INFORME TÉCNICO

UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTÍN DE AREQUIPAESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Programa de Actualización para Egresados PAE-2014ANÁLISIS DE FALLAS EN EL SEIN

1. En el sistema de potencia que se muestra, los relés cuentan con todas las funciones de protección, ocurre una falla trifásica en el tramo CD, como se desarrolla la lógica para que los relés puedan aislar la falla considerando que el interruptor N°7 no obedece la señal de disparo, por sufrir una falla mecánica.

Ocurre falla trifásica en tramo CD.

Antecedentes de los relés

Cuentan con todas las funciones de protección.Protección de respaldo remoto.Protección de respaldo local.

Desarrollo de la lógica para que los relés puedan aislar la fallaAnte una falla trifásica en el tramo CD se produce una falla del interruptor 7(falla mecánica)

la protección de falla abrirá los interruptores 4 y T, aislando la falla y dejando en operación las líneas AC y CE; en cambio, el respaldo remoto ocasionará la apertura de los interruptores 1, 3 y 8, perdiéndose las líneas entre AC y CE.

El interruptor N°7 no aperturas debido a una falla mecánica

Lógica de Funcionamiento de los sistemas protección.

a) Al producirse una falla trifásica se inicia la actuación de la protección principal que tiene un tiempo de actuación mínimo (tR), sin ningún retraso adicional, que termina dando una orden de apertura al interruptor 7.

tR0 32 287

msEl interruptor 7 a través del relé de distancia (21) tiene 32 segundos para poder apresurarse

b) La falla se extingue después de la operación de apertura de la corriente de falla por parte del interruptor 7, que tiene un tiempo de operación (t52).

0 32 287

ms

El interruptor 7 al no apresurarse llama la atención del relé de falla del interruptor (50BF) el cual a un tiempo de 250 ms

c) Si la falla no se extingue, la protección de falla de interruptor debe actuar en su primera etapa para efectuar una reiteración del disparo a ambas bobinas del interruptor, para lo cual se debe considerar un margen previo. En este margen se debe incluir el tiempo de reposición del relé (tr) más un adicional (tM) y el tiempo del relé auxiliar (tX) que envía la reiteración de apertura al interruptor.

d) Si la falla no es extinguida en esta primera etapa de la protección de falla de interruptor, se inicia la segunda etapa para efectuar la apertura de todos los interruptores vecinos que deben despejar la falla. Nuevamente es necesario considerar un margen que incluya la reposición de la protección (tr) un tiempo adicional (tM) y el tiempo de los relés auxiliares de disparo (tX).

e) La falla será extinguida por la protección de falla de interruptor después del tiempo de la apertura de los interruptores no fallados (t52).

2. (15P) Considerar 05 casos de fallas ocurridos al años 2013 en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y que hayan sido analizado por el Comité Técnico de Análisis de Fallas CT-AF del COES, se pide para cada caso:

a) Hacer un resumen del caso.b) Determinar el número de empresas involucradasc) La causa de la fallad) Hora de inicio y finalización de la interrupción de suministro de las

subestaciones involucrada en la falla.e) La potencia interrumpida a cada empresa.f) Hacer un comentario de cada una de las observaciones o recomendaciones

realizadas por el CT-AF a las empresas involucradas

INFORME TÉCNICOCOES/D/DO/SEV/IT-001-2014

EVENTO: Desconexión de la línea L-1005 (Quencoro – Tintaya) de 138 kVFECHA: 03.01.2014HORA: 09:55:54 h

