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Esquemas especiales de protección del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN):

Esquemas de rechazo automático de carga y desconexión automática de generación - Año 2007

Parte II: Metodología de Diseño, Simulaciones y Determinación de Ajustes

Daniel Rodríguez C.Roberto Ramirez A.Juan Carlos 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 II: METODOLOGÍA DE DISEÑO, SIMULACIONES Y DETERMINACIÓN DE AJUSTES

Primera edición digital

Julio, 2011

Lima - Perú

©Daniel Rodríguez C.,

Roberto Ramirez A.

Juan Carlos Pino G.

PROYECTO LIBRO DIGITAL

PLD 0145

Editor: Víctor López Guzmán

http://www.guzlop-editoras.com/[email protected] [email protected] facebook.com/guzlop twitter.com/guzlopster428 4071 - 999 921 348Lima - Perú

PROYECTO LIBRO DIGITAL (PLD)

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Lima - Perú, enero del 2011

“El conocimiento es útil solo si se difunde y aplica” Víctor López Guzmán Editor

Colegio de Ingenieros del Perú - CDL - Capítulo de Ingeniería Mecánica y Mecánica Eléctrica

210

1. Introducción

En [1] se ha descrito algunos de losfenómenos que se pusieron de evidencia y otrosque se acentuaron, luego de la conformación delSEIN a partir de la interconexión de los sistemasCentro-Norte y Sur, con la puesta en servicio dela línea de transmisión de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya. Asimismo, en [1] se hadefinido a los Esquemas Especiales de Protección(EEP) de los sistemas eléctricos de potencia yen particular los EEP que el COES ha desarrolladoy aplicado para el SEIN.

También en [1] se ha definido el Esquemade Rechazo Automático de Carga por MínimaFrecuencia (ERACMF), el Esquema deDesconexión Automática de Generación por SobreFrecuencia (EDAGSF) y el Esquema de RechazoAutomático de Carga por Mínima Tensión(ERACMT) del SEIN y se establecieron los criteriosde diseño correspondientes.

En el presente trabajo se expone lametodología de diseño de los EEP del SEIN, asícomo los análisis y simulaciones para la definiciónde sus ajustes.

2. Esquema de Rechazo Automático deCarga por Mínima Frecuencia(ERACMF)

2.1 Metodología de Diseño

El diseño del ERACMF planteado ydesarrollado por el COES para su implementaciónen el año 2007, se basa en simulaciones,considerando escenarios pre-falla típicos de la

operación del SEIN en máxima, media y mínimademanda, para hidrologías de avenida y estiaje yotros escenarios especiales. Con las simulacionesde un conjunto de eventos, se asegura que eldiseño del ERACMF cumpla con los criteriosprevistos [1], en todos los escenarios analizados.

La metodología utilizada para laespecificación de los relés de umbral de frecuenciadel ERACMF del SEIN se detalla a continuación:

(i) En los escenarios considerados, secalcula la menor desconexión degeneración (mínimo desbalance) queproduce la actuación de la primera etapadel ERACMF, ajustada en 59,0 Hz.Asimismo, se calcula el porcentaje derechazo de carga de la primera etapa demodo tal que la frecuencia final seapróxima a 60,0 Hz. Se selecciona elmenor porcentaje de rechazo de cargay se verifica que en los demásescenarios, con este rechazo de carga,se logre una frecuencia final post-eventoen el rango de 59,5 Hz a 60,5 Hz.

Luego se verifica el desempeño de laprimera etapa en los escenariosestablecidos, calculando el desbalanceque provoque que la frecuencia mínimallegue cerca al umbral de arranque de la2da. etapa del ERACMF (58,9 Hz), esdecir, desbalances que no activen esaetapa. Como se ha mencionado, lo idealsería que la frecuencia final sea mayoro igual a 59,5 Hz, pero es probable quela frecuencia quede finalmente algo pordebajo de este valor, por lo que podríaser necesario definir una etapa dereposición, lo cual se explicaposteriormente.

Esquemas especiales de protección del Sistema EléctricoInterconectado Nacional (SEIN):

Esquemas de rechazo automático de cargay desconexión automática de generación - Año 2007

Parte II: Metodología de Diseño, Simulaciones y Determinación 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 InterconectadoNacional (SEIN) del Perú para establecer los esquemas de rechazo automáticode carga y de desconexión automática de generación para el año 2007.

