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Estudio de Coordinación de las Protecciones

Del Sistema Interconectado Nacional AECP-2014

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ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES

DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

ANEXO N° 10

Protecciones Sistémicas

Fecha Rev. Descripción Elaboró Revisó Aprobó

15/07/10 00 Elaboración del Informe YJD FTG JCP

15/07/14 00 Elaboración del Informe JCQ YJD RRA


del Sistema Interconectado Nacional AECP-2014

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ÍNDICE

1 Introducción y Objetivo 3

2 Tipos de Protecciones Sistémicas 3

3 Esquemas de Sincronismo del SEIN 3

3.1 Equipos de sincronismo en centrales de generación 3

3.2 Equipos de sincronismo en instalaciones adyacentes a las centrales de generación 3

3.3 Equipos de sincronismo en el sistema de transmisión radial 4

3.4 Equipos de sincronismo en el sistema de transmisión en anillo 4

4 Esquemas de Sobretensión del SEIN 5

4.1 Esquema de sobretensión del área norte 7

4.2 Esquema de sobretensión del área centro 10

4.3 Esquema de sobretensión del área sur 12

5 Esquemas de bloqueo de oscilación de potencia y disparo por pérdida de sincronismo. 15

5.1 Metodología de estudio 15

5.2 Desarrollo de los casos de estudio 15 5.2.1 Línea de 500kV Trujillo – La Niña (L-5010) _________________________________________ 16 5.2.2 Línea de 500kV Chimbote – Trujillo (L-5008) ________________________________________ 18 5.2.3 Línea de 500kV Chimbote – Carabayllo (L-5006) ____________________________________ 20 5.2.4 Línea de 500kV Chilca – Poroma (L-5032) __________________________________________ 22 5.2.5 Línea de 500kV Chilca – Poroma (L-5034) __________________________________________ 25 5.2.6 Línea de 500kV Chilca – Poroma (L-5036) __________________________________________ 28 5.2.7 Línea de 220kV Guadalupe - Chiclayo (L-2236) ______________________________________ 30 5.2.8 Línea de 220kV Trujillo Norte – Guadalupe (L-2234) _________________________________ 32 5.2.9 Líneas de 220kV Chimbote – Trujillo (L-2232) _______________________________________ 33 5.2.10 Líneas de 220kV Paramonga – Chimbote (L-2216) ___________________________________ 34 5.2.11 Línea de 220kV Aguaytia – Tingo María (L-2251) ____________________________________ 35 5.2.12 Líneas de 220kV Mantaro – Cotaruse (L-2051/2052) __________________________________ 40 5.2.13 Líneas de 220kV Cotaruse – Socabaya (L-2053/2054) ________________________________ 44 5.2.14 Líneas de 220kV Socabaya – Tintaya (L-2022/2023) __________________________________ 49 5.2.15 Líneas de 138kV del Sistema Sur Oeste ___________________________________________ 52



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1 Introducción y Objetivo

Dentro de la actualización del estudio de coordinación de protecciones del SEIN, se ha elaborado el estudio de protecciones sistémicas, en el cual se definen los ajustes de los relés de protección y de los esquemas de protección que se usan para proteger al sistema ante eventos en cascada.

Estos relés y esquemas de protección son definidos por el COES, ya que para definir los mismos, se debe considerar el comportamiento de todos los elementos tanto de generación, transmisión y distribución.

2 Tipos de Protecciones Sistémicas

Se entiende como Protecciones Sistémicas a aquellos elementos de protección que son usados para proteger el Sistema ante contingencias y evitar que un disturbio se propague en la red.

Sin embargo, dentro de los alcances del presente estudio, también se verificarán aquellos elementos de protección que son usados para la operación del SEIN, como son los ajustes de los relés de sincronismo.

3 Esquemas de Sincronismo del SEIN

Los ajustes de los relés de sincronismo en el SEIN se clasificarán de acuerdo al punto en el cual estén ubicados los mismos, esta clasificación será como sigue:

Equipos de sincronismo en las centrales de generación.

Equipos de sincronismo en instalaciones adyacentes a las centrales de generación.

Equipos de sincronismo en un sistema de transmisión radial.

Equipos de sincronismo en un sistema de transmisión en anillo.

3.1 Equipos de sincronismo en centrales de generación

En las centrales de generación los ajustes de los relés de sincronismo deberán ser definidos por el fabricante del generador. En caso que los mismos no se hayan definido se recomiendan los siguientes ajustes de acuerdo al estándar IEEE C37.102.

Diferencia de frecuencia : 0,067 Hz

Diferencia de tensión : 5% Vnom

Diferencia de ángulo : 10º

Condiciones de Cierre del Interruptor : Barra Viva – Línea Viva

3.2 Equipos de sincronismo en instalaciones adyacentes a las centrales de generación

En las instalaciones adyacentes a las centrales de generación como son líneas, interruptores o para cerrar interruptores en sistemas aislados, se recomienda implementar los siguientes ajustes.



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Diferencia de Tensión (∆V) : 10% Vnom

Diferencia de frecuencia (∆f) : 0,1 Hz

Diferencia de ángulo (∆Φ) : 10º

Condiciones de cierre : Barra Viva – Línea Viva

Barra Viva – Línea Muerta

Barra Muerta – Línea Viva

Barra Muerta – Línea Muerta

Tiempo de Chequeo de Sincronismo : 180 s

Tiempo de estabilización de sincronismo : 0,3 s

3.3 Equipos de sincronismo en el sistema de transmisión radial

En el sistema de transmisión radial, se recomienda implementar los siguientes ajustes.










3.4 Equipos de sincronismo en el sistema de transmisión en anillo

En el sistema de transmisión anillo, se recomienda implementar los siguientes ajustes.












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En el Anexo 10.1 se presenta los valores de ajuste de diferencia de tensión (∆V), diferencia de frecuencia (∆f) y diferencia de ángulo (∆Φ) para las líneas de trasmisión del SEIN considerando los criterios determinados anteriormente.

3.5 Conclusiones

En un sistema eléctrico de potencia siempre se realizan sincronización de los equipos ya sea centrales de generación, instalaciones adyacentes a las centrales, sistemas de transmisión radial y sistemas de transmisión en anillo; el cual deben cumplir con ciertas condiciones de tensión, frecuencia, ángulo, etc. Con el fin de evitar daños al sistema.

Los esquemas de sincronismo en los enlaces tienen una configuración especial ya que debido a ellos se sincronizan grandes áreas operativas.

4 Esquemas de Sobretensión del SEIN

En el Sistema Eléctrico los relés de sobretensión tradicionalmente se han aplicado para la protección de los trasformadores de potencia, de tal forma que si hay una sobretensión temporal en el sistema, entonces estos transformadores disparan con sus respectivas cargas; dicha perdida de carga agrava la sobretensión ocasionando la desconexión de más transformadores y posible apagón en cascada de las áreas eléctricas del SEIN.

Para poder evitar dichos fenómenos de sobretensión es necesario implementar esquemas de sobretensión para las diferentes áreas operativas de esa manera rechazar la menor cantidad de carga posible y evitar daños en los equipos.

Las sobretensiones en los sistemas de potencia se clasifican en:

Sobretensiones atmosféricas.

Sobretensiones de maniobra.

Sobretensiones temporales o de frecuencia industrial.

Las sobretensiones atmosféricas y de maniobra, no pueden ser controladas por los relés de protección ni por ningún esquema de protección el cual involucre relés, debido a que el tiempo de respuesta de las sobretensión atmosféricas es el orden de los microsegundos (µs), las sobretensiones de maniobra están en el orden los milisegundos (ms) mientras que los relés es del orden de los ciclos (>16,6ms). Las sobretensiones temporales o a frecuencia industrial si pueden ser controlados por los relés de protección y equipos de control en base a esquemas especiales de sobretensión.

