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INFORME TÉCNICO

COES/D/DO/SEV/IT-010-2016

EVENTO : Desconexión de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV

FECHA : 22.02.2016

HORA : 05:00:56 h

1. DESCRIPCIÓN DEL EVENTO

A las 05:00:56 h, se produjo la desconexión de la línea L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV, debido una falla monofásica a tierra en la fase “R”, ocurrida durante el tiempo de recuperación (Reclaim time) de los interruptores ubicados en ambos extremos de la línea L-5034. El localizador de fallas ubicó la falla a 86,00 km de la S.E. Poroma. De acuerdo a lo informado por Abengoa Transmisión Sur (ATS), titular de línea, la falla se produjo por la pérdida de aislamiento en la cadena de aisladores.

Cabe resaltar que previa a la desconexión de la línea L-5034, ésta presentó cuatro (4) recierres monofásicos exitosos, a las 04:04 h, 04:27 h, 04:32 h y 05:00:17 h, debido a fallas monofásicas, producto de la pérdida de aislamiento en su cadena de aisladores, según lo informado por ATS.

Como consecuencia de la desconexión de la línea L-5034 ocurrido a las 05:00:56 h, se interrumpió 121,40 MW del suministro de la Minera Cerro Verde. Asimismo, se registró la reducción de carga de los usuarios libres Minera Cerro Verde, Minera Las Bambas, Minera Southern Perú, Minera Antapaccay, Minera Buenaventura y Cementos Yura con un total de 334,34 MW. También, se produjeron las desconexiones de la unidad TV de la C.T. Kallpa y la C.H. Runatullo III.

A las 05:02 h, desconectó la línea L-5037 (Montalvo - San José) de 500 kV por actuación de su protección de sobretensión, como consecuencia se produjo la interrupción de 18,20 MW de la Minera Cerro Verde.

A las 05:03 h, el CC-ATS1 declaró al CCO-COES2 la disponibilidad de la línea L-5037. A las 05:05 h, el CCO-COES inició las coordinaciones con los centros de control para recuperación de los suministros reducidos. A las 05:16 h, se conectó la línea L-5037.

A las 05:15 h y 05:22 h, sincronizaron los grupos G2 y G1 de la C.H. Runatullo III, respectivamente. A las 05:21 h, se conectó el autotransformador ATFX-002 de 500/220/33 kV de la S.E. San José.

A las 05:51 h y 05:58 h, el CCO-COES coordinó con el CC-ENS3 el arranque de las unidades TG1 y TG2 de la C.T Ilo 1, respectivamente. A las 05:54 h, el CCO-COES coordinó con el CC-SGB4 el arranque de la C.T. Taparachi.

A las 06:26 h y 06:32 h, se conectaron las líneas L-5034 (Poroma - Ocoña) y L-5036 (Ocoña – San José) de 500 kV, respectivamente; con lo cual se cerró el anillo Centro - Sur del SEIN.

1 CC-ATS : Centro de control de ABENGOA TRANSMISIÓN SUR 2 CCO-COES : Centro de Coordinación de la Operación del COES 3 CC-ENS : Centro de control de ENERSUR 4 CC-SGB : Centro de control de SAN GABÁN

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Elaborado : Javier Ortega Página 2 de 23 Revisado : Juan Natividad VºBº : Alex León

2. CONDICIONES DEL SISTEMA PREVIO AL EVENTO

2.1 Centros de generación involucrados:

N ° Central Unidad Potencia Activa (MW)

Potencia Reactiva (MVAR)

1 C.T. Kallpa

TG1 114,50 -4,50

TG2 114,75 -24,30

TG3 115,20 -24,50

TV 213,10 43,60

2 C.T. Ilo 1

TG1 F/S F/S

TG2 F/S F/S

TV3 20,99 7,52

TV4 F/S F/S

Catkato MC MC

3 C.T. Reserva Fría Ilo.

TG1 F/S F/S

TG2 MC MC

TG3 F/S F/S

4 C.T. Ilo 2 TV21 MP MP

5 C.H. Runatullo III Central 10,06 S/D

MC: Fuera de servicio por mantenimiento correctivo. MP: Fuera de servicio por mantenimiento programado. F/S: Fuera de servicio por operación. S/D: Sin data.

2.2 Flujo de potencia por las principales líneas de transmisión de la zona:

N° CÓDIGO Nivel de Tensión (kV)

SUBESTACIONES Potencia Activa (MW)

Potencia Reactiva (MVAr) DE A

1 L-5032 500 Chilca Poroma 434,05 237,19

2 L-5034 500 Poroma Ocoña 396,02 157,20

3 L-5036 500 Ocoña San José 395,31 74,69

4 L-5038 500 Puerto Bravo San José 6,99 -30,77

5 L-2051 220 Campo Armiño Cotaruse 235,73 19,70

6 L-2052 220 Campo Armiño Cotaruse 234,41 20,40

7 L-2053 220 Cotaruse Socabaya 223,77 -85,13

8 L-2054 220 Cotaruse Socabaya 222,17 -84,40

9 L-2060 220 Cotaruse Abancay Nueva -56,43 8,81

10 L-2059 220 Cotaruse Suriray -62,32 S/D

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3. SECUENCIA CRONOLÓGICA DE EVENTOS

Hora S.E. / C.C. Descripción

04:04 Se produjo recierre monofásico exitoso en la fase “S” de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV.

04:27 Se produjo recierre monofásico exitoso en la fase “R” de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV.

04:32 Se produjo recierre monofásico exitoso en la fase “S” de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV.

05:00:17.720 Se produjo recierre monofásico exitoso en la fase “ S” de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV.

05:00:56.815 Se produjo falla monofásica a tierra en la fase “R” de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV.

05:00:56.871 Poroma Desconexión trifásica de los interruptores INT-5362 e INT-5351 de la línea L-5034 (Chilca CTM – Poroma) de 500 kV por actuación de su protección diferencial de línea.

05:00:56.874 Ocoña Desconexión trifásica de los interruptores INT-5462 e INT-5451 de la línea L-5034 (Chilca CTM – Poroma) de 500 kV por actuación de su protección diferencial de línea.

05:01 San José Actuación del esquema DACA en Minera Cerro Verde, provocando la interrupción de 120 MW, aproximadamente.

05:01 Ocoña Desconexión del reactor de barra R-5450 por actuaci ón del esquema DACA.

05:01 Runatullo III Desconectó la C.H. Runatullo III por actuación de su protección de potencia Inversa (32).

05:01 Chilca REP

Desconectó la unidad TV de la C.T. Kallpa, por actuación de su protección baja presión del sistema hidráulico debido al cierre de su válvula de vapor producto de la sobrefrecuencia que se originó en el SEIN.

05:02 CCO-COES Coordinó con el CC-ATS conectar el reactor de barra R-5450 de la S.E. Ocoña, por regulación de tensión.

05:02:01 San José Desconexión del reactor REL-5984 de la línea L-5038 (Puerto Bravo - San José) de 500 kV, por actuación de su pr otección de sobretensión.

05:02:06.733 San José Desconexión trifásica de los interruptores INT-5951 e INT-5962 de la línea L-5037 (Montalvo – San José) de 500 kV por actuación de su protección de sobretensión (59)

05:02:06.734 Montalvo Desconexión trifásica de los interruptores INT-5651 e INT-5661 de la línea L-5037 (Montalvo – San José) de 500 kV por actuación de su protección de sobretensión (59)

05:03 CCO-COES Coordinó con el CC-REP5 conectar los reactores R3 y R4 de la S.E. Marcona, por regulación de tensión.

05:03 Marcona Se conectaron los reactores R3 y R4 por regulación de tensión.

05:03 CC-ATS Declaró al CCO-COES disponible la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV.

05:04 CC-KLP6 Informó al CCO-COES sobre la desconexión de la unidad TV de la C.T. Kallpa.

5 CC-REP : Centro de control de RED DE ENERGÍA DEL PERÚ 6 CC- KLP : Centro de control de KALLPA

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05:04 CCO-COES Informó al CC-EGN7 sobre la desconexión de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV y se coordinó disminuir la generación de la C.H. Cañón del Pato de 100 MW a 60 MW.

