, 60 MW y 80 MW, distribuidos proporcionalmente en las cargas ubicadas aguas abajo de las subestaciones de Chavarría, Santa Rosa, Balnearios y San Juan. Los resultados muestran que por la cercanía de las subestaciones Chavarría, Santa Rosa, Balnearios y San Juan, la evolución de los factores de sensitividad en función del rechazo simulado muestra características similares. En las Figuras 4.3 y 4.4 se presenta el comportamiento de los factores de sensitividad, para las barras de 220 kV de Chavarría y San Juan. Se aprecia que en el escenario con las unidades de la C.T. Ventanilla fuera de servicio se presenta la menor rigidez. Por lo tanto, para fines de diseño del ERACMT se ha utilizado la información y los coeficientes del escenario de operación sin las unidades de la C.T. Ventanilla.

Factores de Sensitividad S.E. Chavarria

0,015

0,020

0,025

0,030

0,035

20 30 40 50 60 70 80

MW

kV/MW

0,10

0,12

0,14

0,16

0,18

0,20

0,22

0,24

0,26

0,28

kV/MW

Caso Base Sin Chilca Sin StRosa Sin Vent

Figura 4.3 Sensitividad de la tensión de Chavarría

Factores de Sensitividad S.E. San Juan

0,015

0,02

0,025

0,03

0,035

20 30 40 50 60 70 80

MW

kV/MW

0,1

0,12

0,14

0,16

0,18

0,2

0,22

0,24

0,26

0,28

kV/MW

Caso Base Sin Chilca Sin StRosa Sin Vent

Figura 4.4 Sensitividad de la tensión de San Juan

4.4 ERACMT propuesto 4.4.1 Umbrales de tensión y

temporizaciones básicas En conformidad a la referencia [3], es posible resumir los siguientes criterios:

(i) El umbral de ajuste de los relés de un

ERACMT puede estar normalmente comprendido en el rango de 0,88 p.u. a 0,90 p.u. de la tensión normal de operación. Para el caso de Lima el rango resulta entre 184,8 kV y 189,0 kV.

(ii) Cuando el ERACMT asociado a una barra de carga en particular necesita dos escalones, el relé debe tener un segundo bloque de carga a ser desconectada. Este escalón podría estar ajustado 0,5 % debajo del primer escalón. Para el caso de Lima, como la tensión de operación es 210 kV, se especifica un paso de 1,05 kV.

(iii) Se ha utilizado una temporización de 5 a 10 segundos para no detectar fallas fugaces, incluyendo aquellas fallas en la distribución que no sean despejadas rápidamente por los relés de sobrecorriente. Los ajustes con temporizaciones largas son apropiados, sin embargo introducen un pequeño riesgo de que el ERACMT no opere lo suficientemente rápido cuando las tensiones están cayendo rápidamente. Se puede concluir que no hay beneficio para la seguridad (libre de disparos indeseados) por ajustes de tiempo largos.

(iv) El total de carga rechazada podría estar normalmente del orden de 10 a 15 % de la carga del sistema.

A partir de las tensiones de colapso estimadas para el año 2007 en las subestaciones Balnearios (183 kV), Chavarría (175 kV), Santa Rosa (183 kV) y San Juan (168 kV), se estableció 186 kV, 185 kV y 184 kV como umbrales de ajuste de los relés de tensión del ERACMT. Como temporizaciones se ha utilizado 5, 10 y 15 s. 4.4.2 ERACMT propuesto En principio es necesario definir la magnitud total de rechazo del ERACMT. Como el ERACMT debe ser el último escalón de

10

defensa del sistema que debe activarse y actuar cuando, se produzca un evento que provoque un desbalance súbito de la potencia reactiva en Lima y se presente una caída brusca de la tensión por debajo de 195,0 kV. Por lo tanto el rechazo total previsto debería ser tal que las tensiones en Lima se recuperen desde 184 kV (aproximadamente) hasta 195 kV, desde luego sin provocar una sobrefrecuencia instantánea, que active el EDAGSF del SEIN.