RESUMEN DEL CASO

DESCRIPCIÓN DEL EVENTOSe produjo la desconexión de la línea L-1005 (Quencoro - Tintaya) de 138 kV, debido a una falla monofásica a tierra en la fase "R", causada por descargas atmosféricas, de acuerdo con lo informado por la empresa Red de Energía del Perú S.A. (REP), titular de la línea.Como consecuencia, se produjo la desconexión del transformador T46-162 por la actuación de su función de protección de sobrecorriente (50N), de acuerdo al esquema de protección implementado para la extinción del arco eléctrico secundario durante el recierre monofásico de la línea L-1005 (Quencoro - Tintaya) de 138 kV, con lo cual se interrumpió el suministro de las subestaciones Combapata y Sicuani con un total de carga de 4,90 MW.Asimismo, con la desconexión de la línea L-1005 se formó el sistema aislado conformado por la C.H. Machupicchu y las subestaciones Abancay, Machupicchu, Cachimayo, Dolorespata y Quencoro, en el cual, al haberse quedado con déficit de generación, se produjo la actuación del Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) que interrumpió 8,10 MW. También, se registró la reducción de 3,30 MW de carga del usuario libre INCASA por actuación de sus protecciones propias.A las 10:02 h, el CCO-COES coordinó con el CC-ESE recuperar 2 MW de la carga a usuarios regulados.A las 10:05 h, el CC-REP declaró la disponibilidad de la línea L-1005 (Quencoro - Tintaya) de 138 kV, con lo cual se coordinó su conexión. A las 10:08 h, se energizó la línea L-1005 desde la S.E. Tintaya. A las 10:11 h, el CCO-COES coordinó con el CREP energizar el transformador T46-162 de la S.E. Combapata con la finalidad de normalizar los suministros interrumpidos en dicha subestación. A las 10:24 h, se sincronizó el sistema aislado de la C.H. Machupicchu con el SEIN, a través de la conexión de la línea L-1005 en la S.E. Quencoro. Con ello, se procedió a normalizar el total de los suministros afectados.

1. Seguidamente se hace el análisis previo al evento del SEIM2. Centrales de generación involucradas

N° Central Unidad GeneraciónMW MVAR

1 C.H. Machupicchu G1 28,35 2,37G2 28,96 2,03G3 28,36 3,04

2 Hercca Central 0,70 SD3 Langui Central 1,60 SD

Potencia comprometida en la línea L-1005

N° CÓDIGO SUBESTACIONES PotenciaActiva(MW)

PotenciaReactiva(MVAr)

DE A

1 L-1005 Tintaya Quencoro 7,99 -1,38Quencoro Tintaya -6,04 -8,22

N° Código S.E. Nivel deTensión

(kV)

Potencia Activa(MW)

PotenciaReactiva(MVAr)

1 T46-162 Combapata 138 2,10 2,12

DETERMINAR EL NÚMERO DE EMPRESAS INVOLUCRADAS

N° EMPRESAS1 COES SINAC2 RED DE ENERGÍA DEL PERÚ3 ELECTRO SUR ESTE4 EGEMSA5 INCASA

LA CAUSA DE LA FALLAFalla monofásica a tierra en la fase "R" localizada a 173,8 km de la S.E. Tintaya

HORA DE INICIO Y FINALIZACIÓN DE LA INTERRUPCIÓN DE SUMINISTRO DE LAS SUBESTACIONES INVOLUCRADA EN LA FALLA

Suministro S.E. Inicio(hh:mm)

Final(hh:mm)

Duración(min)

ESE – Sicuani (SI-01), (SI-02), (SI-03), (SI-04)

Sicuani 09:56 10:13 17,00

ESE – Combapata (CO-01) Combapata 09:56 10:12 16ESE – Combapata (CO-02) Combapata 09:56 10:14 18ESE – Combapata (CO-03) Combapata 09:56 10:15 19ESE – Combapata (CO-04) Combapata 09:56 10:16 20ESE – Combapata (CO-05) Combapata 09:56 10:16 20

LA POTENCIA INTERRUMPIDA A CADA EMPRESA.

EMPRESATOTAL ZONA MW

CAC 6.6ESE 1.5

Total 8.1

HACER UN COMENTARIO DE CADA UNA DE LAS OBSERVACIONES O RECOMENDACIONES REALIZADAS POR EL CT-AF A LAS EMPRESAS INVOLUCRADAS

RECOMENDACIONES y OBSERVACIONES COMENTARIO1. CT – AF A INDUSTRIAS CACHIMAYO Y ELECTRO SUR ESTE:

Reportar sus suministros interrumpidos por actuación del ERACMF en el portal de Osinergmin, indicando magnitud, hora de inicio y fin, función y etapa del esquema

La empresa CACHIMAYO perdió actividad durante esta interrupción el cual deberá de ser compensada.