05.05 CC-BAM8 Informó al CCO-COES que presentaron reducción de carga en sus instalaciones.

05:05 CCO-COES Coordinó con el CC-BAM recuperar su carga interrumpida.

05:06 CC-MCV9 Informó al CCO-COES que presentaron interrupción de suministros en la S.E San José. El CCO-COES coordin ó con el CC-MCV no recuperar carga.

05:06 CC-MXT10 Informó al CCO-COES que sufrieron reducción de carga en sus instalaciones.

05:06 CCO-COES Coordinó con el CC-MXT recuperar su suministro interrumpido.

05:08 CC-CMB11 Informó al CCO-COES que presentaron reducción de carga en sus instalaciones.

05:08 CCO-COES Coordinó con el CC-CMB recuperar su carga interrumpida.

05:08 CC-ATS Informó al CCO-COES que la desconexión de la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV se debió por sobretensión.

05:08 CC-MCV Informó al CCO-COES que también presentan reducción de carga en la S.E. Sulfuros (esta carga es alimentada desde la S.E. Socabaya).

05:08 CCO-COES Coordinó con el CC-MCV recuperar su carga interrump ida en la S.E Sulfuros.

05:09 CCO-COES Coordinó con el CC-KLP normalizar la carga de su cliente libre Cementos Yura.

05:09 CC-SOU12 Informó al CCO-COES que sufrieron reducción de carga en sus instalaciones.

05:09 CCO-COES Coordinó con el CC-SOU recuperar su carga interrumpida.

05:10 CC-ENS Informó al CCO-COES que su cliente libre Minera Southern Perú a presentado una reducción de carga de 70 MW, aproximadamente.

05:10 CCO-COES Coordinó con el CC-ENS recuperar la carga interrump ida de su cliente libre Southern Perú.

05:12 CCO-COES Coordinó con el CC-ATS regular la tensión en la S.E. Montalvo, reduciendo un tap en el autotransformador AUT-5671 debido a que se están presentando tensiones elevadas (512 kV).

05:12 CC-GEJ13

Informó al CCO-COES que a las 05:02 h, desconectó la C.H. Runatullo III por sobrefrecuencia. El CCO-COES coordinó con el CC-GEJ el arranque de la C.H. Runatullo III.

05:14 CCO-COES Coordinó con el CC-ATS la energización de la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV desde la S.E. Montalvo, a través del cierre de los interruptores INT-5661 e INT-5651

7 CC- EGN : Centro de control de EGENOR 8 CC- BAM : Centro de control de MINERA LAS BAMBAS 9 CC- MC V : Centro de control de MINERA CERRO VERDE 10 CC- MXT : Centro de control de MINERA ANTAPACCAY 11 CC- CMB : Centro de control de MINERA BUENAVENTURA 12 CC-SOU : Centro de control de Minera SOUTHERN PERÚ. 13 CC-GEJ : Centro de control de EGEJUNIN

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05:15 Montalvo Se energizó la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV.

05:15 CCO-COES Coordinó con el CC-ATS conectar la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV desde la S.E. San José.

05:15 C.H. Runatullo III

Sincronizó el grupo G2 de la C.H. Runatullo III.

05:16 San José Se conectó la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV.

05:16 CC-MSR14 Informó al CCO-COES que sufrieron una reducción de carga de un total de 1,50 MW en la S.E San Rafael.

05:16 CCO-COES Coordinó con el CC-MSR recuperar su carga interrumpida.

05:20 CCO-COES Coordinó con el CC-MCV energizar el autotransformador ATX-002 de 500/220 kV de la S.E. San José.

05:21 San José Se conectó el autotransformador ATX- 002 de 500/220 kV.

05:21 CCO-COES Coordinó con el CC-MCV recuperar toda su carga inte rrumpida.

05:22 C.H.

Runatullo III Sincronizó el grupo G1 con el SEIN.

05:28 CC-KLP Declaró al CCO-COES disponible la unidad TV de la C.T. Kallpa.

05:34 CCO-COES Coordinó con el CC-KLP arrancar la unidad TV de la C.T. Kallpa.

05:51 CCO-COES Coordinó con el CC-ENS arrancar la unidad TG1 de la C.T. Ilo1.

05:54 CCO-COES Coordinó con el CC-SGB arrancar la C.T. Taparachi.

05:58 CCO-COES Coordinó con el CC-ENS arrancar la unidad TG2 de la C.T. Ilo1.

06:05 C.T. Taparachi En servicio la C.T. Taparachi.

06:06 C.T. Ilo 1 En servicio la unidad TG1.

06:12 CC-ATS Declaró al CCO-COES disponible la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV.

06:15 C.T. Ilo 1 En servicio la unidad TG2.

06:21 CCO-COES Coordinó con el CC-ATS energizar la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV desde la S.E. Poroma

06:23 Poroma Se energizó la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV, a través del cierre del interruptor INT-5351.

06:26 Ocoña Se conectó la línea L-5034 (Poroma – Oc oña) de 500 kV.

06:26 CCO-COES Coordinó con el CC-ATS energizar la línea L-5036 (Poroma – Ocoña) de 500 kV desde la S.E. Ocoña.

06:26 Ocoña Se energizó la línea L-5036 (Ocoña – San José) de 500 kV.

06:32 San José Se conectó la línea L-5036 (Ocoña – San José) de 500 kV.

4. SEÑALIZACIÓN DE LAS PROTECCIONES

14 CC- MSR : Centro de control de MINSUR

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S.E. Equipo Código Señalizaciones Interruptor A/C

Ocoña L-5034 RED670 ABB

Protección diferencial de línea (87L) INT-5462 INT-5451

A

Poroma L-5034 RED670

ABB Protección diferencial de línea (87L) INT-5362 INT-5351 A

Montalvo L-5037 RED670 Protección de sobretensión (59) INT-5661 INT-5651 A

San José L-5037 RED670 Disparo Directo Transferido (DTT) INT-5951 INT-5962 A

A/C: Abierto o Cerrado

5. CONTADOR DE INTERRUPTORES

Subestación Celda Código Antes Después

R S T R S T

Poroma L-5034 INT-5351 322 320 307 324 322 308

INT-5362 237 255 245 239 257 246

Ocoña L-5034 INT-5451 353 366 345 355 368 346

INT-5462 341 341 336 343 343 337

Montalvo L-5037 INT-5651 317 302 292 318 303 293

INT-5661 226 236 213 227 237 214

CONTADOR DE PARARRAYOS

Subestación Celda Código Antes Después

R S T R S T Poroma L-5034 PRL-5362 11 11 11 11 11 11

Ocoña L-5034 PRL-5462 11 12 12 11 12 12

Montalvo L-5037 PRL-5651 11 11 11 11 11 11

6. ANÁLISIS DEL EVENTO

Antecedentes:

6.1 A las 04:04 h, 04:27 h y 04:37 h del 22.02.2016, se presentaron recierres monofásicos exitosos en la línea L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV, debido a fallas monofásicas a tierra en la fase “S”, “R” y “ S”, respectivamente. De acuerdo con lo informado por ATS, titular de la línea, las fallas se produjeron por pérdida de aislamiento en la cadena de aisladores. El sistema localizador de falla ubicó las fallas a 86,00 km aproximadamente, de la S.E. Poroma.

A partir de los diagramas X/R de los registros oscilográficos (ver Figuras 1, 2 y 3) se verifica que la componente resistiva de la impedancia de falla es más predominante que la componente reactiva, por lo que, se podria afirmar que la causa de los recierres monofásico sería por la pérdida de aislamiento en la cadena de aisladores de la línea L-5034.

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Figura 1. Diagrama X/R de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV en la S.E. Poroma - 04:04 h

(Fuente: ATS)


(Fuente: ATS)


(Fuente: ATS)

Análisis del Evento:

6.2 A las 05:00:17.720 h, se produjo el recierre monofásico exitoso en la fase “S” de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV. Luego de 38 s de ocurrido el recierre monofásico, dentro del tiempo de recuperación (Reclaim time) de los interruptores de

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la línea L-5034, se produjo nuevamente una falla monofásica en la fase “R”, la cual originó la desconexión trifásica definitiva de la línea L-5034. De acuerdo a lo informado por Abengoa Transmisión Sur (ATS), titular de línea, la falla se produjo por la pérdida de aislamiento en la cadena de aisladores, ubicada a 86,00 km de la S.E. Poroma (ver Figura 4).