Sobretensiones temporales (frecuencia industrial) pueden alcanzar valores aproximadamente de hasta 1,7 pu en sistemas débiles. Las sobretensiones pueden surgir de dos causas.

a) Las sobretensiones no balanceadas son causados por la subida de la tensión en las fases sanas durante una sola línea fallas a tierra.

b) Las sobretensiones balanceadas pueden ser resultado de la desconexión repentina de la carga o perdida de equipos de compensación reactiva; o la desconexión de una línea de derivación junto a su carga.

Estas sobretensiones ocurren a frecuencia industrial. Su duración es en el rango de segundos con una baja amortiguación.



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Para determinar el límite de las sobretensiones temporales, se considera la siguiente curva mostrada en la Figura 1, la cual es el límite de sobreexcitación de los transformadores de potencia (considerando la frecuencia constante).

El área debajo de esta curva se ha divido en tres regiones, las cuales son de operación normal (región 1), operación en emergencia (región 2), y operación critica (región 3). Los ajustes de los relés de protección por sobretensión se deben encontrar en la región (3) y sus ajustes deben estar entre 110% Vnom a 130% Vnom. Sin embargo, debido a que los relés de protección cuentan con umbrales de operación para el arranque (pickup) y el reseteo (dropout), se debe considerar que el umbral de operación de la protección de sobretensión se deberá encontrar entre el 115% Vnom al 130% Vnom.

Figura 1 Curva límite de sobretensión temporal

En el SEIN la tensión de funcionamiento normal debe estar dentro de los límites de 0.95 pu y 1.05 pu, establecido por la NTCSE para una buena calidad de tensión a los clientes. Estos límites conocidos como los "límites de calidad de tensión". Durante una contingencia o emergencia de los límites de calidad se puede superar. En tales casos, los criterios para controlar la sobretensión son los requeridos para proteger los equipos de potencia, tales como transformadores y generadores de daños. Los límites de la sobretensión se este caso se definen por los límites de capacidad de los transformadores de potencia y los generadores.



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4.1 Esquema de sobretensión del área norte

La zona norte del SEIN tiene implementado un esquema de sobretensión concebida para condiciones de operación del sistema de potencia cuando el sistema era puramente radial hacia el norte y en algunos casos las líneas con simple terna. El impacto que tendría sobre la red el ingreso de las líneas L-5006, L-5008 y L5010 hacen que las condiciones eléctricas varíen y de esa manera cambiar las condiciones de operación. Factores como la demanda y la compensación reactiva actual hacen que las sobretensiones alcancen valores menores a los registrados en años anteriores. Además el esquema de sobretensiones del área norte en el nivel de 220 kV es adecuado debido a su actuación escalonada.

El área norte del SEIN como se muestra en la Figura 2 es débil en el extremo norte tales como Zorritos y Talara y fuerte en las subestaciones Trujillo, Chimbote. Esta área en el extremo norte es susceptible a fenómenos de sobretensión temporales por lo que antes de desconectar cargas por sobretensión, es preferible desconectar líneas de transmisión y aliviar las sobretensiones.

En el Anexo 10.2 se muestra diferentes simulaciones para verificar el esquema de sobretensión en las líneas del Norte del SEIN.



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Zorritos 220kV

Talara 220kV

Pariñas 220kV

Piura Oeste 220kV

Chiclayo Oeste 220kV

La Niña 220kV

Guadalupe 220kV

Trujillo Norte 220kV

Chimbote 220kV

Paramonga 220kV

La Niña 500kV

Trujillo 500kV

Chimbote 500kV

L-22

49

L-22

95

L-22

50

L-22

48

L-22

38

L-22

41

L-22

39

L-22

36

L-22

37

L-22

34

L-22

35

L-22

32

L-22

33

L-22

15

L-22

16

L-50

10L-

5008

MachalaL-22

80

L-2240

Carhuaquero

L-2260

Cajamarca

HuachoL-2213

Huacho

Conococha

L-2279

L-2278

Carabayllo

L-5006

220 kV

500 kV

Figura 2 Sistema eléctrico área norte

El esquema propuesto para las líneas en 220 kV es un esquema escalonado que inicia en la S.E. Zorritos con la línea de interconexión Perú – Ecuador (L-2280) y termina con



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las líneas de doble terna enlace entre Chimbote – Paramonga – Huacho, Para los circuitos de doble terna es preferible desconectar en un tiempo mucho menor que la línea paralela, haciendo que las tensiones se restablezcan. Por ello el enlace Trujillo – Chimbote – Paramonga - Zapallal de doble circuito, es preferible desconectar un circuito por cada enlace antes de interrumpir todo el enlace, por esta razón las líneas de transmisión L-2250, L-2238, L-2237, L-2235, L-2233 y L-2216 tienen ajustes diferentes a los de las líneas L-2295, L-2248, L-2241, L-2239, L-2236, L-2234, L-2232 y L-2215 respectivamente.

Línea SSEE 1 - SSEE 2

Etapa 1 Etapa 2

U> t> U>> t>>

(p.u) (seg) (p.u) (seg)

L-2280 Zorritos - Machala 1,15 1,0 1,18 0,1

L-2249 Talara – Zorritos 1,15 2,0 1,30 0,2

L-2250 Piura – Talara 1,15 1,2 1,30 0,2

L-2295 Pariñas - Talara 1,15 2,4 1,30 0,6

L-2248 Piura - Pariñas 1,15 2,6 1,30 0,8

L-2238 Chiclayo - Piura 1,15 1,4 1,30 0,3

L-2241 La Niña - Piura 1,15 2,8 1,30 1,0

L-2239 La Niña - Chiclayo 1,15 3,0 1,30 1,2

L-2240 Carhuaquero - Chiclayo 1,15 2,8 1,30 0,7

L-2236 Guadalupe - Chiclayo 1,15 3,2 1,30 1,2

L-2237 Guadalupe - Chiclayo 1,15 1,6 1,30 0,4

L-2234 Trujillo - Guadalupe 1,15 3,6 1,30 1,4

L-2235 Trujillo - Guadalupe 1,15 1,8 1,30 0,5

L-2260 Trujillo - Cajamarca 1,15 3,8 1,30 1,2

L-2232 Chimbote - Trujillo 1,15 4,0 1,30 1,6


L-2215 Paramonga - Chimbote 1,15 4,0 1,30 1,2

L-2216 Paramonga - Chimbote 1,15 2,2 1,30 0,7

L-2213 Paramonga - Huacho 1,15 4,5 1,30 1,8

L-2278 Paramonga - Conococha 1,15 5,0 1,30 2,0

L-2279 Paramonga - Huacho 1,15 5,5 1,30 2,5

Tabla N°1: Ajustes propuestos para las sobretensiones en el Área Norte 220kV.

El esquema propuesto para las líneas en 500 kV es un esquema escalonado que inicia en la S.E. La Niña y termina en la SE Carabayllo; haciendo que las tensiones se restablezcan. Se ha verificado dichos ajustes con las simulaciones de diversas contingencias y se determinó que sería de manera escalona da en el mismo sentido que las líneas de 220 kV con un dial de 250 ms de diferencia para la primera etapa y 200 ms para la segunda etapa, en la siguiente tabla se muestra un resumen del ajuste a implementar.