EVENTO: Mala calidad de tensión en la barra de 60 kV de la S.E. SalamancaFECHA: 22.10.2013 al 30.10.2013HORA: 10:30 h (22.10.2013) a 11:00 h (30.10.2013)

RESUMEN DEL CASO

DESCRIPCIÓN DEL EVENTO

En el período de medición (Periodo de Medición: Para la calidad de producto por tensión equivale a 7 días de acuerdo con la NTCSE.) comprendido entre el 22.10.2013 y el 30.10.2013, se registró mala calidad de tensión en la barra de 60 kV de la S.E. Salamanca, en la que se registraron variaciones de tensión entre 59,367 kV y 64,689 kV, excediendo la tolerancia del +5% de la tensión nominal definida por Osinergmin (60,8 kV).Como consecuencia de estos incrementos de tensión en la barra de 60 kV de la S.E. Salamanca, se transgredió la calidad de producto por tensión, con una tensión superior al 5 % de la tensión nominal (60,8 kV) durante 10,75 horas del período de medición.


N° EMPRESAS1 COES SINAC2 EGENOR3 LUZ DEL SUR4 ENERSUR

LA CAUSA DE LA FALLA

Mala calidad de producto - tensión en la barra de la S.E. Salamanca 60 kV


Por las características del evento, no se está considerando para la evaluación


Por las características del evento, no se está considerando para la evaluación


Ejecución de Recomendaciones CT-AF del Evento EV-102-2013

EMPRESA RECOMENDACIONES Y OBSERVACIONES

Comentario

LUZ DEL SUR Informar al COES el motivo por el cual no solicitaron apoyo al CCO-COES en tiempo real, por las sobretensiones en la barra de 60 kV de la S.E. Salamanca, que finalmente originaron la transgresión en la calidad de producto por tensión en dicha barra.

Durante la variación del nivel de tensión estaba programado un mantenimiento de una sub estación, además luz de luz no creo que tenga la culpa.

LUZ DEL SUR Para evitar transgredir la calidad de producto por tensión en la barra de 60 kV de la S.E. Salamanca y de las subestaciones del área de influencia, se le recomienda: * Supervisar y controlar en tiempo real los niveles de tensión en sus instalaciones, así como efectuar las maniobras de operación de sus equipos para mantener la adecuada calidad del producto dentro de las tolerancias señaladas por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

La supervisión de la calidad de la tensión se deberá de hacer desde las empresas generadoras hasta la llegada a la línea

LUZ DEL SUR Para evitar transgredir la calidad de producto por tensión en la barra de 60 kV de la S.E. Salamanca y de las subestaciones del área de influencia, se le recomienda: * En el corto plazo, hacer un estudio de compensación reactiva para toda sus redes con la finalidad de dotar de equipos necesarios para evitar sobretensiones y subtensiones en tiempo real y mantengan los niveles de tensión dentro de las tolerancias de la NTCSE.

Se deberá de análisis todos los integrantes del Sistema para ver si las sobre tensiones se deba de compensar o inicio o a termino

LUZ DEL SUR Para evitar transgredir la calidad de producto por tensión en la barra de 60 kV de la S.E. Salamanca y de las subestaciones del área de influencia, se le recomienda: * Luego de las acciones precedentes, de persistir las sobretensiones en tiempo real solicitar apoyo al CCO-COES, para que ayuden desde alta tensión a controlar los niveles de tensión.

La supervisión de la calidad de la tensión se deberá de hacer desde las empresas generadoras hasta la llegada a la línea

LUZ DEL SUR Para evitar transgredir la calidad de producto por tensión en la barra de 60 kV de la S.E. Salamanca y de las subestaciones del área de influencia, se le recomienda: * En las horas de mínima demanda, desconectar los bancos de compensación capacitiva de la S.E. Salamanca y del área de influencia, para mantener la tensión en esta área dentro del ± 5% V operación.