Figura 4.5 Umbrales y tensión de colapso

En la Figura 4.5 se grafica los umbrales de tensión del ERACMT y las zonas operación en Estado Normal, de Alerta y de Emergencia del sistema, desde el punto de vista de las tensiones. La magnitud total de rechazo del ERACMT, distribuida en etapas, ha sido prevista para que la tensión luego del rechazo automático de carga se acerque a 195 kV. 4.5 Verificación del esquema

propuesto Considerando el esquema del año 2006 y en función de los resultados de simulaciones de prueba y error, se definió el siguiente ERACMT-2007 que se muestra en el Cuadro 4.4. Para verificar la aptitud del presente ERACMT, sobre la base de un escenario de desconexión de los cuatro grupos de C.H. Huinco, luego que las tensiones se estabilizaron se simuló los siguientes eventos: (1) Desconexión simultánea de las líneas

Campo Armiño-Independencia y

Callahuanca 1-Callahuanca 2 (Purunhuasi).

(2) Desconexión simultánea de las líneas Pomacocha-San Juan (una terna) y Callahuanca 1-Callahuanca 2 (Purunhuasi).

(3) Desconexión simultánea de las líneas Pomacocha-San Juan (una terna) y Campo Armiño-Independencia.

(4) Desconexión simultánea de las líneas Pomacocha-San Juan (doble terna).

Cuadro 4.4 ERACMT para el año 2007

Figura 4.6 Respuesta transitoria de las

tensiones en el evento 2 En la Figura 4.6 se muestra la recuperación de las tensiones luego de que en el escenario de desconexión de los cuatro grupos de C.H. Huinco, se produce la desconexión simultánea de las líneas Pomacocha-San Juan (una terna) y Callahuanca 1-Callahuanca 2 (Purunhuasi). Los resultados de las simulaciones mostraron la aptitud del Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima

Cargas (MW)Subestación a desconectar (*) Umbral (**) Temporización

(kV) (s)Balnearios (LDS) 28,1 186,0 12,0San Juan (LDS) 23,7 186,0 10,0

25,9 186,0 10,0Santa Rosa (LDS) 11,6 185,0 5,0

41,9 185,0 5,028,5 184,0 5,0

Chavarría (EDS) 39,1 186,0 10,041,2 186,0 10,030,2 186,0 12,0

(*) Aguas debajo de la subestación(**) Medición en barras de 220 kV

Ajustes

37.5025.0012.500.00 [s]

210.00

200.00

190.00

180.00

170.00

160.00

BAL220: Line-Line Voltage, Magnitude in kVCHAVA220: Line-Line Voltage, Magnitude in kVROSA220: Line-Line Voltage, Magnitude in kVSJNLS220: Line-Line Voltage, Magnitude in kV

Constant Y =195.000 kV

Constant(1) Y =186.000 kV

Constant(2) Y =184.000 kV

Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación Evento_2

Sin C.T. Ventanilla - Máxima Demanda Avenida 2007 Desconexión adicional de L-2205 y L-2716

Date:

Annex: /13

11

Tensión para el control de las tensiones en Lima y Sur medio. 5. Conclusiones El COES ha establecido mediante estudios apropiados de sistemas eléctricos de potencia, esquemas de rechazo automático de cargas y de desconexión automática de generadores para el año 2007, los cuales se encuentran vigentes y están siendo aplicados en el SEIN desde inicios del presente año. En el presente trabajo se ha mostrado la aplicación de la metodología para el diseño del Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF), del Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERAMT) y del Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF), llamados Esquemas Especiales de Protección (EEP), para evitar colapsos totales del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), ante la ocurrencia de perturbaciones y eventos operativos anormales. Es importante mencionar que la efectividad del ERACMF y EDAGSF ha quedado demostrada al activarse en todos los eventos que comprometieron el balance de potencia activa en el sistema y provocaron su activación, por lo que con su operación evitaron el colapso por frecuencia del SEIN. Se puede mencionar dos eventos importantes: • Evento del 12.08.2006: en el cual se

produjo la desconexión de las centrales de Mantaro y Restitución con 853 MW. Debido al desbalance, se alcanzó una frecuencia mínima de 58,37 Hz, actuó el ERACMF rechazándose 846 MW y se evitó el colapso del SEIN.