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Línea SSEE 1 - SSEE 2

Etapa 1 Etapa 2

U> t> U>> t>>


L-5006 Carabayllo-Chimbote 1,1 1,50 1,2 0,6


L-5010 Trujillo - La Niña 1,1 1,00 1,2 0,2

Tabla N°2: Ajustes propuestos para las sobretensiones en el Área Norte 500kV.

También se considera el segundo anillo en 220kV que une las áreas centro-norte del SEIN; se considera las líneas Conococha – Kiman Ayllu – Cajamarca, como se muestra en la Figura 3.

Figura 3 Segundo enlace Centro – Norte

Linea SSEE 1 - SSEE 2

Etapa 1 Etapa 2

U> t> U>> t>>


L-2260 Trujillo Norte - Cajamarca 1,15 3,8 1,30 1,2

L-2272 Cajamarca - Kiman Ayllu 1,15 2,0 1,30 0,2

L-2274 Cajamarca - Kiman Ayllu 1,15 4,0 1,30 0,4

L-2269 Kiman Ayllu - Conococha 1,15 2,4 1,30 0,6

L-2270 Kiman Ayllu - Conococha 1,15 4,8 1,30 0,8

Tabla N°3: Ajustes propuestos para las sobretensiones del 2do enlace Centro-Norte.

4.2 Esquema de sobretensión del área centro

El área centro es menos susceptible a sobretensiones temporales. Sin embargo, esta área no está libre de estas sobretensiones, en el evento originado por el terremoto registrado en la ciudad de Pisco el 15 de agosto del año 2007, la tensión en el área lima llego hasta niveles de 280kV (1,27 p.u) afectando a muchos equipos e instalaciones.



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200

220

240

260

280

300

18:3

6:0

0

18:5

0:2

4

19:0

4:4

8

19:1

9:1

2

19:3

3:3

6

19:4

8:0

0

20:0

2:2

4

20:1

6:4

8

20:3

1:1

2

20:4

5:3

6

21:0

0:0

0

21:1

4:2

4

21:2

8:4

8

kV

Tensión en la línea L-2091 medido en la S.E. Chilca.

En la S.E. entró en

Línea L-2091.

En la S.E. Desierto

desconectó Línea L-2091.

Figura 4 Sobretensión presentada en el área Lima el 15 de agosto del 2007

Por lo que propone el siguiente esquema de sobretensión en el área centro.

Ante una sobretensión en el área centro (lima), se propone desconectar la línea de 220kV Huayucachi –Huanza (L-2221), de mantenerse los niveles de tensión elevados en el área Lima se desconectará la línea de 220kV Campo Armiño – Independencia (L-2203), de tener aún sobretensiones se desconectará la línea de 220kV Pomacocha – San Juan (L-2205), posteriormente la línea Huancavelica – Independencia (L-2231) y Finalmente un enlace entre Chilca – Independencia (L-2208 y L-2091).

Adicionalmente al encontrarse la S.E. Huayucachi expuesta a sobretensiones se habilita una etapa de sobretensión en la línea L-2220 (Campo Armiño – Huayucachi)

Por lo que el esquema propuesto quedará como sigue:

Línea SSEE 1 – SS EE 2

Etapa 1 Etapa 2

U> (p.u)

t> (seg)

U>> (p.u)

t>> (seg)

L-2221 Huanza – Huayucachi 1,15 3,0 1,30 0,5

L-2220 Huayucachi – Campo Armiño 1,15 3,7 1,30 0,8

L-2203 Campo Armiño – Independencia 1,15 3,5 1,30 0,7

L-2205 Pomacocha – San Juan 1,15 4,0 1,30 0,9

L-2231 Huancavelica – Independencia 1,15 4,5 1,30 1,1

L-2208 Independencia – Desierto 1,15 5,0 1,30 1,3

L-2091 Desierto – Chilca 1,15 5,5 1,30 1,5

Tabla N°4: Ajustes propuestos para las sobretensiones en el Área Centro.



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4.3 Esquema de sobretensión del área sur

La zona sur del SEIN se distinguen 2 importantes zonas, la primera zona es la comprendida entre las subestaciones Machupicchu – Cachimayo – Dolorespata – Quencoro – Tintaya; y la segunda zona es la comprendida entre las subestaciones San Gabán – San Rafael – Azángaro – Juliaca – Puno; ambas zonas en 138 kV, como se muestra en la Figura 5.

Este sistema sur es susceptible a fenómenos de sobretensión temporales debido a contingencias en las líneas de interconexión ya sea la línea Mantaro – Cotaruse – Socabaya en 220 kV y/o Chilca – Poroma – Ocoña – Montalvo en 500kV por lo que antes de desconectar cargas por sobretensión, es preferible desconectar líneas de transmisión y aliviar las sobretensiones.

En primer lugar se considera las líneas de transmisión de 220 kV doble terna (Tintaya – Socabaya) L-2022, y L-2023 que enlazan las dos zonas comprendidas en el área sur.

Como primera etapa desconectará una terna de la línea Tintaya – Socabaya (L-2022) para controlar la sobretensión en el área sur.

Para la primera zona el esquema de sobretensión será como sigue:

Como primera etapa desconectará la línea paralela Machupicchu – Quencoro (L-

1002) de 99.34 km para controlar la sobretensión en esta área.

Como segunda etapa desconectará la línea Cachimayo – Abancay (L-1007) de 95.6

km.

Como tercera etapa desconectará la línea Machupicchu – Cachimayo (L-1001) de

78.55 km.

Finalmente se desconectará la línea de gran longitud Quencoro – Tintaya (L-1005)

de 188.05 km.

Para la segunda zona el esquema de sobretensión será como sigue:

Como primera etapa desconectará la línea paralela San Gabán - Azángaro (L-1010)

de 159.3 km, ya que su desconexión no causa perdida de suministros.

Como segunda etapa desconectará la línea Mazuko – Puerto Maldonado (L-1015)

de 152.6 km.

Como tercera etapa desconectará la línea San Gabán - Mazuko (L-1014) de 69.2

km.

Como cuarta etapa desconectará la línea San Gabán – San Rafael (L-1013) de

76.48 km.

Como quinta etapa desconectará la línea Azángaro – Juliaca (L-1011) de 78.2 km.

Finalmente desconectará la línea Azángaro – Tintaya (L-1006) de 124.7 km.



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Figura 5 Sistema eléctrico área sur

El esquema propuesto para las líneas en 138 kV es un esquema escalonado que inicia con las líneas paralelas y termina con las líneas largas y menos perjudiciales para las cargas.

Línea SSEE 1 – SS EE 2

Etapa 1 Etapa 2

U>

(p.u)

t>

(seg)

U>> (p.u)

t>> (seg)

L-2022 Tintaya – Socabaya 1.12 3,5 1,3 0,2

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

L-1002 Machupicchu – Quencoro 1,12 3,5 1,30 0,2

L-1007 Cachimayo – Abancay 1,15 4,0 1,30 0,40

L-1001 Machupicchu – Cachimayo 1,15 4,5 1,30 0,60

L-1005 Quencoro – Tintaya 1,15 6,0 1,30 0,9

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

L-1010 San Gabán – Azangaro 1,12 3,0 1,30 0,2

L-1015 Mazuco – Pto Maldonado 1,15 3,5 1,30 0,3

L-1014 San Gabán – Mazuko 1,15 4,0 1,30 0,4



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L-1013 San Gabán – San Rafael 1,15 4,5 1,30 0,5

L-1011 Azangaro – Juliaca 1,15 5,0 1,30 0,6

L-1006 Azangaro – Tintaya 1,15 5,5 1,30 0,7

Tabla N°6: Tabla de ajustes propuestos para las sobretensiones en el Área Sur.