Memorias - XVII CONIMERA

211

(ii) Una vez diseñada la 1ra etapa, siguiendola misma metodología planteada en (i),se diseña las siguientes etapas, hastallegar a un escenario donde se ocasionela mayor desconexión de generaciónposible en el SEIN. Este escenario seproduce con la desconexión simultáneade las centrales de Mantaro y Restitución(aproximadamente 860 MW) y se utilizapara diseñar el rechazo total del ERACMFdel SEIN. En este evento se analiza lautilización de los relés de derivada defrecuencia.

(iii) Una vez diseñado el ERACMF para elSEIN en su conjunto, se procede averificar el desempeño del esquemasimulando eventos que provoquen laformación de sistemas aislados en elSEIN, tales como los subsistemas Nortey Sur, por apertura de líneas. Se analizaescenarios con flujos de potencia por laslíneas, cercanos a su límite detransmisión. En estos escenarios esnecesario tener en cuenta la utilizaciónde relés de derivada de frecuencia, quepor el tamaño de los subsistemasformados, resulta necesaria suespecificación en el ERACMF.

(iv) Finalmente, de acuerdo a los resultadosde los puntos anteriores, se evalúa eldiseño 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 delERACMF vigente, para obtener indicadores debidoa los cambios por el incremento en la demanda,el ingreso de nuevos proyectos de carga y/ogeneración en el SEIN.

Por ello se verificó la primera etapa con elingreso del ciclo combinado de la C.T. Ventanilla,las centrales térmicas a gas natural de Chilca yKallpa, ya que con estas nuevas centrales en elaño 2007, se modifica la magnitud de la unidadmínima que activa el ERACMF. Luego se analizóel nivel de sobrecarga (ecuación 4.2 de [1]) y elporcentaje aproximado de rechazo de carga(ecuación 4.3 de [1]). Los resultados se muestranen el Cuadro 2.1.

Para seleccionar el porcentaje de rechazo decarga para la primera etapa del ERACMF, a partirde los resultados del Cuadro 4.2 se busca uncompromiso entre sub rechazar y sobre rechazar.Por ello, se seleccionó el valor de 5,2% comoporcentaje de rechazo para la primera etapa delERACMF, cuyo valor fue confirmado mediantesimulaciones.

Se simuló 36 casos de desconexiones degeneración comprendidas en el rango de 127 MWa 887 MW, en los escenarios de máxima, mediay minina demanda, tanto en avenida como enestiaje. Siguiendo la metodología explicada en 2.1,se obtuvo las siguientes magnitudes de rechazode 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 delSEIN se muestra en el Anexo 1. Se puedemencionar que luego de la actuación del ERACMF,en ninguno de los escenarios, el rechazo de cargaprovoca que la frecuencia se acerque a 61,0 Hz,que es el valor de ajuste de la protección desobrefrecuencia de la unidad TG1 de la C.T.Aguaytía [2]. Asimismo, los resultados muestranel compromiso de cada etapa entre sub rechazary sobre rechazar, en los escenarios y eventosconsiderados, además de que la frecuencia post-evento se establezca en el rango de valores queno afecta a las turbinas de las unidades térmicasde generación.

2.2.2 Desconexiones de líneas transmisión

Como segundo punto se evaluó eventos dedesconexiones de líneas, con el fin de evaluar eldesempeño del esquema propuesto en la formaciónde islas.

Antes de empezar a verificar el ERACMF, fuenecesario considerar el efecto de los modos deoscilación existen en el SEIN [1]. De oscilogramasde comportamiento, se ha verificado la presenciade modos de oscilación poco amortiguados de 0,7Hz en la zona Norte del SEIN. En estas condiciones

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 primeraetapa del ERACMF-2007


212

existe la probabilidad de la actuación del ERACMFpor derivada de frecuencia, sin la presencia de undesbalance de generación, por lo que se procedióa aumentar la temporización de los relés dederivada de frecuencia desde 0,15 a 0,40 segundos,con lo cual se aseguró que los modos de oscilaciónque puedan aparecer no activen los relés dederivada de frecuencia.