Al respecto, ATS informó que los días 22.02.2016 y 23.02.2016, en coordinación con el COES se realizó el mantenimiento correctivo, que consistió en la limpieza manual de aisladores en el tramo comprendido entre las torres T-166 y T-179.

Figura 4. Diagrama unifilar simplificado de la zona de influencia

6.3 En la S.E. Poroma (ver Figura 5) despues de 56 ms de iniciada la falla, se produjo la desconexión trifásica definitiva de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV, mediante la apertura tripolar de los interruptores IN-5351 e IN-5362, por activación de la función diferencial de la línea (87L) de su relé de protección RED670.

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SUM-CT-IL1 SUM-CT-IL2 SUM-CT-IL3 SUM-CT-IN

t/s-0.7 -0.6 -0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 -0.0 0.1 0.2

I/ A

-3000

-2000

-1000

0

1000

LINE1-UL1 LINE1-UL2 LINE1-UL3 LINE1-UN

t/s-0.7 -0.6 -0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 -0.0 0.1 0.2

U/ V

-250000

0

250000

L6D-IBIAS L6D-IDL1MAG L6D-IDL2MAG L6D-IDL3MAG

t/s-0.7 -0.6 -0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 -0.0 0.1 0.2

I/ A

0

1000

2000

t/s-0.7 -0.6 -0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 -0.0 0.1 0.2

L6D TRIPRESL6D TRIP ENHA

PHS-STFWPEPHS-STFWL1

ZM04-TRIPZM02-START

TieCB_TRIP L3TieCB_TRIP L2TieCB_TRIP L1

BusCB_TRIP L3BusCB_TRIP L2BusCB_TRIP L1

Figura 5. Registro oscilográfico del relé RED670 de la línea L-5034 en la S.E. Poroma (Fuente: ATS).

6.4 En la S.E. Ocoña (ver Figura 6), despues de 59 ms de iniciada la falla se produjo la desconexión trifásica definitiva de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV, mediante la apertura tripolar de los interruptores IN-5451 e IN-5462, por activación de la función diferencial de la línea (87L) de su relé de protección RED670.


t/s-0.45 -0.40 -0.35 -0.30 -0.25 -0.20 -0.15 -0.10 -0.05 -0.00 0.05 0.10

I/ A

-1000

0

1000


t/s-0.45 -0.40 -0.35 -0.30 -0.25 -0.20 -0.15 -0.10 -0.05 -0.00 0.05 0.10

U/ V

-250000

0

250000

L6D-IBIAS L6D-IDL1MAG L6D-IDL2MAG L6D-IDL3MAG L6D-IDNSMAG

t/s-0.45 -0.40 -0.35 -0.30 -0.25 -0.20 -0.15 -0.10 -0.05 -0.00 0.05 0.10

I/ A

0

1000

2000

t/s-0.45 -0.40 -0.35 -0.30 -0.25 -0.20 -0.15 -0.10 -0.05 -0.00 0.05 0.10

L6D TRIPRESL6D TRIP ENHA

PHS-STFWL1ZM03-STARTZM02-START

TieCB_TRIP L3TieCB_TRIP L2TieCB_TRIP L1


Figura 6. Registro oscilográfico del relé RED670 de la línea L-5034 en la S.E. Ocoña (Fuente: ATS).

6.5 En las subestaciones de San Luis y San Carlos, de Minera Cerro Verde, se produjo la activación de la lógica 2 del esquema de “Disparo Automático de Carga por Diferencia Angular” (DACA), interrumpiendose un total de 121,40 MW. Asimismo, por activación del DACA desconectó el reactor de barra REB-5450 de la S.E. Ocoña.

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6.6 Como consecuencia de una falla en la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV, los usuarios libres Minera Cerro Verde, Minera Las Bambas, Minera Southern Perú, Minera Antapaccay, Minera Buenaventura y Cementos Yura registraron una reducción de carga total de 334,34 MW, por actuación de sus protecciones propias.

6.7 En la C.T. Kallpa se produjo la desconexión de la unidad TV cuando generaba 213,80 MW, por actuación de su protección de baja presión del sistema hidráulico debido al cierre de su válvula de vapor producto de la sobrefrecuencia que se originó en el SEIN (60,9 Hz). Al respecto, Kallpa Generación, titular de la unidad, informó que durante el proceso de cierre de las válvulas de vapor en respuesta a la sobrefrecuencia ocurrida en el SEIN (60,9 Hz), la presión de aceite hidráulico cae por debajo del set de disparo, debido a disturbio eléctrico de la bomba hidráulica #2. Se restablecio la presión normal de aceite hidráulico con el arranque de la bomba hidráulica #1 y se procedio con el arranque de la unidad TV. Se revisará los ajustes del circuito eléctrico de los motores de las bombas de aceite hidráulico de la unidad TV de la C.T. Kallpa (ver Figuras 7 y 8). Cabe mencionar que esta unidad no desconecto por el EDAGSF, sino por actuacion de sus protecciones propias.

Figura 7. Potencia de la unidad TV de la C.T. Kallpa y Frecuencia de la S.E. San Juan (Fuente: SGO-

COES).

Figura 8. Listado de alarmas de la C.T. Kallpa (Fuente: Kallpa).

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6.8 En la C.H. Runatullo III se produjo la desconexión de los grupos G1 y G2 cuando generaban 20,06 MW, por actuación de su función de protección de potencia inversa (32) en respuesta a la sobrefrecuencia ocurrida en el SEIN (60,9 Hz), quedando ambos grupos girando en vacío, de acuerdo a lo informado por EGEJUNIN, titular de la central Hidráulica. A las 05:15 h y 05:22 h, en servicio los grupos G2 y G1 de la C.H. Runatullo III, respectivamente. Cabe mencionar que estos grupos no descontaron por el EDAGSF, sino por actuacion de sus protecciones propias.

6.9 A las 05:02:01 h, se produjo la desconexión del reactor REL- 5984 de la línea L-5038 (Puerto Bravo – San José) de 500 kV, por activación de su protección de sobretensión, de acuerdo a lo informado por Kallpa, titular del equipo. El ajuste de la protección de sobretensión esta con 1,149 p.u. a 5 segundos, es decir 574,50 kV. En el presente evento se registro niveles de tensión de 579 kV, por lo cual, se presento las condiciones para la correcta actuación de la protección de sobretensión del reactor REL-5984 (ver Figura 9) .

K1:IAS A K1:IBS B K1:ICS C

t/s-0.08 -0.06 -0.04 -0.02 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08

I/ A

0

20

40

60

K1:VAV A K1:VBV B K1:VCV C

t/s-0.08 -0.06 -0.04 -0.02 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08

U/ V

320000

330000

340000

350000

360000

t/s-0.10 -0.08 -0.06 -0.04 -0.02 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08

591P1591P1T

591P259TC1592P1

592P1T592P259TC2

67SG1TC67SG2TC

Figura 9. Registro oscilográfico del relé del Reactor REL-5984 de la línea L-5038 en la S.E. San José

(Fuente: KALLPA).

6.10 A las 05:02:07 h, se produjo la desconexión de la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV, por actuación de su protección de sobretensión (59). La función de sobretensión de la S.E. Montalvo generó una señal de disparo directo transferido (DTT) hacia el extremo de la línea L-5037 (S.E. San José) y ocasionó la apertura de los interruptores IN-5962 e IN-5951 de la S.E. San José. (ver Figura 10 y 11).

Como consecuencia se produjo la interrupción de suministros de Minera Cerro Verde con un total de 18,20 MW. Cabe mencionar que el SVC-5931 de la S.E. San José, de titularidad de ATN1, se encuentra fuera de servicio por mantenimiento correctivo.