En el Anexo 10.2 se presenta el evento más significativo para el área sur cuando se desconectan las líneas de Mantaro – Cotaruse – Socabaya en 220 kV y el otro anillo en 500kV Chilca – Poroma – Ocoña – Montalvo; se muestra la correacta activación del esquema de sobretensión planteado para el área sur.

Estas funciones de sobretensión se implementaran en ambas protecciones de las líneas PL1 y PL2 con dos etapas de disparo. Asimismo el esquema de sobretensión incluye un envío de disparo directo transferido (DTT) al interruptor del extremo remoto de la línea para ambas etapas como se muestra en la Figura 6; ya que el disparo en un solo extremo provoca sobretensiones en la línea debido al efecto Ferranti, pues la línea quedaría tensionada de un solo extremo.

Figura 6 Esquema de disparo directamente transferido

4.4 Conclusiones

En los sistemas eléctricos de potencia siempre se presentan las sobretensiones temporales, por ello es necesario implementar esquemas de protección contra sobretensiones, con el fin de evitar daños a los equipos de potencia.

La aplicación de los relés de sobretensión para transformadores de potencia protege sólo el equipo más no el sistema.

En el ajuste de los valores de arranque y retardo de un relé de sobretensión de línea debe ser considerado:

Efecto Ferranti

Aumento de tensión de la fase sana durante una falla a tierra

Coordinación con la capacidad del equipo.



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Coordinación con los controles de voltaje del sistema, como la sustitución del reactor

Coordinación con otros ajustes del relé de sobretensión de línea para minimizar el impacto en la seguridad del sistema eléctrico

5 Esquemas de bloqueo de oscilación de potencia y disparo por pérdida de sincronismo.

En esta parte del estudio determina el comportamiento de los relés de distancia ante fenómenos oscilatorios o de pérdida de paso. Para determinar el comportamiento de las impedancias vistas, e indicar los puntos en los cuales se producen centros eléctricos y es posible seccionar el sistema ante condiciones de pérdida de paso.

También se evaluará el comportamiento de las oscilaciones estables (velocidad de impedancia) para verificar si los ajustes actuales son adecuados.

5.1 Metodología de estudio

Por la experiencia de operación del SEIN, se han podido identificar zonas sensibles a oscilaciones de potencia y pérdida de sincronismo.

Para evaluar el desempeño de los relés de distancia en estas zonas, se utilizó el programa de simulación DIgSILENT Power Factory, al cual se le aplicaron fallas trifásicas sin resistencia en un extremo de las líneas para provocar perturbaciones severas. El tiempo de despeje de falla considerado en las simulaciones en todos los casos fue de 0.100 s, este tiempo incluyen el tiempo de actuación de la protección y el tiempo de apertura del interruptor.

Con respecto a los recursos estabilizantes del SEIN, el modelo DIgSILENT usado comprende a los reguladores de velocidad, reguladores de tensión, PSS. Los mismos que han sido usados en diversos estudios como el ERACG y ETOE.

Con respecto al modelamiento de los relés de protección se consideró en todos los casos un relé de distancia típico de característica cuadrilateral con dos zonas de protección (Zona 1 y Zona 2), no se consideró la zona 3, debido a que esta zona se encuentra con temporización elevada.

Las simulaciones se realizaron considerando al sistema exento de la intervención de protecciones, a fin de estudiar la evolución de la impedancia durante un tiempo relativamente largo (3 a 5 seg).

Adicionalmente se han modificado los escenarios de referencia con el fin de incrementar el flujo por las líneas de interés, a fin de obtener condiciones iniciales proclives a iniciar oscilaciones de potencia o pérdida de sincronismo.

5.2 Desarrollo de los casos de estudio

Se aborda el estudio de las oscilaciones de potencia sobre las siguientes áreas del sistema:

Las líneas en 500 kV que se abordan son:

Línea Trujillo – La Niña (5010).

Línea Chimbote - Trujillo (5008).



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Línea Carabayllo – Chimbote (5006).

Línea Chilca – Poroma (5032).

Línea Poroma – Ocoña (5034).

Línea Ocoña – Montalvo (5036).

Las líneas en 220 kV que se abordan son:

Línea Chiclayo – Guadalupe (2236).

Línea Guadalupe – Trujillo (2234).

Línea Trujillo – Chimbote (2232).

Línea Chimbote – Paramonga (2216).

Línea Aguaytía – Tingo María (2251).

Línea Campo Armiño – Cotaruse (2051/2052).

Línea Cotaruse – Socabaya (2053/2054).

Línea Socabaya – Tintaya (2022).

Líneas de 138kV que se abordan son:

Línea Tintaya - Quencoro (1005).

Línea Santuario - Callalli (1020).

Línea Azangaro - Juliaca (1011).

Línea Tintaya – Callalli (1008).

5.2.1 Línea de 500kV Trujillo – La Niña (L-5010)

5.2.1.1 Condiciones de aplicación.

Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones:

Caso 1: Falla trifásica en la barra de Trujillo 220kV, con una duración de 100ms.

Caso 2: Falla trifásica en la barra de La Niña 220kV, con una duración de 100ms.

En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 100ms, las oscilaciones de potencia que se presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L-5010.



Página 17 de 57

500.450.400.350.300.250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200.-250.-300.-350.-400.-450.-500.-550.-600.-650. [pri.Ohm]

650.

600.

550.

500.

450.

400.

350.

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

[pri.Ohm]

LAGUNA LA NIÑA\EH02(1)\LNINA L-5010 7SA612 PL1TRUJILLO NUEVA\EH02(1)\TRUNU L-5010 7SA612 PL1

LNINA L-5010 7SA612 PL1\Polarizing Z1: ImpedanceTRUNU L-5010 7SA612 PL1\Polarizing Z1: Impedance

Informe de Protecciones Sistemicas R-X LNINA L-5010

AECP 2014 COES - SINAC

Date: 7/5/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 7 Impedancia vista por los relés de la L-5010 en falla Trujillo 220kV

En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero se presenta oscilaciones que ingresan dentro de la característica de la protección de distancia.



Página 18 de 57

350.300.250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200.-250.-300.-350.-400. [pri.Ohm]

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

-150.

-200.

-250.

[pri.Ohm]

CHICL500 Reactor\Cub_1\Rele L5010 LANINASETNOR500 Reactor2\Cub_1\Rele L5010 TRUJILLO

5010 LANINA\Polarizing Z1: Impedance10 TRUJILLO\Polarizing Z1: Impedance

R-X L5010

Date: 7/5/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 8 Impedancia vista por los relés de la línea L-5010 en falla La Niña 220kV

5.2.1.2 Conclusiones.

De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero esta propensa a oscilaciones de potencia, por lo que se recomienda habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia sin disparo por pérdida de sincronismo.

5.2.2 Línea de 500kV Chimbote – Trujillo (L-5008)



Caso 1: Falla trifásica en la barra de Trujillo 220kV, con una duración de 100ms.

Caso 2: Falla trifásica en la barra de Chimbote 220kV, con una duración de 100ms.




Página 19 de 57

-110.-220.-330.-440.-550.-660.-770.-880.-990.-1100.-1210.-1320.-1430.-1540.-1650. [pri.Ohm]

880.

770.

660.

550.

440.

330.

220.

110.

-110.

-220.

-330.