Se evaluó la desconexión de líneas del áreaNorte, cuyos eventos y resultados se muestranen el Anexo 2. El caso de mayor importanciaresultó la desconexión de la LT de 220 kV L-2215(Paramonga-Chimbote 1), con flujos de potenciaentre 132 a 141 MW, dirigidos hacia el Norte delSEIN. En estos casos se comprometió laestabilidad de la frecuencia del Área Norte, quequedaba en déficit por la desconexión de la línea.

Los resultados que se muestran en el Anexo2 denotan un desempeño aceptable, por lo queno fue necesario realizar modificaciones alERACMF propuesto.

de 4% a 8%, ya que las demás etapas ya habíansido coordinadas, con lo cual se totaliza en el áreaNorte 52% de rechazo de carga. Como la frecuenciaal final de la actuación del ERACMF permanecíaen 58,5 Hz, para no provocar sobretensiones en elNorte incrementando el rechazo por sobre el nivelde 8%, se realiza un rechazo adicional luego de30 s, el cual tiene una magnitud de 2,5% de rechazode carga. A esta etapa se le denomina Etapa deReposición, la cual se ha hecho extensiva a todoel SEIN.

De manera similar, se ha evaluado eldesempeño del ERACMF ante desconexiones delenlace Centro-Norte con el Sur (desconexiones delíneas L-2051/L-2052-L-2053/L2054 Mantaro –Cotaruse - Socabaya), considerando flujos depotencia prefalla de 128 hasta 245 MW condirección hacia el Sur. En la Figura 2.2 se muestrael resultado de una verificación adicional en la cualpor el enlace se está transfiriendo inicialmente 245MW en mínima demanda y por una falla simultánease provoca la formación de dos sistemas aislados.Se aprecia que en el Sistema Sur actúa elERACMF controlando y manteniendo la frecuencia.En el Centro Norte actúa el EDAGSF.

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

Figura 2.1 Evaluación del ERACMF con flujolímite en la línea L-2215

Sin embargo para un escenario crítico cuandopor la línea Paramonga-Chimbote (L-2215) setransmite hacia el Norte del SEIN una potenciade 160 MW, que constituye el límite por estabilidadestablecido en [9], ha sido necesario incorporaruna modificación en el ERACMF.

En la Figura 2.1 se muestra la evolución dela frecuencia con el ERACMF propuesto y lasolución para evitar que colapse el Área Norte delSEIN. Se aprecia el colapso del área Norte delSEIN con el ERACMF con un rechazo total de48%. Los resultados muestran que fue necesarioelevar el porcentaje de rechazo de la séptima etapa,

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

OES-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

SILE

NT

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

Los resultados de las simulaciones realizadascumplieron con los requisitos establecidos en [1],por lo que fue satisfactorio el desempeño del ERACMF.

El ERACMF para el año 2007 se muestraen el Cuadro 2.3. Con el ingreso de nuevasunidades de generación y el progresivo crecimientode la demanda, fue necesario rediseñar el ERACMFpara el año 2007, optimizando el rechazo de cargaen cada etapa, para cumplir con los requisitosnormales de un Esquema Especial de Protección(EEP) de éstas características.


213

Cuadro 2.3: ERACMF para el año 2007

3. Esquema de DesconexiónAutomática de Generación porSobrefrecuencia (EDAGSF)


Los pasos seguidos para el diseño de unEDAGSF para el SEIN se enumeran acontinuación:

(i) Se utilizó la estructura del EDAGSFvigente establecido para propiciar laformación de islas en el SEIN y laestabilidad de la frecuencia del sistemaaislado conformado por la desconexiónde líneas de transmisión.

(ii) Tomando como referencia los resultadosde los casos base de flujo de potenciadel año 2007, se analizó e identificó lascontingencias iniciales a simular para laverificación del EDAGSF vigente en el año2006 y el diseño del EDAGSF para elaño 2007.

(iii) Se efectuó las simulaciones para obtenerel comportamiento de la frecuencia, luegode la desconexión súbita de líneas deinterconexión de áreas operativas delSEIN. El criterio consiste en simular ladesconexión de la línea en la condiciónde demanda en la que se presenta elmayor flujo de potencia y en la direcciónmás desfavorable, para efectos de evaluarlas sobrefrecuencias en el sistema aislado.

(iv) Mediante el análisis de los resultados yutilizando el criterio de evitar el colapsopor frecuencia de los sistemas aislados(conformados luego de la desconexión delíneas de transmisión) y las desco-nexiones de generación innecesarias, seincorporó unidades de generación y/oalgunos cambios de ajustes necesariosen las unidades que lo conforman.