• Evento del 18.03.2007: en el cual desconecto la línea de interconexión Mantaro-Socabaya con 264 MW. En el Centro Norte actuó el EDAGSF desconectando 125 MW y se controló la frecuencia. En el Sur la frecuencia descendió hasta 58,0 Hz y se activó el ERACMF desconectando 320 MW, evitándose el colapso por frecuencia de este subsistema.

Si bien es cierto que no se ha producido en el SEIN un evento que haya comprometido la estabilidad de la tensión de las barras de 220 kV de Lima y que haya activado el ERACMT, sus etapas han sido tomadas como referencia para estimar las magnitudes de carga a rechazar de modo manual. En los meses de marzo, abril y junio de 2006, se tuvieron bajas tensiones en Lima debido a las indisponibilidades de las centrales térmicas del área de Lima por falta del suministro de gas natural de Camisea, por indisponibilidades fortuitas y/o por mantenimiento simultáneo de algunas unidades. La medida adoptada para el control de la tensión en estos casos fue el rechazo de carga manual en el área de Lima, con lo cual se evitó la posibilidad de algún colapso por tensión. Agradecimientos Los autores agradecen a los ingenieros Rolando Zarate y Ciro Álvarez, que también conformaron el equipo de trabajo del COES, que realizó el estudio de Actualización del Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN año 2007, Septiembre 2006, por su apoyo en las simulaciones y en el desarrollo de los DPL en el software DIgSILENT. Referencias Bibliografícas [1] D. Rodríguez C., Roberto Ramirez

A., J. C. Pino G., “Esquemas Especiales de Protección del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN): Esquemas de Rechazo Automático de Carga y Desconexión Automática de Generación- Año 2007, Parte I: Conceptos Fundamentales, Modelo Matemático del SEIN y Criterios de Diseño, COES, Junio, 2007.

[2] Comunicación APOEM-L-036-2005,

Ajustes de protecciones de sobrefrecuencia de las unidades TG-1 y TG-2 de la C.T. Aguaytía, Termoselva, setiembre, 2005.

[3] H. Clark, “Voltage and Reactive

Power for Planning and Operation”, Seminario, Portland, Oregon, Julio, 2006.

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Anexo 1Anexo 1Anexo 1Anexo 1

Desconexión de generación en avenida

Desconexión de generación en estiaje

SICN SIS TOTAL SICN SIS SEINAVE-G01 190 58,991 59,737 140,3 36,1 176,4 5,2% 5,1% 5,2% 1 --AVE-G02 221,7 59,974 59,488 140,3 36,1 176,4 5,2% 5,1% 5,2% 1 --AVE-G03 286,2 58,892 59,976 350,0 85,0 435,0 12,9% 12,1% 12,7% 2 60,172AVE-G04 575,3 58,731 59,964 462,9 121,0 583,9 17,1% 17,2% 17,1% 3 60,08AVE-G05 886,7 58,62 59,944 758,4 204,5 962,9 27,9% 29,0% 28,2% 5 60,01AVE-G06 127,5 58,993 59,992 126,2 30,3 156,6 4,9% 4,7% 4,8% 1 --AVE-G07 190 58,922 59,629 133,9 33,3 167,2 5,2% 5,1% 5,2% 2 --AVE-G08 223,7 58,994 60,065 132,9 33,3 166,2 5,2% 5,1% 5,1% 1 --AVE-G09 286,2 58,847 59,921 332,3 83,1 415,4 12,9% 12,8% 12,9% 2 60,14AVE-G10 575,3 58,646 59,927 460,1 114,9 575,0 17,8% 17,7% 17,8% 4 60,232AVE-G11 886,7 58,557 59,942 766,2 189,6 955,8 29,7% 29,1% 29,6% 5 --AVE-G12 150 58,994 59,833 87,0 29,9 116,9 5,2% 5,1% 5,1% 1 --AVE-G13 190 58,977 59,535 87,0 29,9 116,9 5,2% 5,1% 5,1% 1 --AVE-G14 210 58,993 59,737 87,0 29,9 116,9 5,2% 5,1% 5,1% 1 --AVE-G15 265,8 58,891 59,931 217,4 71,7 289,1 12,9% 12,3% 12,7% 2 59,945AVE-G16 534,3 58,687 60,005 455,9 158,3 614,2 27,0% 27,1% 27,0% 3 60,16AVE-G17 823,8 58,481 59,503 732,4 257,1 989,5 43,4% 43,9% 43,5% 7 59,563