[pri.Ohm]

SETNOR500 Reactor\Cub_1\Rele L5008 TrujilloCHIM500\Cub_3\Rele L5008 Chimbote

08 Trujillo\Polarizing Z1: Impedance08 Chimbote\Polarizing Z1: Impedance

R-X L5008

Date: 7/7/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 9 Impedancia vista por los relés de la línea L-5008, falla Trujillo220

En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, tampoco se presenta oscilaciones que ingresan dentro de la característica de la protección de distancia.



Página 20 de 57

-110.-220.-330.-440.-550.-660.-770.-880.-990.-1100.-1210.-1320.-1430.-1540.-1650. [pri.Ohm]

880.

770.

660.

550.

440.

330.

220.

110.

-110.

-220.

-330.

[pri.Ohm]

SETNOR500 Reactor\Cub_1\Rele L5008 TrujilloCHIM500\Cub_3\Rele L5008 Chimbote

08 Trujillo\Polarizing Z1: Impedance08 Chimbote\Polarizing Z1: Impedance

R-X L5008

Date: 7/7/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 10 Impedancia vista por los relés de la línea L-5008, falla Chimbote220



5.2.3 Línea de 500kV Chimbote – Carabayllo (L-5006)



Caso 1: Falla trifásica en la barra de Chimbote 220kV, con una duración de 100ms.

Caso 2: Falla trifásica en la barra de Carabayllo 220kV, con una duración de 100ms.




Página 21 de 57

900.810.720.630.540.450.360.270.180.90.0-90.0-180.-270.-360.-450.-540.-630.-720.-810.-900.-990.-1080.-1170. [pri.Ohm]

540.

450.

360.

270.

180.

90.0

-90.0

-180.

-270.

-360.

-450.

-540.

-630.

-720.

-810.

[pri.Ohm]

CHIMBOTE\EH05\CHIMB L-5006 F003 PP CHIMB L-5006 F003 PP\Polarizing Z1Impedance

Informe de Protecciones Sistémicas R-X CHIMB L-5006


Date: 6/25/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 11 Impedancia vista por los relés de la línea L-5006, falla Chimbote220




Página 22 de 57

900.810.720.630.540.450.360.270.180.90.0-90.0-180.-270.-360.-450.-540.-630.-720.-810.-900.-990.-1080.-1170. [pri.Ohm]

540.

450.

360.

270.

180.

90.0

-90.0

-180.

-270.

-360.

-450.

-540.

-630.

-720.

-810.

[pri.Ohm]

CHIMBOTE\EH05\CHIMB L-5006 F003 PP CHIMB L-5006 F003 PP\Polarizing Z1Impedance

Informe de Protecciones Sistémicas R-X CHIMB L-5006


Date: 6/25/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 12 Impedancia vista por los relés de la línea L-5006, falla Carabayllo220



5.2.4 Línea de 500kV Chilca – Poroma (L-5032)



Caso 1: Falla trifásica simultánea en las líneas L-2051 y L-2052 de 220kV Mataro – Cotaruse, con una duración de 100ms.

Caso 2: Falla trifásica simultánea en las líneas L-2053 y L-2054 de 220kV Cotaruse – Socabaya, con una duración de 100ms.

Caso 3: Falla trifásica en la SE Poroma 220kV con una duración de 100 ms.

En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 100ms, las oscilaciones de potencia que se



Página 23 de 57

presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L-5032.

750.600.450.300.150.-150.-300. [pri.Ohm]

600.

450.

300.

150.

-150.

-300.

[pri.Ohm]

Chilca500\Cub_3\R_L5032EPOROMA500\Cub_5(2)\R_L5032R

R_L5032E\Polarizing: ImpedanceR_L5032R\Polarizing: Impedance

Informe de Protecciones Sistemas R-X L5032E

AECP COES - SINAC

Date: 6/24/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 13 Impedancia vista por los relés de la línea L-5032, falla L2051 y L2052




Página 24 de 57

750.600.450.300.150.-150.-300. [pri.Ohm]

600.

450.

300.

150.

-150.

-300.

[pri.Ohm]




AECP COES - SINAC

Date: 6/24/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


En el caso 3, ante falla trifásica en la subestación de Poroma 220 kV, se produce una oscilación de potencia que pasa muy cerca de la zonas de protección de distancia, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo.



Página 25 de 57

600.500.400.300.200.100.-100. [pri.Ohm]

500.

400.

300.

200.

100.

-100.

[pri.Ohm]




AECP COES - SINAC

Date: 7/3/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 15 Impedancia vista por los relés de la línea L-5032, falla Poroma 220kV



5.2.5 Línea de 500kV Poroma – Ocoña (L-5034)





Caso 3: Falla trifásica en la SE Poroma 220kV con una duración de 100 ms.




Página 26 de 57

1000.900.800.700.600.500.400.300.200.100.-100.-200.-300. [pri.Ohm]

400.

300.

200.

100.

-100.

-200.

-300.

-400.

-500.

[pri.Ohm]

POROMA500\Cub_7(2)\R_L5034EOCOÑA500\Cub_3\R_L5034R



AECP COES - SINAC

Date: 6/24/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T





Página 27 de 57

1000.900.800.700.600.500.400.300.200.100.-100.-200.-300. [pri.Ohm]

400.

300.

200.

100.

-100.

-200.

-300.

-400.

-500.

[pri.Ohm]




AECP COES - SINAC

Date: 6/24/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


En el caso 3, ante falla trifásica en la subestación de Poroma 220 kV, se produce una oscilación de potencia que no ingresa dentro de la zonas de protección de distancia, tampoco no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo.



Página 28 de 57

1000.900.800.700.600.500.400.300.200.100.-100.-200.-300. [pri.Ohm]

400.

300.

200.

100.

-100.

-200.

-300.

-400.

-500.

[pri.Ohm]




AECP COES - SINAC

Date: 7/3/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 18 Impedancia vista por los relés de la línea L-5034, falla Poroma 220kV



5.2.6 Línea de 500kV Ocoña – Montalvo (L-5036)








Página 29 de 57

750.600.450.300.150.-150.-300.-450.-600.-750.-900.-1050.-1200. [pri.Ohm]

450.

300.

150.

-150.

-300.

-450.

-600.

-750.

-900.

[pri.Ohm]

OCOÑA500\Cub_4\R_L5036EMONT2-500\Cub_4(1)\R_L5036R



AECP COES - SINAC

Date: 6/24/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T





Página 30 de 57

750.600.450.300.150.-150.-300.-450.-600.-750.-900.-1050.-1200. [pri.Ohm]

450.

300.

150.

-150.

-300.

-450.

-600.

-750.

-900.

[pri.Ohm]

OCOÑA500\Cub_4\R_L5036EMONT2-500\Cub_4(1)\R_L5036R



AECP COES - SINAC

Date: 6/24/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T




5.2.7 Línea de 220kV Guadalupe - Chiclayo (L-2236)



Caso 1: Falla trifásica en la barra de Guadalupe 60kV, con una duración de 500ms.

Caso 2: Falla trifásica en la barra de Chiclayo 60kV, con una duración de 500ms.

En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 500ms, sin embargo si la falla en la barra de Chiclayo dura 600ms, se producirá una condición de pérdida de sincronismo, cuyo centro eléctrico será la línea L-2236.



Página 31 de 57

3000.2500.2000.1500.1000.500.-500.-1000.-1500.-2000.-2500.-3000.-3500.-4000.-4500. [pri.Ohm]

3000.

2500.

2000.

1500.

1000.

500.

-500.

-1000.

-1500.

-2000.

-2500.