(v) Finalmente, se realizó verificaciones delesquema propuesto simulando ladesconexión de la línea de interconexiónde doble terna Mantaro-Socabaya, asícomo el evento de la pérdida de un bloquede carga importante en la zona de Lima(desconexión de la subestaciónBalnearios) en las condiciones de mayorsolicitación para el SEIN.

3.2 Resultados

Siguiendo los criterios y metodología dediseño, en los escenarios de máxima, media ymínima demanda, tanto en avenida como enestiaje, se simuló 26 eventos de desconexión delíneas de transmisión que produjeransobrefrecuencia en los sistemas aisladosformados. Entre las desconexiones de líneas detransmisión simuladas se encuentran: Talara-Piura,Piura-Chiclayo, Chiclayo-Guadalupe, Guadalupe-Trujillo, Chimbote 1-Paramonga, Mantaro-Socabaya, Quencoro-Tintaya, asi como ladesconexión del sistema Sur Este del SEIN.

(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

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)

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

Cuadro 3-1 Resultados de diseño de EDAGSFante desconexión de líneas


214

En la Figura se muestra el comportamientode la frecuencia en el SEIN en el evento 20(Desconexión de la LT Mantaro-Socabaya con 239MW en la condición de mínima demanda enestiaje). Se aprecia la sobrefrecuencia en el CentroNorte y su recuperación debido a la desconexiónde generación por 150,8 MW. La subfrecuenciaen el Sur es manejada con el ERACMF (256,5MW).

Como una evaluación final del EDAGSF finalse simuló un gran evento de desconexión de cargaa producirse en el SEIN. Se simuló la desconexiónde la S.E. Balnearios, en escenarios de máximademanda en avenida y estiaje, con unadesconexión de carga de aproximadamente 456MW en cada caso. En la Figura 3.2 se apreciala recuperación de la frecuencia luego de laactuación del EDAGSF.

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

Da

An

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

Figura 3.2 Evaluación del EDAGSF ante desconexión de la S.E. Balnearios


215

En el Cuadro 3.2 se muestra los resultadosde estas simulaciones, resultando satisfactoria laoperación del EDAGSF.

han realizado para los cuatro escenariosde generación.

(iii) Caracterización del comportamiento delas tensiones en las barras de 220 kVde las subestaciones de carga de Lima,ante un determinado escenario queprovocó un descenso sostenido de lastensiones y un acercamiento a lastensiones de umbral para la activacióndel 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 queprovocaron la actuación del ERACMT. Deesta manera, se verifica la operación delesquema propuesto ante condicionesextremas.

(vi) Modificación de las especificaciones delERACMT de modo que se mantengantensiones post-falla apropiadas, que leofrezcan al Coordinador del SEIN unmargen adecuado para operar el sistema.

4.2 Estimación de las Tensiones deColapso

Las tensiones de colapso en las barras de220 kV de las subestaciones de la zona de Limaen condiciones de máxima demanda en avenidapara el año 2007, han sido estimadas utilizandoun método simple de diagnóstico de la estabilidadde tensión que puede ser utilizado parasubestaciones de carga.

El método se basa en el equivalente Thevenindel SEIN visto desde la barra de carga. (Figura4.1).

Escenario Potencia Unidades del EDAGSF Generaciónde desconectada que desconectaron desconectada

aná lisis (MW ) M áx im o F ina l por el evento (MW )Máxim a TG1-Aguaytía, Ca llahuanca G 4Aven ida 456,47 61,52 60,28 Cahua G1 136,2Máx im a TG1-Aguaytía, CT Tum besEstiaje 456,32 61,47 60,27 Callahuanca G4, Cahua G 1 151,1

Frecuencia en elSEIN (Hz)

Cuadro 3.2 Resultados de desempeño delEDAGSF ante desconexión de la S.E. Balnearios

Por lo tanto, el EDAGSF implementado enel año 2007 se muestra en el Cuadro 3.3

Central Unidad Arranque Derivada Tem p. Arranque Tem p.(Hz) (Hz/s) (s) (Hz) (s)