Se deberá de análisis todos los integrantes del Sistema para ver si las sobre tensiones se deba de compensar o inicio o a termino


EVENTO : Recierre monofásico de la línea L-1005 (Tintaya - Quencoro) de138 kVFECHA : 21.12.2013HORA : 14:39:23 h

RESUMEN DEL CASO

DESCRIPCIÓN DEL EVENTOSe produjo recierre monofásico en la fase “T” de la línea L-1005 (Quencoro – Tintaya) de 138 kV, causada por descargas atmosféricas, de acuerdo con lo informado por la empresa Red de Energía del Perú S.A. (REP), titular de la línea.Asimismo, en la S.E. Combapata, se produjo la desconexión del transformador T46-162 por la activación de su protección de sobrecorriente a tierra, de acuerdo al esquema de protección implementado para permitir la extinción del arco eléctrico secundario durante el recierre monofásico de la línea L-1005. Como consecuencia de la desconexión del transformador T46-162 en la S.E. Combapata, se interrumpió el suministro de Combapata y Sicuani con un total de 4,62 MW. También, se desconectaron las CC.HH. Hercca y Langui con 3,58 MW de generación.Por otro lado, se produjo la disminución de 27 MW de carga de la empresa minera Xstrata Tintaya por actuación de sus protecciones propias. A las 14:46 h, se energizó el transformador T46-162 en la S.E. Combapata y se inició la recuperación de los suministros interrumpidos. A las 14:50 h, el CC-ESE restableció el total de sus suministros interrumpidos de las SS.EE. Combapata y Sicuani.


N° EMPRESAS1 COES2 RED DE ENERGIA DEL PERU3 ELECTRO SUR ESTE4 EGEMSA5 XSTRATA TINTAYA S.A.


Descarga atmosférica

HORA DE INICIO Y FINALIZACIÓN DE LA INTERRUPCIÓN DE SUMINISTRO DE LAS SUBESTACIONES INVOLUCRADA EN LA FALLA+Interrupciones de carga:

SUMINISTROS S.E. HORA INICIO HORAFINAL

DURACIÓN(MIN)

ESE – Combapata Combapata 14:39 14:50 11,00ESE - Sicuani Sicuani 14:39 14:48 09,00


SUMINISTROS AFECTADOS

Potencia interrumpida

ESE-sicuani 2.28ESE- Combapata 2.34


RECOMENDACIONES y OBSERVACIONES COMENTARIO1. CT-AF A REP: Informar al COES la causa de la

falla en la línea L-1005 (Tintaya – Quencoro) de 138 kV

REP al ser responsable del correcto funcionamiento de la línea L-1005 debe de presentar las causas de falla.

2. CT-AF A REP: Enviar al COES los registros oscilográficos, en formato COMTRADE, del relé de la línea L-1005 (Tintaya – Quencoro) de 138 kV en la S.E. Tintaya.

Se presentó de acuerdo a lo recomendado en el INFORME DEL CT-AF DEL COES (EV – 106 – 2013) pagina 3 figura 1


EVENTO: Desconexión de la línea L-6682 (Kiman Ayllu – La Pampa) de 66 kVFECHA: 13.10.2013HORA: 10:33 h

RESUMEN DEL CASO

DESCRIPCIÓN DEL EVENTOSe produjo la desconexión de la línea L-6682 (Kiman Ayllu – La Pampa) de 66 kV por la activación de su protección de sobretensión (59), debido al incremento de tensión registrado por la desconexión del reactor REA-531 de 50 MVAr de la S.E. Kiman Ayllu. Como consecuencia se interrumpió 2,00 MW del suministro de las subestaciones La Pampa y Pallasca. A las 11:15 h, se energizaron las líneas L-6682 (Kiman Ayllu – La Pampa) y L-6683 (La Pampa – Pallasca) de 66 kV y se procedieron a normalizar los suministros interrumpidos.


N° EMPRESAS1 COES SINAC2 HIDRANDINA3 ABENGOA TRANSMISION NORTE


Por la activación de su protección de sobretensión (59), debido al incremento de tensión registrado por la desconexión del reactor REA-531 de 50 MVAr de la S.E. Kiman Ayllu.


S.E. HoraInicio(hh:mm:ss)

HoraFinal(hh:mm:ss)

Duración(min.)