[pri.Ohm]

CHICLAYO_OESTE_220\Cub_1\Rele L2236 ChiclayoSEGUA\Cub_0.2\Rele L2236 Guadalup

L2236 Chiclayo\Polarizing: ImpedanceL2236 Guadalup\Polarizing: Impedance

Informe de Protecciones Sistemicas R-X L2236

AECP 2014 COES-SINAC

Date: 7/7/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 21 Impedancia vista por los relés de la línea L-2236, falla Guadalupe 60kV

75.0-75.0-150.-225.-300.-375.-450.-525.-600.-675.-750.-825.-900.-975.-1050. [pri.Ohm]

675.

600.

525.

450.

375.

300.

225.

150.

75.0

-75.0

-150.

[pri.Ohm]





Date: 7/7/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T




Página 32 de 57

En el caso 2, se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 500ms, cuyo centro eléctrico será la línea L-2236.

525.450.375.300.225.150.75.0-75.0-150.-225.-300.-375.-450.-525.-600. [pri.Ohm]

150.

75.0

-75.0

-150.

-225.

-300.

-375.

-450.

-525.

-600.

-675.

[pri.Ohm]





Date: 7/7/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T



De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, por lo que se deberá habilitar el bloqueo por oscilaciones de potencia con disparo ante pérdida de sincronismo.

5.2.8 Línea de 220kV Trujillo Norte – Guadalupe (L-2234)



Caso 1: Falla trifásica en la barra de Guadalupe 60kV, con una duración de 500ms.

En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, las oscilaciones de potencia que se presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L-2234.



Página 33 de 57

1000.900.800.700.600.500.400.300.200.100.-100.-200.-300.-400.-500.-600.-700.-800.-900.-1000.-1100.-1200.-1300. [pri.Ohm]

600.

500.

400.

300.

200.

100.

-100.

-200.

-300.

-400.

-500.

-600.

-700.

-800.

-900.

[pri.Ohm]

GUADALUPE\H06\GUADA L-2234 REL670 PL1TRUJILLO NORTE\TH06\TRUJI L-2234 7SA612 PL1

GUADA L-2234 REL670 PL1\Polarizing: ImpedanceTRUJI L-2234 7SA612 PL1\Polarizing Z1: Impedance

Informe de Protecciones Sistemicas R-X Plot


Date: 6/27/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 24 Impedancia vista por los relés de la línea L-2234, falla SE Guadalupe 60kV



5.2.9 Líneas de 220kV Chimbote – Trujillo (L-2232)


Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en estas líneas, se realizaron las siguientes simulaciones:

Caso 1: Falla trifásica en la barra de 138kV de Chimbote1, con tiempo de despeje de falla de 500ms y 700ms.

En el caso 1, se muestra condiciones de pérdida de sincronismo. Sin embargo la impedancia no llega a entrar en las zonas de protección de los relés de distancia de las líneas L-2232. Se recomienda mantener habilitado el bloqueo por oscilaciones de potencia para los relés de estas líneas.



Página 34 de 57

1000.900.800.700.600.500.400.300.200.100.-100.-200.-300.-400.-500.-600.-700.-800.-900.-1000.-1100.-1200.-1300. [pri.Ohm]

600.

500.

400.

300.

200.

100.

-100.

-200.

-300.

-400.

-500.

-600.

-700.

-800.

-900.

[pri.Ohm]

TRUJILLO NORTE\TH10\TRUJI L-2232 7SA612 PL1CHIMBOTE\TH05\CHIMB L-2232 7SA612 PL1

TRUJI L-2232 7SA612 PL1\Polarizing Z1: ImpedanceCHIMB L-2232 7SA612 PL1\Polarizing Z1: Impedance



Date: 6/27/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 25 Impedancia vista por los relés de la línea L-2234, falla SE Guadalupe 60kV


De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzcan fenómenos de pérdida de sincronismo, pero si las oscilaciones de potencia. Cuando se producen fallas en la barra de 138kV de la S.E. Chimbote, se produce un fenómeno de pérdida de sincronismo pero el centro eléctrico no es en las líneas Chimbote – Trujillo, por lo que se debe activar la función de bloqueo ante oscilaciones de potencia, sin disparo ante pérdida de sincronismo.

5.2.10 Líneas de 220kV Paramonga – Chimbote (L-2216)



Caso 1: Falla trifásica en la barra de 138kV de Chimbote1, con tiempo de despeje de falla de 500ms y 700ms.

En el caso 1, se observa un condición de pérdida de sincronismo, pero el centro eléctrico de oscilación no se da en la línea L-2216, estas se dan en las línea de 138kV.



Página 35 de 57

450.400.350.300.250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200.-250.-300.-350.-400.-450.-500.-550.-600.-650.-700. [pri.Ohm]

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

-150.

-200.

-250.

-300.

-350.

-400.

-450.

-500.

[pri.Ohm]

CHIMBOTE\TH24\CHIMB L-2216 7SA612 PL1 CHIMB L-2216 7SA612 PL1\Polarizing Z1Impedance



Date: 6/27/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 26 Impedancia vista por los relés de la línea L-2216


De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea existen condiciones para que se produzca oscilaciones de potencia, pero no condiciones de pérdida de sincronismo. Por lo que se debe activar la función de bloqueo ante oscilaciones de potencia, sin disparo ante pérdida de sincronismo

5.2.11 Línea de 220kV Aguaytia – Tingo María (L-2251)



Caso 1: Falla trifásica en la línea L-1125, al 85% de la S.E. Aguaytía, con una duración de 400ms (se asumió que no operó la teleprotección de la línea).

Caso 2: Falla trifásica en la línea L-1121, al 85% de la S.E. Tingo María, con una duración de 400ms (se asumió que no operó la teleprotección de la línea).

Caso 3: Falla trifásica en la línea L-2252 al 1% de la S.E. Tingo María, con una duración de 100ms.

Caso 4: Falla trifásica en la barra de Tingo María 138kV, con una duración de 500ms.



Página 36 de 57

En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero si se producen oscilaciones de potencia, que no llegan a ingresar en las zonas de protección de los relés de distancia de la línea L-2251.

60.030.0-30.0-60.0-90.0-120.-150.-180.-210.-240.-270.-300.-330.-360.-390. [pri.Ohm]

180.

150.

120.

90.0

60.0

30.0

-30.0

-60.0

-90.0

-120.

-150.

[pri.Ohm]

TMAR220\Cub_2\Rele L2251 TINGMAGUA220\lne AGU_TIN_21\Rele L2251 AGUAY

le L2251 TINGM\Polarizing: Impedancele L2251 AGUAY\Polarizing: Impedance



Date: 7/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 27 Impedancia vista por los relés de la línea L-2251, falla trifásica en la línea L-1125

En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero si se producen oscilaciones de potencia, que no llegan a ingresar en las zonas de protección de los relés de distancia de la línea L-2251.



Página 37 de 57

70.035.0-35.0-70.0-105.-140.-175.-210.-245.-280.-315.-350.-385.-420.-455. [pri.Ohm]

210.

175.

140.

105.

70.0

35.0

-35.0

-70.0

-105.

-140.

-175.

[pri.Ohm]





Date: 7/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 28 : Impedancia vista por los relés de la línea L-2251, falla trifásica en la línea L-1125

En el caso 3, ante falla trifásica y desconexión de la línea L-2252, se produce una condición de pérdida de sincronismo, el centro eléctrico se ubica entre los transformadores de 220/138kV de la S.E. Tingo María y la línea L-1121, por lo que de no tomar acción ante esta condición de pérdida de sincronismo, podría producirse la desconexión de la línea L-1121 y provocar un colapso mayor.



Página 38 de 57

175.140.105.70.035.0-35.0-70.0-105.-140.-175.-210.-245.-280.-315.-350. [pri.Ohm]

210.