C .T . A g ua y tía 1 ra 6 1 ,0 0 ,0C .H . C a lla h u an c a G 4 6 1 ,3 2 ,0C .H . C ah u a 1 ra 6 1 ,3 3 ,0C .T . T u m b e s 1 ra 6 0 ,2 1 ,8 0 0 ,2 6 1 ,3 1 ,0C .T . T u m b e s 2 d a 6 0 ,2 1 ,8 0 0 ,2 6 1 ,3 1 ,0C .H . G a llito C ie g o 1 ra 6 1 ,5 1 5 ,0T .G . P iu ra T G 6 1 ,7 0 ,2C .T . M a la c a s 1 ra 6 0 ,2 2 ,0 0 0 ,4 6 1 ,7 0 ,3C .T . M a la c a s 2 d a 6 0 ,2 2 ,0 0 0 ,6 6 1 ,7 0 ,3C .H . M a c h up ic c hu 1 ra 6 2 ,0 0 ,3C .H . G a llito C ie g o 2 d a 6 2 ,3 0 ,3

C .H . S an G ab á n II 1 ra 6 1 ,0 1 ,1 9 0 ,3 6 2 ,5 0 ,3

Cuadro 3.3 EDAGSF para el año 2007

4. Esquema de Rechazo Automático deCarga por Mínima Tensión (ERAMT)


El ERACMT ha sido verificado utilizando lasiguiente metodología:

(i) Estimación de la tensión de colapso enlas barras de 220 kV de lassubestaciones de carga de Lima(Chavarría, Santa Rosa, Balnearios y SanJuan), mediante un método simple deestabilidad de tensión que aplicó a talescasos. Estos cálculos se han realizadopara cuatro escenarios de generación enla condición de máxima demanda enavenida. Con los valores estimados delas tensiones de colapso se ha definidolos umbrales de tensión del ERACMT.

(ii) Caracterización del comportamiento enestado estacionario de las tensiones deLima, para estimar la sensibilidad de lastensiones en las barras de 220 kV de lassubestaciones de carga de Lima,respecto de la potencia activa. De estamanera se estimó los cambios en lastensiones luego de eventuales rechazosde carga. Estas evaluaciones también se

Figura 4.1 Equivalente Thevenin visto desde labarra de carga V i.


216

En el circuito de la Figura 4.1, un cálculosimple muestra que en el punto de colapso portensión, se cumple que la impedancia de la cargay 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 calculamediante la siguiente relación:

( )[ ]φsen

EV TH

PC +=

1*2

Para el cálculo del equivalente Thevenin delSEIN visto desde la barra de carga se ha supuestoque es despreciable la parte resistiva de laimpedancia Thevenin. Luego, para un punto deoperación, la potencia activa y la potencia reactiva«enviadas a una tensión iV a la carga», seexpresan como:

iTH

iTHi sen

X

VEP δ= y

TH

ii

TH

iTHi X

V

X

VEQ

2

cos −= δ

Según este método, es necesario conocerla tensión, potencia activa y potencia reactiva (Vi,Pi, Qi) de dos puntos de operación cercanos entresi y con el mismo esquema de generación.Resolviendo estas dos ecuaciones para los dospuntos de operación se determina ETH y XTH.

Las tensiones de colapso correspondientesal año 2006 han sido estimadas utilizando comofuente de información los registros del sistema deSupervisión, Control y Adquisición de Datos(SCADA) del COES correspondientes a los mesesde abril y junio. Las tensiones de colapso parael año 2007 han sido estimadas a partir de unconjunto de registros (Vi, Pi, Qi) generados a partirde las curvas V-P, obtenidas mediante simulaciones.

4.2.1Tensiones de colapso del año 2006

Se ha considerado los registros del SCADAcorrespondientes a las subestaciones Chavarríay San Juan, de los días 24, 25, 26 de abril y 8de junio del 2006.

En los días 24 y 25 de abril estabanindisponibles todas unidades de la C.T. Ventanillay la unidad TG-7 de la C.T. Santa Rosa, mientrasque el 26 de abril, se encontraban indisponiblesla C.T. Ventanilla y las unidades TG-7 y UTI 5 dela C.T. Santa Rosa. El 8 de junio, se encontrabanindisponibles la C.T. Ventanilla por falla, todas las

unidades de la C.T. Santa Rosa y adicionalmentesalieron de servicio las centrales hidroeléctricasYanango y Chimay por falla en la línea Yanango-Pachachaca. En las fechas indicadas elCoordinador del SEIN dispuso rechazos manualesde carga por baja tensión, en coordinación conlas distribuidoras Edelnor y Luz del Sur.