Desconexión del Reactor REL-5984 de la línea L-5038

Tensión de 579 kV (334,3*√3) en S.E. San José

Tensión de 602 kV (347,76*√3)

INFORME TÉCNICO

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t/s-0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3

I/ A

-300

-200

-100

0

100

200


t/s-0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3

U/ V

-500000

-250000

0

250000

t/s-0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3

TOV1-STARTTOV1-TRIP

TRIP XC CB 3PTieAR PREP3P

BusAR PREP3PTx DTT


Figura 10. Registro oscilográfico del relé RED670 de la línea L-5037 en la S.E. Montalvo (Fuente: ATS).


t/s-0.050 -0.025 0.000 0.025 0.050 0.075 0.100 0.125

I/ A

-300

-200

-100

0

100

200


t/s-0.050 -0.025 0.000 0.025 0.050 0.075 0.100 0.125

U/ V

-500000

-250000

0

250000

t/s-0.050 -0.025 0.000 0.025 0.050 0.075 0.100 0.125

L1 DTTRIN5951_TRP L3IN5951_TRP L2IN5951_TRP L1IN5962_TRP L3IN5962_TRP L2IN5962_TRP L1

Figura 11. Registro oscilográfico del relé RED670 de la línea L-5037 en la S.E. San Jóse (Fuente: ATS).

Análisis de la sobretensión en las SS.EE. Ocoña, Sa n José y Montalvo, sin y con el SVC de la S.E. San José en servicio.

6.11 Desde el 11.01.2016 hasta la emisión del presente informe, el SVC-5931 de -105/+350 MVAr de la S.E. San José esta fuera de servicio por presencia de corriente circulante en su cerco perimétrico. El día de evento, luego de la desconexión de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV por falla y del reactor REB-5450 de barra de la S.E. Ocoña por la correcta activación del DACA, se produjo sobretensión en las

DTT recibido desde S.E.Montalvo

Disparo por sobretensión (59)

Tensión de 581 kV (335,44*√3) en la S.E. Montalvo

INFORME TÉCNICO

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SS.EE. Ocoña, San José y Montalvo de 500 kV. Esta sobretensión pudo ser mitigada por el SVC-5931, pero al no estar en servicio, contribuyo a la desconexión de los equipos por sobretensión.

SAN JOSÉ/SAN JOS..569.967

1.140-64.499


SAN JOSE/SAN JOS..250.950

1.141-64.820

SAN LUIS 220250.770

1.140-65.155


MONTALVO 220245.545

1.116-63.707

MONTALVO 500/MONTA..561.728

1.123-64.266


OCOÑA 500/OCO..573.754

1.148-64.460

OCOÑA 500/OCO..573.754

1.148-64.460

OCOÑA 500/OCO..573.754

1.148-64.460

OCOÑA 500/OCO..0.000

PUERTO BRAVO571.489

1.143-64.514 PUERTO BRAVO571.489

1.143-64.514 PUERTO BRAVO571.489

1.143-64.514 PUERTO BRAVO571.489

1.143-64.514

PB420.5721.143

-94.516

PB320.5721.143

-94.516

PB220.5721.143

-94.516

PB120.5721.143

-94.516

SVC SJose0.0000.0000.000

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G3

G~

PuertoBravo G2

G~

PuertoBravo G1

0.00

0.00

0.00

0.00

Tr

CT

PB

4 -0.000.000.110.00

0.190.180.110.00

0

Tr

CT

PB

3 -0.000.000.110.00

0.190.180.110.00

0

Tr

CT

PB

2 -0.000.000.110.00

0.190.180.110.00

0

Tr

CT

PB

1 -0.000.000.110.00

0.190.180.110.00

0

RP

-SJ5

00

0.13

64.9

7

0.07

1

L-20

72

25.55-3.323.770.06

-25.53-2.453.770.06

L-20

71

25.55-3.323.770.06

-25.53-2.453.770.06

L-5036

-0.00-168.52

17.740.17

0.08-47.2117.740.05

-52.3577.226.300.09

52.35-77.90

6.300.09

L-50

37

-52.3577.9027.810.09

52.67-257.38

27.810.27

lod AmplCVerde

50.137.01

0.12

SVS

SVC SanJose

0.000.00

0.00

h7 SJose

0.00

0.00

0.00

1

h5 SJose

0.00

0.00

0.00

1

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

AUT-5671

-52.6793.3012.720.11

52.96-90.6712.720.25

-0.00-0.0012.720.00

0

12

0

0.000.000.000.00

Filt

er_C

BF

ilter

_CB

lod Ssaa_ChilcaUno

0.00

0.00

0.00

0.00

-0.00-171.18

11.480.17

0.00168.5211.480.17

0.000.000.000.00

0.00

164.

08 0.

171

0.00

171.

18 0.

171

0.000.00

0.00

1

0.00

0.00

0.00

1

0.00

0.00

0.00

0.00

L-5038

0.76-89.17

5.590.09

-0.75-0.735.590.00

0.000.000.000.00

0

0.000.000.000.00

0

Figura 12. Flujo de carga sin el SVC de la S.E. San José (Fuente: DigSilent - COES).

6.12 Se realizó la simulación de flujo de carga con las condiciones del día del evento, donde se aprecia la sobretensión sin la presencia del SVC-5931(ver Figura 12); mientras, cuando esta en servicio el SVC-5931 no hay sobretensión, por el contrario los valores de tensión estan dentro del rango normal de operación (ver Figura 13).

INFORME TÉCNICO

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Esta última afirmación, se corrobora con el estudio del DACA, el cual se realizó considerando el SVC-5931 en servicio.


1.012-70.154



1.005-70.551

SAN LUIS 220220.741

1.003-70.969


MONTALVO 220221.782

1.008-69.262


1.001-69.928


OCOÑA 500/OCO..509.576

1.019-70.115

OCOÑA 500/OCO..509.576

1.019-70.115

OCOÑA 500/OCO..509.576

1.019-70.115

OCOÑA 500/OCO..0.000

PUERTO BRAVO507.565

1.015-70.168 PUERTO BRAVO507.565

1.015-70.168 PUERTO BRAVO507.565

1.015-70.168 PUERTO BRAVO507.565

1.015-70.168

PB418.2711.015

-100.1..

PB318.2711.015

-100.1..

PB218.2711.015

-100.1..

PB118.2711.015

-100.1..

SVC SJose22.9650.973

-40.537

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G4

G~

PuertoBravo G3

G~

PuertoBravo G2

G~

PuertoBravo G1

0.35

-9.5

40.

000.

01

Tr

CT

PB

4 -0.00-0.000.100.00

0.150.140.100.00

0

Tr

CT

PB

3 -0.00-0.000.100.00

0.150.140.100.00

0

Tr

CT

PB

2 -0.00-0.000.100.00

0.150.140.100.00

0

Tr

CT

PB

1 -0.00-0.000.100.00

0.150.140.100.00

0

RP

-SJ5

00

0.10

51.2

5

0.06

1

L-20

72

25.03-0.194.210.07

-25.00-4.224.210.07

L-20

71

25.03-0.194.210.07

-25.00-4.224.210.07

L-5036

-0.00-132.93

15.760.15

0.06-37.2415.760.04

-51.302.903.900.06

51.30-3.163.900.06

L-50

37

-51.303.16

18.400.06

51.41-146.17

18.400.18

lod AmplCVerde

50.008.43

0.13 SVS

SVC SanJose

-0.00130.39

3.28

h7 SJose

0.02

-22.

09 0.

56

1

h5 SJose

0.06

-59.

85 1.

50

1

25.7

1-7

.91

0.00

0.03

25.7

1-7

.91

0.00

0.03

AUT-5671

-51.4115.827.160.06

51.64-14.70

7.160.14

-0.000.007.160.00

0

12

0

50.05-0.380.000.13

Filt

er_C

B

lod Ssaa_ChilcaUno

21.4

0-1

6.73

0.00

0.03

-0.00-135.03

10.190.15

0.00132.9310.190.15

0.000.000.000.00

0.00

130.

35 0.

151

0.00

135.

03 0.

151

0.000.00

0.00

1

0.00

0.00

0.00

1

4.28

-3.3

50.