175.

140.

105.

70.0

35.0

-35.0

-70.0

-105.

-140.

-175.

[pri.Ohm]





Date: 7/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 29 Impedancia vista por los relés de la línea L-2251, falla trifásica en la línea L-2252 y con los 2 grupos de Aguaytia en servicio.

Al repetir el caso 3, con un solo grupo de generación de la C.T. Aguaytía, se observan solo condiciones de oscilación de potencia. Por lo que depende de cuanta generación tenga la C.T. Aguaytía, por lo que se considera necesario revisar el esquema de desconexión del transformador de Tingo María.



Página 39 de 57

300.200.100.-100.-200.-300.-400.-500.-600.-700.-800.-900.-1000.-1100.-1200. [pri.Ohm]

300.

200.

100.

-100.

-200.

-300.

-400.

-500.

-600.

-700.

-800.

[pri.Ohm]





Date: 7/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 30 Impedancia vista por los relés de la línea L-2251, falla trifásica en la línea L-2252 y con 1 grupo de Aguaytia en servicio

En el caso 4, ante falla trifásica en la barra de 138kV de la S.E. Tingo María, se produce una condición de pérdida de sincronismo, el centro eléctrico de oscilación es en la línea L-2251.



Página 40 de 57

175.150.125.100.75.050.025.0-25.0-50.0-75.0-100.-125.-150.-175.-200. [pri.Ohm]

150.

125.

100.

75.0

50.0

25.0

-25.0

-50.0

-75.0

-100.

-125.

[pri.Ohm]





Date: 7/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 31 Impedancia vista por los relés de la línea L-2251, falla trifásica en la SE Tingo Maria 138 kV


De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea existen condiciones para que se produzca oscilaciones de potencia. También se producen condiciones de pérdida de sincronismo cuando se produce una falla en la barra de 138kV de Tingo María en este caso el centro eléctrico se encuentra en la línea L-2251. Asimismo, en el caso de fallas en la línea L-2252, se produce una condición de pérdida de sincronismo cuyo centro eléctrico se encuentra entre los transformadores de Tingo María 220/138 kV y la línea L-1121. Por lo que en la línea L-2251 activar la función de bloqueo ante oscilaciones de potencia, con disparo ante pérdida de sincronismo

5.2.12 Líneas de 220kV Mantaro – Cotaruse (L-2051/2052)



Caso 1: Falla trifásica en la línea de 500 kV Poroma – Ocoña con una duración de hasta 400 ms.



Página 41 de 57

Caso 2: Falla trifásica en la SE Socabaya 138kV con un tiempo de duración de 100 ms.

Caso 3: Falla trifásica en la línea L-2051 / L2052, con una duración de 100ms.

En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero si se producen oscilaciones de potencia, que no llegan a ingresar en las zonas de protección de los relés de distancia de la línea L-2051 y L-2052.

550.500.450.400.350.300.250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200. [pri.Ohm]

450.

400.

350.

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

[pri.Ohm]

CARMI220\Cub_15\Rele L2051 MantaroCOTARUSE 11\Cub_6\Rele L2051 Cotaruse

L2051 Mantaro\Polarizing: ImpedanceL2051 Cotaruse\Polarizing: Impedance



Date: 7/2/2014

Annex: D

IgS

ILE

NT

Figura 32 Impedancia vista por los reles de la linea 2051, falla trifasica trifásica en la línea de 500 kV Poroma – Ocoña



Página 42 de 57

550.500.450.400.350.300.250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200. [pri.Ohm]

450.

400.

350.

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

[pri.Ohm]

CARMI220\Cub_8\Rele L2052 MantaroCOTARUSE 12\Sc Cotaruse-CampoArmino_XC2\Rele L2052 Cotaruse




Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T





Página 43 de 57

550.500.450.400.350.300.250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200. [pri.Ohm]

450.

400.

350.

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

[pri.Ohm]





Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 34 Impedancia vista por los reles de la linea 2051, falla trifásica en la SE Socabaya 138 kV

550.500.450.400.350.300.250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200. [pri.Ohm]

450.

400.

350.

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

[pri.Ohm]

CARMI220\Cub_8\Rele L2052 MantaroCOTARUSE 12\Sc Cotaruse-CampoArmino_XC2\Rele L2052 Cotaruse




Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 35 Impedancia vista por los reles de la linea 2052, falla trifasica en la SE Socabaya 138kV

En el caso 3, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero si se producen oscilaciones de potencia, también llegan a ingresar en



Página 44 de 57

las zonas de protección de los relés de distancia de la línea L-2051 y L-2052, pero sin perder el sincronismo.

550.500.450.400.350.300.250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200. [pri.Ohm]

450.

400.

350.

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

[pri.Ohm]





Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 36 Impedancia vista por los reles de la linea 2051, falla trifasica en la linea paralela L2052


De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea se debe habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia, el ajuste deberá bloquear oscilaciones. No se deberá realizar disparo ante condiciones de pérdida de sincronismo.

5.2.13 Líneas de 220kV Cotaruse – Socabaya (L-2053/2054)



Caso 1: Falla trifásica en la línea de 500 kV Poroma – Ocoña con una duración de hasta 400 ms.


Caso 3: Falla trifásica en la línea L-2053 / L2054, con una duración de 100ms.



Página 45 de 57


400.300.200.100.-100.-200.-300.-400.-500.-600.-700.-800.-900.-1000.-1100. [pri.Ohm]

700.

600.

500.

400.

300.

200.

100.

-100.

-200.

-300.

-400.

[pri.Ohm]

SOCA220\Cub_9\Rele L2053 SocabayaCOTARUSE 13\Cub_6\Rele L2053 Cotaruse

L2053 Cotaruse\Polarizing: ImpedanceL2053 Socabaya\Polarizing: Impedance



Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T




Página 46 de 57

1000.900.800.700.600.500.400.300.200.100.-100.-200.-300.-400.-500. [pri.Ohm]

700.

600.

500.

400.

300.

200.

100.

-100.

-200.

-300.

-400.

[pri.Ohm]

COTARUSE 14\Cub_7\Rele L2054 CotaruseSOCA220\Cub_10\Rele L2054 Socabaya




Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T





Página 47 de 57

250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200.-250.-300.-350.-400.-450.-500. [pri.Ohm]

400.

350.

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

-150.

[pri.Ohm]





Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T




Página 48 de 57

500.450.400.350.300.250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200.-250. [pri.Ohm]

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

-150.

-200.

-250.

[pri.Ohm]

COTARUSE 14\Cub_7\Rele L2054 CotaruseSOCA220\Cub_10\Rele L2054 Socabaya




Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


En el caso 3, se muestra produce una pérdida de sincronismo en la línea entre Cotaruse – Socabaya, el centro eléctrico de esta pérdida de sincronismo se da en estas líneas, por lo que en esta línea se debe habilitar el bloqueo por oscilación de potencia y se deberá realizar disparo ante condiciones de pérdida de sincronismo. (dentro de la característica de los relés de distancia).



Página 49 de 57

250.200.150.100.50.0-50.0-100.-150.-200.-250.-300.-350.-400.-450.-500. [pri.Ohm]

400.

350.

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

-150.

[pri.Ohm]





Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 41 Impedancia vista por los reles de la linea L-2053, falla trifásica en la linea paralela L-2054


De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea se debe habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia y el disparo ante condiciones de pérdida de sincronismo. El disparo ante pérdida de sincronismo deberá ejecutarse solo en la S.E. Socabaya.