En los Cuadros 4.1 y 4.2 se muestran losregistros utilizados y las tensiones de colapso

PCV de las barras de 220 kV de las subestacionesSan Juan y Chavarría estimadas. Se puede notarque la tensión de colapso en San Juan está enel rango de 169 kV a 177 kV, mientras que enChavarría esta en el rango 170 a 183 kV.

Cuadro 4.1 Tensiones de colapso en laS.E. San Juan

Cuadro 4.2 Tensiones de colapso en laS.E. Chavarría

4.2.2 Tensiones de colapso del año 2007

Para la estimación de las tensiones decolapso de las barras de 220 kV de lassubestaciones Chavarría, Santa Rosa, Balneariosy San Juan para el año 2007, se utilizaron registrosde tensiones, potencia activa y potencia reactiva,obtenidos de simulaciones de estado estacionario.

Las curvas V-P fueron determinadas mediantesimulaciones en estado estacionario, utilizando unprograma elaborado en DPL (DigSilent ProgramLanguage), desarrollado específicamente paraestos fines, en el programa DigSilent PowerFactory. Para ello se incrementa las potencias delas cargas (asumidas con factor de potenciaconstante) ubicadas aguas abajo de las barras de220 kV mencionadas, respetando las capacidadesde sus transformadores de potencia de suministroy los límites reactivos de las centrales de generación.


217

Se ha tomado como caso base el escenariode máxima demanda en avenida del año 2007, queconsidera el ingreso de la nueva C.T. Chilca(Enersur) con 175 MW, cuyo efecto se traduceen un incremento de la rigidez en la zona de Lima.Como escenarios de generación, con deterioro dela 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 demandadisminuye. Como en el área de Lima sólose encuentran despachadas las unidadesUTI 5 y UTI 6 de la C.T. Santa Rosa, lastensiones en las barras de 220 kV de Limason menores que en el caso base. En estecaso debe notarse que los compensadoresestáticos de potencia reactiva (SVC) delas subestaciones Chavarría y Balneariosestán operando en su capacidad máximade generación reactiva.

• Sin la C.T. Chilca (Enersur): Se reduce larigidez de la tensión en la S.E. San Juancon respecto al caso base. En el área deLima 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, estasostenida por la C.H. Huinco, las centralestérmicas Ventanilla y la C.T. Chilca.

En la Figura 4.2 se muestra la curva V-Pobtenida para el escenario en el cual la C.T.Ventanilla se encuentra indisponible. En este casolos SVC de Chavarría y Balnearios trabajan en sumáxima capacidad de generación reactiva.

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

Utilizando los puntos obtenidos anteriormentese han estimado tensiones de colapso para cadauna de las subestaciones Chavarría, Santa Rosa,Balnearios y San Juan, tal como se muestra enel Cuadro 4.3. Se puede resumir que los valoresde tensión de colapso para el año 2007 son: 183kV en Balnearios, 175 kV en Chavarría, 183 kVen Santa Rosa y 168 kV en San Juan.

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 Limaa los cambios en la potencia activa

Se calcularon factores de sensitividad con lafinalidad de estimar la variación de la tensión enlas barras de 220 kV de la zona de Lima anteeventuales rechazos de carga. El factor desensitividad PVFSP ∆∆= / de una determinadabarra se utiliza para estimar la potencia a rechazar,a fin de obtener una variación de tensióndeterminada. Para el cálculo de los factores desensitividad se ha utilizado un programa elaboradoen DPL (DigSilent Program Language) desarrolladoespecíficamente para este cálculo, utilizando elprograma DigSilent Power Factory.

Los factores de sensitividad han sidocalculados para el Caso Base y para los tresescenarios de generación explicados en el numeral4.2, simulando rechazos de carga de 20 MW, 40MW, 60 MW y 80 MW, distribuidosproporcionalmente en las cargas ubicadas aguasabajo de las subestaciones de Chavarría, SantaRosa, Balnearios y San Juan.