000.

01

L-5038

0.60-70.34

4.960.08

-0.59-0.584.960.00

0.2652.6414.960.14

-0.08-48.4514.961.22

0

Figura 13. Flujo de carga con el SVC de la S.E. San José (Fuente: DigSilent - COES).

6.13 Por lo cual, las desconexiones del reactor REL-5984 de la línea L-5038 (San José – Puerto Bravo) de 500 kV y de la línea L-5037 (Montalvo – San José) de 500 kV por sobretensión, se debió a la indisponibilidad del SVC-5931 de la S.E. San José. Por lo

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tanto, la interrupción de suministros de Minera Cerro Verde con un total de 18,20 MW, ocurrido a las 05:02 h, se debió a la desconexión de la línea L-5037 (Montalvo – San José) de 500 kV originado por la indisponibililidad del SVC-5984 de la S.E. San José, de titularidad de la empresa ATN1.

Actuación del esquema de Disparo Automático de Carg a por Diferencia Angular (DACA).

6.14 A partir de la desconexión de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV se produjo la activación de la lógica 2 del esquema de “Disparo Automático de Carga por Diferencia Angular” (ver Figura 14), debido a que se cumplieron las siguientes condiciones:

• Condición 1: Diferencia angular de tensión Poroma - Ocoña 500 kV > 50° (ver Figura 15).

• Condición 2: Diferencia angular de tensión Chilca - Montalvo 500 kV > 50° (ver Figura 16).

• Condición 3: Tensión Ocoña 500 kV < 0,96 p.u, Tiempo > 0.5 s (ver Figura 17).

Es importante mencionar que esta lógica 2 se activa cuando los flujos en las subestaciones de Poroma y Ocoña son superiores a 300,00 MW. Para el presente evento, el flujo por la línea L-5032 era de 434,05 MW y por la línea L-5034 era de 396,02 MW, con lo cual se verificó que se cumplió con la condición establecida.

Figura 14. Lógica 2 del esquema de Disparo Automaticó de Carga por Diferencia Angular (Fuente: Cerro

Verde)

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Figura 15. Oscilografia de la Diferencia Angular entre las SS.EE. Poroma y Ocoña (Fuente: Cerro Verde).

Figura 16. Oscilografia de la Diferencia Angular entre las SS.EE. Chilca y Montalvo (Fuente: Cerro

Verde).

U Ocoña < 0.96p.u.

t/s0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0

PMCU06-OCON:Voltage 1 1m/ V

225000

250000

275000

300000

325000

t/s0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0

DACA 2 OP:DACA 2 ARM:

Figura 17. Oscilografia del nivel de tensión en la S.E. Ocoña (Fuente: Cerro Verde).

Al cumplirse los 0,5 segundos con una tensión

menor a 0,96 p.u. (277 kV) se produjo la desconexión del

Reactor R -5450 Inicio de la falla,

desconexión L-5034

Tensión 562 kV [562,25 = 325 x √√√√3)]

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6.15 En la Figura 18, se muestra el cálculo de la diferencia angular, donde se observa que a los 148 ms, de producirse la falla en la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV, la dinamica del sistema produce que la diferencia angular entre las SS.EE. Chilca y Montalvo supere los 50°. Asimismo, a los 161 ms, la diferencia angular entre las SS.EE. Poroma y Ocoña supera los 50°. Con lo cual, ya cumplidas las condiciones para activación de la logica 2, a los 250 ms, se produjo el “Disparo Automático de Carga por Diferencia Angular” (DACA). Asimismo, se produjo la desconexión del reactor de barra REB-5450 de la S.E. Ocoña, al cumplirse las condiciones del DACA.

Figura 18. Cálculo de la diferencia angular entre las subestaciones Chilca – Montalvo y Poroma – Ocoña

(Fuente: Cerro Verde)

6.16 Respecto a la activación de la lógica 2 del DACA, en las subestaciones de San Luis y San Carlos, donde se produjo la interrupción de 97,40 MW y 24,00 MW, respectivamente, es necesario mencionar lo siguiente:

• En la S.E. San Luis, correspondiente a los alimentadores de los molinos 3, 4, 5, 6 y relaves CB-215, actuó primero el control propio de las cargas (electrónica de potencia), lo cual redujo sustancialmente la carga para despues interrumpir completemante la carga debido a la activación de la lógica 2 del DACA, según lo informado por Minera Cerro Verde. Se muestra como ejemplo el comportamiento del Molino 5 (ver Figura 19).

• En la S.E. San Carlos, correspondiente a los alimentadores HPGR 2, 3, 4, 6, 7 y 8, actuó directamente su lógica 2 del DACA, según lo informado por Minera Cerro Verde. Cabe resaltar que no tiene configurado la señal binaria de disparo del DACA en los registros oscilográficos. Se muestra como ejemplo el comportamiento del HPRG4 (ver Figura 20).

Previo a la desconexión de la línea L-5034, la diferencia angular entre Poroma y Ocoña era 8,2°, y entre Chilca y Moquegua era 21,3°

Luego se amortigua llegando a los 35 grados.

A los 150 ms, aproximadamente llegó a los 50 grados.

INFORME TÉCNICO

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P*

t/s-0.35 -0.30 -0.25 -0.20 -0.15 -0.10 -0.05 -0.00 0.05 0.10 0.15

P*/ W

0

100

200

IL1 IL2 IL3

t/s-0.35 -0.30 -0.25 -0.20 -0.15 -0.10 -0.05 -0.00 0.05 0.10 0.15

I/ A

-2

-1

0

1

2

UL1 UL2 UL3

t/s-0.35 -0.30 -0.25 -0.20 -0.15 -0.10 -0.05 -0.00 0.05 0.10 0.15

U/ V

-100

0

100

t/s-0.35 -0.30 -0.25 -0.20 -0.15 -0.10 -0.05 -0.00 0.05 0.10 0.15

PMUs TRIP

Figura 19. Oscilografia comportamiento del molino 5 – S.E. San Luis.

P*

t/s-2.30 -2.20 -2.10 -2.00 -1.90 -1.80 -1.70

P*/ W

0

10

20

30

40

50

IL1 IL2 IL3

t/s-2.30 -2.20 -2.10 -2.00 -1.90 -1.80 -1.70

I/ A

-0.50

-0.25

0.00

0.25

Figura 20. Oscilografia comportamiento del HPRG4 – S.E. San San Carlos.

6.17 Con la desconexión de la línea L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV por falla, el límite de transmisión Centro – Sur, disminuyó de 780 MW a 540 MW15 (ver Figura 21), pero debido a la interrupción y reducción de carga en el área Sur, el flujo de transmisión por la interconexión Centro – Sur no presento sobrecarga alguna. Sin embargo, desde 05:47 h hasta 06:18 h, se presentó sobrecarga en la interconexión Centro – Sur, debido a la normalización de carga de los suministros afectados. Al respecto, el CCO-COES dispuso el ingreso de las unidades TG1 y TG2 de la C.T. Ilo1 y la C.T. Taparachi, con lo cual se disminuyó el flujo por dicha interconexión (ver Figura 22).

15 Los límites de transmisión fueron definidos por el COES, a través de la decisión No 008-2016-D/COES.

Reducción de carga debido a la actuación del control propio de los Molinos (Electrónica de Potencia)

Actuación de la lógica 2 del DACA.

Falla monofásica en la fase “R” línea L-5034

Desconexión del HPRG4 en la S.E. San Carlos.

Falla en L-5034

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Figura 21. Límite de transmisión del enlace Centro – Sur (Fuente: COES).

Figura 22. Flujo de Potencia Activa por el enlace Centro – Sur (Fuente: SCADA-COES)

Restablecimiento.

6.18 A las 05:05 h, el CC-ATS declaró al CCO-COES disponible la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV.

6.19 A las 05:05 h, 05:06 h, 05:08 h, 05:09 h, el CCO-COES coordinó con Minera Las Bambas, Minera Antapaccay, Minera Buenaventura, Minera Southern Perú recuperar sus cargas disminuidas, respectivamente.