5.2.14 Líneas de 220kV Socabaya – Tintaya (L-2022/2023)



Caso 1: Falla trifásica en la línea L-2023 con una duración de hasta 100 ms.


Caso 3: Falla trifásica en la SE Tintaya 138kV con un tiempo de duración de 100 ms.




Página 50 de 57

600.500.400.300.200.100.-100.-200.-300.-400.-500.-600.-700.-800.-900. [pri.Ohm]

500.

400.

300.

200.

100.

-100.

-200.

-300.

-400.

-500.

-600.

[pri.Ohm]

SOCA220\Cub_12\Rele2 L2022 SocabayaTINT220\Cub_2\Rele2 L2022 Tintaya

22 Socabaya\Polarizing Z1: Impedance022 Tintaya\Polarizing Z1: Impedance

R-X Plot(2)

Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 42 Impedancia vista por los reles de la linea L-2022, falla trifasica trifásica en la línea paralela L-2023




Página 51 de 57

845.780.715.650.585.520.455.390.325.260.195.130.65.0-65.0-130. [pri.Ohm]

390.

325.

260.

195.

130.

65.0

-65.0

-130.

-195.

-260.

-325.

[pri.Ohm]



R-X Plot(2)

Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 43 Impedancia vista por los reles de la linea L-2022 / L-2023, falla trifásica en la SE Socabaya 138 kV

En el caso 3, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero si se producen oscilaciones de potencia, que no llegan a ingresar en las zonas de protección de los relés de distancia de la línea L-2022 y L-2023



Página 52 de 57

845.780.715.650.585.520.455.390.325.260.195.130.65.0-65.0-130. [pri.Ohm]

390.

325.

260.

195.

130.

65.0

-65.0

-130.

-195.

-260.

-325.

[pri.Ohm]



R-X Plot(2)

Date: 7/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 44 Impedancia vista por los reles de la linea L-2022, falla trifásica en la linea paralela L-2023


De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea se debe habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia y el disparo ante condiciones de pérdida de sincronismo.

5.2.15 Líneas de 138kV del Sistema Sur Oeste



Para L-1005:

Caso 1: Falla trifásica en la barra de Dolores Pata 10kV, con una duración de 500ms.

Caso 2: Falla trifásica en la barra de Tintaya 10kV, con una duración de 500ms.

Para L-1020/1008:

Caso 3: Falla trifásica en la línea L-2022, con una duración de 100 ms.

Caso 4: Falla trifásica en las líneas L-2022/L-2023, con una duración de 100 ms.



Página 53 de 57

Para L-1011/L-1012:

Caso 5: Falla trifásica en la línea L-1006, vista de la S.E. Azangaro, con una duración de 100ms.

En el caso 1, ante falla en la barra de 10kV de Dolorespata se produce una condición de pérdida de sincronismo cuyo centro eléctrico se da en la línea L-1005. Ante este evento corresponde habilitar el bloqueo por oscilación de potencia con disparo por pérdida de sincronismo. Se debe evaluar el esquema de protección de la S.E. Dolorespata 10kV, para que el tiempo de despeje de falla en esta barra sea de menor a 500ms. En las otras líneas de 138kV se detectan estas oscilaciones de potencia.

480.400.320.240.160.80.0-80.0-160.-240.-320.-400.-480.-560.-640.-720. [pri.Ohm]

400.

320.

240.

160.

80.0

-80.0

-160.

-240.

-320.

-400.

-480.

[pri.Ohm]

TINTA138\lne COM_TIN_11\Rele L1005 TintayaQUEN138\Cub_2\Rele L1005 Quencoro

005 Tintaya\Polarizing Z1: Impedance05 Quencoro\Polarizing Z1: Impedance

R-X Plot(2)

Date: 7/3/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 45 Impedancia vista por los reles de la linea L-1005, Falla trifasica barra de Dolores Pata 10kV

En el caso 2, ante falla en la barra de Tintaya 10kV, solo se producen oscilaciones de potencia amortiguadas en el área Sur Este. Estas oscilaciones no llegan a ingresar dentro de la característica de protección de los relés de distancia.



Página 54 de 57

3500.3000.2500.2000.1500.1000.500.-500.-1000.-1500.-2000.-2500.-3000.-3500.-4000. [pri.Ohm]

2500.

2000.

1500.

1000.

500.

-500.

-1000.

-1500.

-2000.

-2500.

-3000.

[pri.Ohm]

TINTA138\lne COM_TIN_11\Rele L1005 TintayaQUEN138\Cub_2\Rele L1005 Quencoro

005 Tintaya\Polarizing Z1: Impedance05 Quencoro\Polarizing Z1: Impedance

R-X Plot(2)

Date: 7/3/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 46 Impedancia vista por los reles de la linea L-1005, Falla trifasica barra de Dolores Pata 10kV

En el caso 3, Cuando se presenta un evento en la línea L-1020 en 220kV (Una sola terna) que une los sistemas sur-este con sur-oeste se registran oscilaciones de potencia en las líneas L-1020, no se produce pérdida de sincronismo ante este evento.



Página 55 de 57

50.0-50.0-100.-150.-200.-250.-300.-350.-400.-450.-500.-550.-600.-650.-700. [pri.Ohm]

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

-150.

-200.

-250.

[pri.Ohm]

CALLA138\Cub_4\Rele L1020 CallalliSANT138\Cub_6\Rele L1020 Santuario

20 Callalli\Polarizing Z1: Impedance0 Santuario\Polarizing Z1: Impedance

R-X L1020

Date: 7/3/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 47 Impedancia vista por los reles de la linea L-1020, Falla bifasica en la linea L-2022.

En el caso 4, Cuando se presenta un evento en la línea L-1020 y L2023 en 220kV (Ambas ternas) que une los sistemas sur-este con sur-oeste se registran oscilaciones de potencia en las líneas L-1020, no se produce pérdida de sincronismo ante este evento.



Página 56 de 57

-50.0-100.-150.-200.-250.-300.-350.-400.-450.-500.-550.-600.-650.-700.-750. [pri.Ohm]

350.

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

-150.

-200.

[pri.Ohm]

CALLA138\Cub_4\Rele L1020 CallalliSANT138\Cub_6\Rele L1020 Santuario

20 Callalli\Polarizing Z1: Impedance0 Santuario\Polarizing Z1: Impedance



Date: 7/7/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 48 Impedancia vista por los reles de la linea L-1020, Falla bifasica en la linea L-2022.

En el caso 5, ante falla en la línea L-1006 no se produce una condición de pérdida de sincronismo. Ante este evento corresponde habilitar el bloqueo por oscilación de potencia.



Página 57 de 57

150.100.50.0-50.0-100.-150.-200.-250.-300.-350.-400.-450.-500.-550.-600. [pri.Ohm]

300.

250.

200.

150.

100.

50.0

-50.0

-100.

-150.

-200.

-250.

[pri.Ohm]

JULIA138\lne AZA_JUL_11\Rele L1011 JuliacaAZANG138\Cub_4\Rele L1011 Azangaro

011 Juliaca\Polarizing Z1: Impedance11 Azangaro\Polarizing Z1: Impedance



Date: 7/7/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 49 Impedancia vista por los reles de la linea L-1011, Falla trifasica en la linea L-1006


De las simulaciones realizadas se verifica que en las líneas L-1020, L-1008, L-1011 y L-1012, deberán tener habilitadas la función de bloqueo por oscilaciones de potencia. En la línea L-1005 se deberá habilitar bloqueo por oscilaciones de potencia y el disparo ante condiciones de pérdida de sincronismo.

estudio de coordinaciÓn de las protecciones del …

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