Los resultados muestran que por la cercaníade las subestaciones Chavarría, Santa Rosa,Balnearios y San Juan, la evolución de los factoresde sensitividad en función del rechazo simuladomuestra características similares. En las Figuras4.3 y 4.4 se presenta el comportamiento de losfactores de sensitividad, para las barras de 220kV de Chavarría y San Juan. Se aprecia que en elescenario con las unidades de la C.T. Ventanilla fuerade servicio se presenta la menor rigidez. Por lo tanto,para fines de diseño del ERACMT se ha utilizadola información y los coeficientes del escenario deoperación 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

0,200,22

0,240,26

0,28

kV/MW

Caso Base Sin Chilca Sin S tRosa Sin Vent

Figura 4.3 Sensitividad de la tensión de Chavarría


218

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 tensiónde San Juan

4.4 ERACMT propuesto

4.4.1 Umbrales de tensión y temporizacionesbásicas

En conformidad a la referencia [3], es posibleresumir los siguientes criterios:

(i) El umbral de ajuste de los relés de unERACMT puede estar normalmentecomprendido en el rango de 0,88 p.u. a0,90 p.u. de la tensión normal deoperación. Para el caso de Lima el rangoresulta entre 184,8 kV y 189,0 kV.

(ii) Cuando el ERACMT asociado a una barrade carga en particular necesita dosescalones, el relé debe tener un segundobloque de carga a ser desconectada.Este escalón podría estar ajustado 0,5% debajo del primer escalón. Para el casode Lima, como la tensión de operaciónes 210 kV, se especifica un paso de 1,05kV.

(iii) Se ha utilizado una temporización de 5a 10 segundos para no detectar fallasfugaces, incluyendo aquellas fallas en ladistribución que no sean despejadasrápidamente por los relés desobrecorriente. Los ajustes contemporizaciones largas son apropiados,sin embargo introducen un pequeñoriesgo de que el ERACMT no opere losuficientemente rápido cuando lastensiones están cayendo rápidamente.Se puede concluir que no hay beneficiopara la seguridad (libre de disparosindeseados) por ajustes de tiempo largos.

(iv) El total de carga rechazada podría estarnormalmente del orden de 10 a 15 % dela carga del sistema.

A partir de las tensiones de colapso estimadaspara 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, 185kV y 184 kV como umbrales de ajuste de los relésde tensión del ERACMT. Como temporizacionesse ha utilizado 5, 10 y 15 s.

4.4.2 ERACMT propuesto

En principio es necesario definir la magnitudtotal de rechazo del ERACMT. Como el ERACMTdebe ser el último escalón de defensa del sistemaque debe activarse y actuar cuando, se produzcaun evento que provoque un desbalance súbito dela potencia reactiva en Lima y se presente unacaída brusca de la tensión por debajo de 195,0kV. Por lo tanto el rechazo total previsto deberíaser tal que las tensiones en Lima se recuperendesde 184 kV (aproximadamente) hasta 195 kV,desde luego sin provocar una sobrefrecuenciainstantánea, que active el EDAGSF del SEIN.

Figura 4.5 Umbrales y tensión de colapso

En la Figura 4.5 se grafica los umbrales detensión del ERACMT y las zonas operación enEstado Normal, de Alerta y de Emergencia delsistema, desde el punto de vista de las tensiones.La magnitud total de rechazo del ERACMT,distribuida en etapas, ha sido prevista para quela tensión luego del rechazo automático de cargase acerque a 195 kV.

4.5 Verificación del esquema propuesto

Considerando el esquema del año 2006 y enfunción de los resultados de simulaciones deprueba 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 delos cuatro grupos de C.H. Huinco, luego que lastensiones se estabilizaron se simuló los siguienteseventos:


219

(1) Desconexión simultánea de las líneasCampo Armiño-Independencia yCallahuanca 1-Callahuanca 2 (Purunhuasi).

(2) Desconexión simultánea de las líneasPomacocha-San Juan (una terna) yCallahuanca 1-Callahuanca 2 (Purunhuasi).

(3) Desconexión simultánea de las líneasPomacocha-San Juan (una terna) y CampoArmiño-Independencia.