EventosPérdida

Generación(MW)

FrecuenciaMínima

(Hz)

FrecuenciaFinal(Hz)

Rechazo de Carga(MW)

Rechazo de Carga(% de su demanda)

Etapaúltima

activada

FrecuenciaMáxima

(Hz)

SICN SIS TOTAL SICN SIS SEINEST-G01 204,0 58,993 59,904 140,9 36,1 177,0 5,1% 5,1% 5,1% 1 60,01EST-G02 264,5 58,947 59,811 142,3 36,1 178,4 5,2% 5,1% 5,2% 1 --EST-G03 334,0 58,892 59,949 328,9 90,1 419,0 12,0% 12,8% 12,1% 2 60,28EST-G04 462,3 58,807 59,810 355,6 90,1 445,7 12,9% 12,8% 12,9% 2 59,90EST-G05 531,6 58,747 59,976 469,3 98,7 568,1 17,1% 14,0% 16,4% 3 60,30EST-G06 819,0 58,616 59,835 538,5 140,6 679,1 19,6% 19,9% 19,6% 4 59,94EST-G07 160,0 58,984 59,909 134,2 33,3 167,5 5,1% 5,1% 5,1% 1 60,22EST-G08 174,0 58,984 59,901 134,2 33,3 167,5 5,1% 5,1% 5,1% 1 60,16EST-G09 204,0 58,942 59,750 134,2 33,3 167,5 5,1% 5,1% 5,1% 1 --EST-G10 264,5 58,881 59,963 335,5 83,1 418,6 12,8% 12,8% 12,8% 2 60,42EST-G11 462,3 58,744 60,121 443,0 105,2 548,2 16,9% 16,2% 16,8% 3 60,81EST-G12 531,6 58,730 59,920 443,0 107,7 550,6 16,9% 16,5% 16,9% 3 60,29EST-G13 819,0 58,537 59,921 763,8 171,6 935,4 29,2% 26,4% 28,6% 5 60,30EST-G14 159,2 58,994 59,723 88,9 29,9 118,8 5,2% 5,1% 5,1% 1 --EST-G15 170,1 58,991 59,562 88,9 29,9 118,8 5,2% 5,1% 5,1% 1 --EST-G16 245,2 58,887 59,324 108,3 33,5 141,7 6,3% 5,7% 6,1% 2 --EST-G17 395,1 58,788 59,512 268,5 84,2 352,6 15,6% 14,4% 15,3% 3 --EST-G18 462,3 58,737 59,407 294,7 100,9 395,6 17,1% 17,2% 17,1% 3 --EST-G19 590,1 58,620 59,754 465,6 158,3 623,9 27,0% 27,1% 27,0% 4 --

EventosPérdida

Generación(MW)

FrecuenciaMínima

(Hz)

FrecuenciaFinal(Hz)

Rechazo de Carga(MW)

Rechazo de Carga(% de su demanda)

Etapaúltima

activada

FrecuenciaMáxima

(Hz)