6.20 A las 05:09 h, el CCO-COES coordinó con Kallpa recuperar la carga de su cliente Cementos Yura.

6.21 A las 05:15 h y 05:22 h, sincronizaron con el SEIN los grupos G2 y G1 de la C.H. Runatullo III, respectivamente.

6.22 A las 05:16 h, se conectó la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV. A las 05:20 h, se conectó el autotransformador ATX-002 de 500/220 kV de la S.E. San José, con lo cual, se inicio a las maniobras de recuperacion de carga de las S.E. San

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Luis y San Carlos. A las 05:21 h, el CCO-COES coordinó con la Minera Cerro Verde recuperar el total de su carga interrumpida.

6.23 A las 05:28 h, el CC- KLP declaró al CCO-COES disponible la unidad TV de la C.T. Kallpa. A las 05:34 h, el CCO-COES coordinó con el CC-KLP arrancar la unidad TV de la C.T. Kallpa.

6.24 A las 06:12 h, el CC-ATS declaró al CCO-COES disponible la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV. A las 06:26 h, se conectó la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV. A las 06:32 h, se conectó la línea L-5036 (Ocoña – San José) de 500 kV, con lo cual se cerro el anillo Centro – Sur del SEIN.

7. CONSECUENCIAS

7.1 En la Calidad del Producto: No se produjeron transgresiones a la calidad del producto.

7.2 En la Calidad del suministro:

7.2.1 Las interrupciones de suministros debido a la activación del DACA 2, por desconexión de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV, fueron:

Suministro S.E. Alimentación

Sala Eléctrica Carga Potencia

(MW) Inicio

(hh:mm) Final

(hh:mm) Duración

(min)

Minera Cerro Verde

San Luis

ER-065 Molino 3 20,00 05.00 05:21 21,00

ER-065 Molino 4 20,00 05.00 05:21 21,00

ER-065 Molino 5 20,00 05.00 05:21 21,00

ER-065 Molino 6 20,00 05.00 05:21 21,00

ER-065 Relaves CB-215 12,00 05.00 05:21 21,00

ER-065 Alimentadores

Molinos 4, 5 y 6 CB-109 / CB-210

5,40 05.00 05:21 21,00

San Carlos

ER-011 HPGR 2 4,00 05.00 05:21 21,00

ER-011 HPGR 3 4,00 05.00 05:21 21,00

ER-011 HPGR 4 4,00 05.00 05:21 21,00

ER-011 HPGR 6 4,00 05.00 05:21 21,00

ER-011 HPGR 7 4,00 05.00 05:21 21,00

ER-011 HPGR 8 4,00 05.00 05:21 21,00

Total 121,40

7.2.2 Las interrupciones de suministro debido a la desconexión de la línea L-5037 (San José – Montalvo), fueron:

Empresa Suministro Afectado S.E.

Potencia Interrumpida

(MW)

Hora Inicio (hh:mm)

Hora Final (hh:mm)

Duración (Min.)

Minera Cerro Verde Concentradora 2 San Luis / San Carlos 18,20 05:02 05.21 19,00

Total 18,20

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7.2.3 Las reducciones de carga, debido a una falla en la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV, fueron:

Suministro S.E. De (MW)

A (MW)

Reducción (MW)

Inicio (hh:mm)

Final (hh:mm)

Duración (min)

Minera Cerro Verde

Sulfuros 110,00 60,00 50,00 05:00 05:11 11,00

Hidrometalurgia 36,00 24,00 12,00 05:00 05:11 11,00

San Carlos / San Luis

181,80 121,40 60,40 05:00 05:21 21,00

Las Bambas Las Bambas 105,00 30,00 75,00 5:00 05:15 15,00

Southern Perú

Cuajone -Chancadoras

27,23 15,63 11,60 5:00 05:45 45,00

Cuajone -Molinos 38,90 17,40 21,50 5:00 05:23 23,00

Toquepala - Concentradora 40,60 34,00 6,60 5:00 05:10 10,00

Toquepala - Lixiviación

23,00 12,60 10,40 5:00 05:17 17,00

Toquepala - Quebrada

Honda 3,80 3,00 0,80 5:00 05:32 32,00

Toquepala - Mina

13,60 6,80 6,80 5:00 05:10 10,00

Ilo - Fundición 35,90 29,5 6,40 5:00 05:48 48,00

Minera Antapaccay

Antapaccay (Molino SAG) 19,22 0,00 19,22 5:00 05:41 41,00

Antapaccay (Molino Bolas

1) 13,95 0,00 13,95 5:00 05:39 39,00

Antapaccay (Molino Bolas

2) 13,88 0,00 13,88 5:00 05:58 58,00

Cementos Yura Santuario 28,00 5,00 23,00 5:00 05:09 9,00

Minera Buenaventura Ares 9,61 6,82 2,79 05:00 05:08 8,00

Total 334,34

8. CONCLUSIONES

8.1 Los cuatro (4) recierres monofásicos exitosos en la línea L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV, ocurridos a las 04:04 h, 04:27 h, 04:32 h y 05:00:17 h, fueron por falla producto de la pérdida de aislamiento en su cadena de aisladores, según lo informado por ATS, titular de la línea.

8.2 La desconexión de la línea L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV a las 05:00:56, fue por una falla monofásica en la fase “R” producto de la pérdida de aislamiento en su cadena de aisladores entre las torres T-166 y T-179, según lo informado por ATS, titular de la línea.

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8.3 Las disminuciones de carga de los usuarios libres Minera Cerro Verde, Minera Las Bambas, Minera Southern Perú, Minera Antapaccay, Minera Buenaventura y Cementos Yura con un total de 334,34 MW, se debió a la actuación de sus protecciones propias originado durante la falla en la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV.

8.4 La interrupción de la carga de Minera Cerro Verde con un total de 121,40 MW se debió a la correcta activación de la lógica 2 del esquema de “Disparo Automático de Carga por Diferencia Angular” (DACA), al presentarse las condiciones para la misma.

8.5 La desconexión del reactor de barra REB-5450 de la S.E. Ocoña se debió a la correcta activación del esquema DACA, al presentarse las condiciones para la misma.

8.6 Se produjo sobrefrecuencia en el SEIN, la cual alcanzó el valor de 60,919 Hz, originado por la interrupción de la carga de Cerro Verde y la disminución de carga de algunos usuarios libres del área Sur.

8.7 La desconexión de la unidad TV de la C.T. Kallpa cuando generaba 213,80 MW se produjo por la actuación de su protección de baja presión del sistema hidráulico debido al cierre de su válvula de vapor producto de la sobrefrecuencia que se originó en el SEIN (60,9 Hz).

8.8 La desconexión de los grupos G1 y G2 de la C.H. Runatullo III cuando generaban un total de 20,06 MW, se produjo por la actuación de su función de protección de potencia inversa (32) en respuesta a la sobrefrecuencia ocurrida en el SEIN (60,9 Hz).

8.9 La desconexión del reactor de línea REL-5984 de la línea L-5038 (Puerto Bravo – San José) de 500 kV se debió a la correcta activación de su protección de sobretensión, al presentarse las condiciones para la misma.

8.10 La desconexión de la línea L-5037 (Montalvo – San José) de 500 kV se debió a la correcta activación de su protección de sobretensión, al presentarse las condiciones para la misma.

8.11 Las desconexiones del reactor de línea REL-5984 de la línea L-5038 y de la línea L-5037 de 500 kV, fue por sobretensión la cual no fue mitigada por el SVC-5984 de la S.E. San José, por estar indisponible.

8.12 La interrupción de la carga de Minera Cerro Verde con un total de 18,20 MW fue debido a la desconexión de la línea L-5037 (Montalvo – San José) de 500 kV por sobretensión.

8.13 Se dispuso del ingreso de las unidades TG1 y TG2 de la C.T. Ilo1 y la C.T. Taparachi para mitigar la sobrecarga en la interconexión Centro – Sur, ocurrida desde 05:47 h hasta 06:18 h. Esta sobrecarga fue debido a la normalización de carga de los suministros afectados.