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

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

Cuadro 4.4 ERACMT para el año 2007

En la Figura 4.6 se muestra la recuperaciónde las tensiones luego de que en el escenario dedesconexión de los cuatro grupos de C.H. Huinco,se produce la desconexión simultánea de las líneasPomacocha-San Juan (una terna) y Callahuanca1-Callahuanca 2 (Purunhuasi).

esquemas de rechazo automático de cargas y dedesconexión automática de generadores para elaño 2007, los cuales se encuentran vigentes y estánsiendo aplicados en el SEIN desde inicios delpresente año.

En el presente trabajo se ha mostrado laaplicación de la metodología para el diseño delEsquema de Rechazo Automático de Carga porMínima Frecuencia (ERACMF), del Esquema deRechazo Automático de Carga por Mínima Tensión(ERAMT) y del Esquema de DesconexiónAutomática de Generación por Sobrefrecuencia(EDAGSF), llamados Esquemas Especiales deProtección (EEP), para evitar colapsos totales delSistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN),ante la ocurrencia de perturbaciones y eventosoperativos anormales.

Es importante mencionar que la efectividaddel ERACMF y EDAGSF ha quedado demostradaal activarse en todos los eventos que comprome-tieron el balance de potencia activa en el sistemay provocaron su activación, por lo que con suoperación evitaron el colapso por frecuencia del SEIN.Se puede mencionar dos eventos importantes:

• Evento del 12.08.2006: en el cual seprodujo la desconexión de las centralesde Mantaro y Restitución con 853 MW.Debido al desbalance, se alcanzó unafrecuencia mínima de 58,37 Hz, actuó elERACMF rechazándose 846 MW y se evitóel colapso del SEIN.

• Evento del 18.03.2007: en el cualdesconecto la línea de interconexiónMantaro-Socabaya con 264 MW. En elCentro Norte actuó el EDAGSFdesconectando 125 MW y se controló lafrecuencia. En el Sur la frecuenciadescendió hasta 58,0 Hz y se activó elERACMF desconectando 320 MW,evitándose el colapso por frecuencia deeste subsistema.

Si bien es cierto que no se ha producido enel SEIN un evento que haya comprometido laestabilidad de la tensión de las barras de 220 kVde Lima y que haya activado el ERACMT, susetapas han sido tomadas como referencia paraestimar las magnitudes de carga a rechazar demodo manual. En los meses de marzo, abril y juniode 2006, se tuvieron bajas tensiones en Limadebido a las indisponibilidades de las centralestérmicas del área de Lima por falta del suministrode gas natural de Camisea, por indisponibilidadesfortuitas y/o por mantenimiento simultáneo dealgunas unidades. La medida adoptada para el

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:

Figura 4.6 Respuesta transitoria de las tensionesen el evento 2

Los resultados de las simulaciones mostraronla aptitud del Esquema de Rechazo Automáticode Carga por Mínima Tensión para el control delas tensiones en Lima y Sur medio.

5. Conclusiones

El COES ha establecido mediante estudiosapropiados de sistemas eléctricos de potencia,


220

control de la tensión en estos casos fue elrechazo de carga manual en el área de Lima, conlo cual se evitó la posibilidad de algún colapso portensión.

Agradecimientos

Los autores agradecen a los ingenierosRolando Zarate y Ciro Álvarez, que tambiénconformaron el equipo de trabajo del COES, querealizó el estudio de Actualización del Esquemade Rechazo Automático de Carga/Generación delSEIN año 2007, Septiembre 2006, por su apoyoen las simulaciones y en el desarrollo de los DPLen el software DIgSILENT.

Referencias Bibliográfícas

[1] D. Rodríguez C., Roberto Ramirez A., J. C. PinoG., «Esquemas Especiales de Protección delSistema Eléctrico Interconectado Nacional(SEIN): Esquemas de Rechazo Automático deCarga y Desconexión Automática deGeneración- Año 2007, Parte I: ConceptosFundamentales, Modelo Matemático del SEINy Criterios de Diseño, COES, Junio, 2007.

[2] Comunicación APOEM-L-036-2005, Ajustes deprotecciones de sobrefrecuencia de lasunidades TG-1 y TG-2 de la C.T. Aguaytía,Termoselva, setiembre, 2005.

[3] H. Clark, «Voltage and Reactive Power forPlanning and Operation», Seminario, Portland,Oregon, Julio, 2006.

Anexo 1

Desconexión de generación en avenida

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)

Desconexión de generación en estiaje

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)

esquemas especiales de protección del sistema … · • su accesibilidad (se puede leer en...

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