La Pampa 10:33:00 11:15:40 42,67Pallasca 10:33:00 11:15:40 42,67


Suministros Afectados

Potencia Interrumpida(MW)

HID- La Pampa 0,10HID- Pallasca 1,90

2.00


RECOMENDACIONES y OBSERVACIONES COMENTARIO1. CT-AF A HIDRANDINA: Informar al COES

el tap de operación de los transformadores de 10/66 kV de la S.E. Kiman Ayllu y los transformadores de las SS.EE. La pampa y Pallasca

Es necesario que se informe de las especificaciones técnicas de los equipos responsables de las operaciones.

2. CT-AF A ATN: Enviar al COES el perfil de tensión de 10 kV de la S.E. Kiman Ayllu durante todo el día 13.10.2013.

3. CT-AF A HIDRANDINA: Enviar al COES el perfil de tensión de 60 kV y la potencia activa y reactiva por la línea L-6682 (Kiman Ayllu – La Pampa) de 66 kV durante todo el día 13.10.2013.

Se informó del perfil de tensiónde Perfil de tensión de 66 kV de la S.E. Kiman Ayllu

4. CT-AF A HIDRANDINA: Informar al COES el motivo por el cual la tensión de la barra de 60 kV se encuentra operando cercana a los ajustes de sobretensión (70,8 kV).

la tensión de operación en el lado 60 kV de la S.E. Kiman Ayllu se encuentra operando con un valor de 68,00 kV, valor cercano a sus ajustes de sobretensión (59)

INFORME DEL CT-AF DEL COES (EV – 081 – 2013)

EVENTO: Desconexión de la línea L-1010 (San Gabán II – Azángaro) de 138 kV FECHA: 26.10.2013 HORA: 06:25 h

RESUMEN DEL CASO

DESCRIPCIÓN DEL EVENTO

Desconectó la línea L-1013 (San Gabán II - San Rafael) de 138 kV, debido a una falla bifásica entre las fases "R" y "T", causada por fuertes nevadas en la zona, de acuerdo con lo informado por la empresa San Gabán, propietaria de la línea. La falla fue localizada por su protección distancia a 46,20 km de la S.E. San Gabán II. Previo a este evento, había desconectado por falla la línea paralela L-1010 (San gabán II – Azángaro) de 138 kV.Como consecuencia, el área San Gabán-Puerto Maldonado quedó aislado del SEIN y se produjo la desconexión del grupo G1 de la C.H. San Gabán II por la actuación del Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF), con lo cual se interrumpió el suministro de las SS.EE. San Gabán II, Mazuco y Puerto Maldonado con un total de 6,51 MW. El grupo G2 de la C.H. San Gabán II se encontraba fuera de servicio por mantenimiento programado. A las 06:52 h, se energizó la línea L-1013 desde la S.E. San Rafael y se conectó la barra de 138 kV de la S.E. San Gabán II con el cierre del interruptor de la línea L-1013, luego a las 06:55 h sincronizó el grupo G1 de la C.H. San Gabán II al SEIN. A las 07:04 h y 07:06 h, se conectaron las líneas L-1014 (San Gabán II – Mazuco) y L-1015 (Mazuco – Puerto Maldonado) de 138 kV respectivamente. A las 07:05 h y 07:10 h, se restablecieron los suministros de las SS.EE. Mazuco y Puerto Maldonado, respectivamente. A las 07:10 h, se conectó la línea L-1010 (Azángaro – San Gabán II) de 138 kV.


N° EMPRESAS1 COES SINAC2 ELECTRO SUR ESTe3 SAN GABAN4 ELECTROPUNO


Agentes climáticos


S.E. Inicio(hh:mm:ss)

Final(hh:mm:ss)

Duración(min)

Puerto Maldonado 06:31 07:10 39,00Mazuco 06:31 07:05 34,00San Gabán 06:31 06:55 24:00San Rafael 06:31 06:50 19:00


Suministro Potencia(MW)

ESE – Puerto Maldonado

5,23

ESE – Mazuco 0,98EPU – San Gabán 0,30MSR – MINSUR 2,50


Ninguna.

Conclusión Se produce la salida intempestiva de las líneas L-1010 y L-1013 por intensas nevadas en la zona, en consecuencia el Grupo 1 de San Gabán se va a la condición de Unidad Excitada, listo para sincronizar en cualquier momento, el Grupo 2 se encontraba en mantenimiento, la L-1009 permaneció alimentando a la mina MINSUR.

INFORME TÉCNICO

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