9. OBSERVACIONES

9.1 Minera Cerro Verde no informo al COES, el motivo porque no se tiene configurado la señal binaria de disparo del DACA en los registros oscilográficos de la S.E. San Carlos.

10. RECOMENDACIONES

Ninguna

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11. DOCUMENTOS CONSIDERADOS EN EL INFORME

N° EMPRESA INFORMACION FINAL FECHA DOCUMENTO

1 COES SINAC SEV/CT-AF-010-2016 17.03.2016

SCO – N1 – 011 IF - 2016 25.02.2016

2 ATS ATS – IF/004 – 2016 24.02.2016

3 KALLPA KAL – 001 – 2016 24.02.2016

4 EGEJUNIN GEN – 012 – EGE 24.02.2016

5 ANTAPACCAY IFP XTAN – 004 – 2016 10.03.2016

6 ENERSUR IPT/003 – RDT – 016 22.02.2016

7 LAS BAMBAS IPP 003 – 2016 22.02.2016

8 SOUTHERN PERÚ IP – SPCC – 008 – 2016 22.02.2016

San Isidro, 31 de marzo de 2016

INFORME TÉCNICO COMPLEMENTARIO

COES/D/DO/SEV/IT-010-2016 (Nuevo Informe emitido en base a lo dispuesto en la Decisión contenida en la comunicación

COES/D-575-2016)

EVENTO : Desconexión de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV

FECHA : 22.02.2016

HORA : 05:00:56 h

1. ANTECEDENTES

1.1 La Dirección Ejecutiva del COES, mediante comunicación COES/D-575-2016 del 10.06.2016, resolvió el Recurso de Reconsideración presentado por ABY Transmisión Sur1 (en adelante, ATS) presentado en contra de la Decisión de la Dirección Ejecutiva contenida en la comunicación COES/D/DO-134-2016, mediante la cual se le asignó responsabilidad por las transgresiones a la NTCSE como consecuencia del Evento EV-010-2016 “Desconexión de la Línea L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV”.

La decisión que resolvió la impugnación antes referida, dispuso lo siguiente:

“PRIMERO.- DEJAR SIN EFECTO el Primer Decide de la Decisión de la Dirección Ejecutiva del COES contenida en su comunicación COES/D/DO-134-2016, referida a la Asignación de Responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por el Evento EV-010-2016, y lo que corresponda a la asignación de responsabilidad a ATS; subsistiendo en los demás extremos de su contenido.

Asimismo, dejar sin efecto el Informe Técnico COES/D/DO/SEV/IT-010-2016 en lo correspondiente a la asignación de responsabilidad a ATS, subsistiendo en los demás extremos de su contenido.

“SEGUNDO.- Teniendo en cuenta el Primer Decide, ORDENAR que se emita un Informe Técnico complementario y una nueva Decisión de Asignación de Responsabilidad, respecto al Evento EV-010-2016, tomando en consideración lo resuelto en la presente decisión y de conformidad con la normativa aplicable.”

1.2 Sobre el particular, debe tenerse en cuenta que se dejó sin efecto la Decisión de la Dirección Ejecutiva contenida en su comunicación COES/D/DO-134-2016 (en adelante, Decisión) y el Informe Técnico COES/D/DO/SEV/IT-010-2016 del Evento EV-010-2016 (en adelante, Informe Técnico), ambos en lo correspondiente a la asignación de responsabilidad a ATS, debido a que el informe Técnico solo había evaluado las condiciones de actuación del “Disparo Automático de Carga por Diferencia Angular” (en adelante, DACA), analizando su funcionamiento en el marco del Evento, pero sin precisar porque la actuación del DACA habría constituido una violación a la NTCSE.

1 Con carta ATS.GG.29.2016 del 12.04.2016, comunicó el cambio de denominación social de Abengoa Transmisión Sur S.A. (ATS) a ABY Transmisión Sur S.A.


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Elaborado : Darwin Zela Página 2 de 7 Revisado : Juan Natividad VºBº : Alex León

En tal sentido y en cumplimiento de lo resuelto por la Decisión Ejecutiva del COES, se emite el presente Informe Técnico Complementario.

2. JUSTIFICACIÓN DEL CARÁCTER SISTÉMICO DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA BASADO EN PMU 2 DE LA EXPANSIÓN DE MINERA CERRO VERDE

2.1 En el “Estudio del Esquema de Desconexión de Carga Basado en PMU de la Expansión Cerro Verde”3 (en adelante, el Estudio), se indica que la activación del DACA N° 2 se produce cuando se cumple las siguientes condiciones:

• Condición 1: Diferencia Angular de Tensión Poroma – Ocoña 500 kV> 50º, y

• Condición 2: Diferencia Angular de Tensión Chilca – Montalvo 500 kV> 50º.

• Condición 3: Tensión Ocoña 500 kV < 0,96 p.u., Tiempo > 0,5 s.

De cumplirse las condiciones 1 y 2 se produce el rechazo de carga de Cerro Verde a los 200 ms. De cumplirse las condiciones 1, 2 y 3 se produce la desconexión del reactor de barra R-5450 de la S.E. Ocoña. La lógica implementada del DACA N° 2 es la que se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Lógica 2 del esquema de Disparo Automaticó de Carga por Diferencia Angular

(Fuente: Cerro Verde)

2.2 Por otro lado, en el ítem 7.2 del Estudio, se demuestra con simulaciones de estabilidad transitoria, que la desconexión de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV por falla, en un escenario en que no se considera la desconexión de carga de Cerro Verde, ocasionaría la pérdida de sincronismo de los generadores del área sur del SEIN, (ver Figura 2), lo que provocaría el colapso de dicha área operativa.

2 PMU: Phasor Measurement Unit 3 Presentado al COES el 07.10.2015 mediante carta SMCV-VAC-GL-1893-2015 y aprobado mediante comunicación COES/D/DP-1826-2015 del 12.11.2015


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Figura 2. Diferencias Angulares de Tensión de secuencia positiva entre Poroma-Ocoña y Chilca

Montalvo – Lógica 2 (Fuente: Informe RAS Cerro Verde)

2.3 En la Figura 3, se advierte que la implementación de la lógica del DACA N° 2 (la cual incluye la desconexión de carga de Cerro Verde) permite evitar la pérdida de sincronismo de los generadores del área sur; en tal sentido, con la implementación de esta lógica, las tensiones en la zona sur del SEIN se recuperan a valores pre falla, por lo tanto, la lógica DACA N° 2 al activarse permite evitar un colapso de la zona sur del SEIN. Por todo ello, esta protección con el DACA N° 2 se considera de tipo sistémico.

9.99597.97675.95753.93831.9192-0.1000 [s]

1.40

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

CHILCA CTM 500\CHILCA CTM 500A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.POROMA 500: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.OCOÑA 500: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.SAN JOSE 500: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.MONTALVO 500: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.San José\SAN JOSE 220A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.CAMPO ARMIÑO 220\CAMPO ARMIÑO 220A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.COTARUSE 220\COTARUSE 11B: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.SOCABAYA 220\SOCABAYA 220A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.MOQUEGUA 220\MOQUEGUA 220A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

DIg

SIL

EN

T

Figura 3. Tensiones en las barras del Área Sur - Lógica 2 (Fuente: Informe RAS Cerro Verde)


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3. ANÁLISIS DE LA ACTUACIÓN DEL ESQUEMA DE DISPARO AUTOMÁTICO DE CARGA POR DIFERENCIA ANGULAR DE TENSIÓN

3.1 De acuerdo a lo indicado en el numeral 2 del presente informe, la lógica del DACA N° 2 es una protección sistémica, la cual, se implementó para evitar colapsos en el área sur del SEIN ante eventos fortuitos (fallas en líneas de transmisión).

3.2 En el evento, la desconexión por falla de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV produjo la activación del DACA N° 2, debido a que se cumplieron las tres condiciones establecidas.

3.3 En la Figura 4, se muestra el registro de la Diferencia Angular de Tensión, donde se observa que a los 148 ms de que se produjo la falla en la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV, la dinámica del sistema hizo que la diferencia angular de tensión entre las SS.EE. Chilca y Montalvo supere los 50°. Asimismo, a los 161 ms, la diferencia angular de tensión entre las subestaciones Poroma y Ocoña superó los 50°, con lo cual se cumplió las Condiciones 1 y 2, y estas se mantuvieron por más de 200 ms, produciéndose el rechazo de carga de Cerro Verde.

Figura 4. Cálculo de la diferencia angular de Tensión entre las subestaciones Poroma – Ocoña y Chilca

– Montalvo (Fuente: Cerro Verde)

3.4 Asimismo, en la Figura 5 se muestra el comportamiento de la tensión en la S.E. Ocoña de 500 kV, donde se observa que a los 250 ms la tensión en dicha barra disminuyó por debajo de 0.96 p.u. y esta se mantuvo por más de 500 ms, con lo cual se cumplió la Condición 3, lo que produjo la desconexión del Reactor R-5450 de la S.E. Ocoña.

Por ello, y lo indicado en el numeral 3.3, se evidencia que en este evento la actuación del DACA N° 2 fue correcta.

Previo a la desconexión de la línea L-5034 la diferencia angular de tensión entre Poroma y Ocoña era 8,2°

y entre Chilca y Moquegua era 21,3° Luego la diferencia Angular de Tensión se amortigua, llegando a los 35 grados

A los 150 ms, aproximadamente La diferencia angular de Tensión

llegó a los 50 grados.


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t/s0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0

PMCU06-OCON:Voltage 1 1m/ V

220000

230000

240000

250000

260000

270000

280000

290000

300000

310000

320000

330000

t/s0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0

DACA 2 OP:DACA 2 ARM:

Figura 5. Valores RMS de la tensión en la S.E. Ocoña 500 kV (Fuente: Cerro Verde).

4. ANÁLISIS DE LA CALIFICACION DEL RECHAZO AUTOMÁTI CO DE CARGA ORIGINADO POR ACTUACION DEL DACA.

4.1 El Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC4 establece las siguientes definiciones:

“Rechazo automático de carga (RAC): Desconexiones de carga por acción automática de relés que se realizan con la finalidad de preservar la estabilidad y seguridad del Sistema.”

4.2 Asimismo, el numeral 6.1.2 de la NTCSE define el término interrupción como:

“Se considera como interrupción a toda falta de suministro eléctrico en un punto de entrega. Las interrupciones pueden ser causadas, entre otras razones, por salidas de equipos de las instalaciones del Suministrador u otras instalaciones que lo alimentan, y que se producen por mantenimiento, por maniobras, por ampliaciones, etc., o aleatoriamente por mal funcionamiento o fallas; lo que incluye, consecuentemente, aquellas que hayan sido programadas oportunamente. Para efectos de la Norma, no se consideran las interrupciones totales de suministro cuya duración es menor de tres (3) minutos ni las relacionadas con casos de fuerza mayor debidamente comprobados y calificados como tales por la Autoridad”.

4.3 También, la Décimo Tercera Disposición Final de la NTCSE dispone lo siguiente:

“Para todos los efectos constituyen interrupciones de rechazo de carga las interrupciones originadas por:

a) El rechazo automático de carga por acción de protecciones de mínima frecuencia y/o mínima tensión , cuyos ajustes fueron establecidos por el COES; y,

b) El rechazo de carga manual por disposición del Coordinador de la Operación en Tiempo Real del Sistema, en cumplimiento de la Norma Técnica de Operación

4 Aprobado mediante Resolución Ministerial N° 143-2001-EM-VME.

Tensión de Ocoña Menor a 0.96 p.u.

Inicio de la falla

0,96 p.u.

Desconexión Del Reactor

R-5450


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en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, aprobada por Resolución Directoral N° 049-99-EM/DGE o aquella que la sustituya.

En ambos casos, el COES aplicará de oficio lo establecido en el numeral 3.5 de la presente Norma, a fin de viabilizar la aplicación de los numerales 3.2 y 3.3 para estos casos, y de aquellos que resulten aplicables.

Las interrupciones por rechazo de carga están sujetas, sin excepción ni diferencia, al correspondiente procedimiento de conteo y compensación contemplado en el numeral 6.1.8.” (énfasis nuestro)

4.4 Del análisis realizado en el presente informe, se evidencia que el DACA N° 2 constituye una acción automática de protección, que tiene como propósito evitar la pérdida de sincronismo de los generadores del área sur y el colapso de esta área, por lo cual, constituye una protección sistémica del SEIN.

4.5 No obstante, el rechazo de carga producido en la mina Cerro Verde como consecuencia de la actuación del DACA N° 2, no ocasionó transgresiones a la NTCSE por los siguientes motivos:

a) No puede ser catalogado como transgresión a la NTCSE en lo referente a interrupción, debido a que el numeral 6.1.2 de la NTCSE establece que interrupción es la falta de suministro eléctrico en el punto de entrega, lo cual no ocurrió en el presente caso, dado que, durante el evento no hubo falta de suministro eléctrico en el punto de entrega a Cerro Verde al mantenerse en servicio la S.E. San José de 500 kV5.

b) Tampoco puede ser catalogado como transgresión a la NTCSE en lo referente a la interrupción por rechazo de carga, porque la Décimo Tercera Disposición Final de la NTCSE establece claramente que la interrupción de rechazo de carga debe ser causada por protecciones de mínima frecuencia y/o mínima tensión, lo que no ocurrió en este evento, en el que la causa del rechazo de carga fue por la actuación de un esquema especial de protección basada en mediciones de la diferencia angular, aspecto que no se encuentra contemplado en la NTCSE.

4.6 Por todo ello, existe un vacío en la NTCSE al no estar tipificado los rechazos de carga por actuación de esquemas de protección especial basada en mediciones de la diferencia angular dispuestos por el COES (DACA N° 2).

5. CONSECUENCIAS

5.1 En la Calidad del Producto: No se produjeron transgresiones a la calidad del producto.

5.2 En la Calidad del suministro: No se produjeron transgresiones a la calidad del suministro, como consecuencia de la actuación del DACA N° 2.

5 La S. E. San José de 500 kV se mantuvo en servicio luego de la desconexión por falla de la línea L-5034 (Poroma – Ocoña) de 500 kV y de la actuación del DACA N° 2. Posteriormente, luego de más de un minuto de producida la falla en la línea L-5034, se produjo la salida de la S.E. San José de 500 kV por sobretensión.


COES/D/DO/SEV/IT-010-2016 12/08/2016


6. CONCLUSIONES

6.1 La desconexión de la línea L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV, fue por una falla monofásica en la fase “R” producto de la pérdida de aislamiento en su cadena de aisladores entre las torres T-166 y T-179, según lo informado por ABY Transmisión Sur, titular de la línea.

6.2 El rechazo de carga de Minera Cerro Verde con un total de 121,40 MW se debió a la correcta actuación del DACA N° 2, al presentarse las condiciones para la misma.

6.3 El DACA N° 2 constituye una acción automática de protección, que tuvo por propósito evitar la pérdida de sincronismo de los generadores del área sur y el colapso de esta área, por lo cual, constituye una protección sistémica del SEIN.

6.4 El rechazo de carga que se produjo en la mina Cerro Verde que fue como consecuencia de la actuación del DACA N° 2, no ocasionó transgresiones a la NTCSE.

6.5 Existe un vacío en la NTCSE al no estar tipificado los rechazos de carga por actuación de esquemas de protección especial basada en mediciones de la diferencia angular dispuestos por el COES (DACA N° 2).

7. DOCUMENTOS CONSIDERADOS EN EL INFORME

N° EMPRESA INFORMACIÓN FINAL FECHA DOCUMENTO

1 COES SINAC COES/D/DO/SEV/IT-010-2016 31.03.2016

SEV/CT-AF-010-2016 17.03.2016

2 CERRO VERDE CV-PT-07-2016 24.02.2016

3 CERRO VERDE

ESTUDIO DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA BASADO EN

PMU DE LA EXPANSIÓN CERRO VERDE – RAS CERRO VERDE

23.09.2015

4 ABY Transmision Sur ATS-IF/004 24.02.2016

San Isidro, 17 de agosto de 2016

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