Publicacion No3 CONIMERA Problematic A Sincronizacion

XVI CONIMERA - 2005

RELACION DE TRABAJOS APROBADOS - 25 / 07 / 05

Nro. Sector Nombre del Trabajo Autores Procedencia

1 ENERGIA Y GAS Generación de Energía Final Mecánica, Térmica y Eléctrica a partir del Biogas

Ing. Rafael Leonardo Espinoza Paredes

Centro de Energias Renovables - UNI

2 ENERGIA Y GAS Alternativa de Abastecimiento de Agua en la Ciudad de Ica a travesde una Planta de Desalinización Ultilizando Gas natural

Ing. Wilmer Arturo Jara Velásquez

Sección de Segunda Especialización - Facultad de IngenieríaMecánica y Eléctrica / Universidad Nacional San Luis Gonzaga de Ica

3 CIENCIA, TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN TECNOLÓGICA

Diseño y Fabricacion de un cohete Hibrido, con aceleradores SÓLIDOS auxiliares para alcanzar altitudes extremas con fines de investigacion

Ing. Gustavo Ordóñez Cárdenas Facultad de Ingenieria Mecánica -UNAC

4 ENERGIA Y GAS Arco Secundario - Análisis Teórico del Fenómeno de Extinción

Maria Cristina Tavares / Milton Elvis Zevallos Alcahuaman

Facultad de Ingeniería Eléctrica y de Computación (FEEC-UNICAMP)


Determinación del Esfuerzo de Flexión en los Dientes de los Engranajes Rectos Mediante el Método de los Elementos Finitos .

Dr. Luís Orlando Cotaquispe Zevallos/Dr. Rosendo Franco Rodríguez

Facultad de Ciencias e Ingeniería-Pontificia Universidad Católica del Perú

6 ENERGIA Y GAS

Simulación y Estudio Comparativo de Técnicas de Reducción de Sobretensiones Transitorias Durante la Maniobra Energización de Líneas de Transmisión

Patricia Mestas Valero/María Cristina Días Tavares

Universidade Estadual de Campinas - São Paulo - Brasil

7 ENERGIA Y GAS Análisis del Efecto de la Transposición de Líneas de Transmisión en los Estudios de Fenómenos Transitorios.

Alexander V. Elguera Flores./ Maria Cristina Días Tavares.

Facultad de Ingeniería Eléctrica y Computación - FEECUniversidad Estadual de Campinas – UNICAMP


Diseño de Unidad Modular Limitadora de Tensión

Ing. Jorge Olazábal Yenque/Ing. Raúl Campos Díaz

Electronorte S.A.


Control Amonio en un Proceso de Lodos Activados Basado en Control Predictivo Visando al Tratamiento Sustentable de Aguas Residuales

José María V. Lara/Basilio E. A. Milani

Facultad de Ingeniería Eléctrica y Computación - FEECUniversidad Estadual de Campinas – UNICAMP - SAO PAULO- BRASIL

10 ENERGIA Y GAS Diseño, Fabricación y Pruebas de los Aerogeneradores de Pequeña Potencia de Tecnología Apropiada

Dr. Vassili Samsonov PUCP

11 CALIDAD Y NORMALIZACIÓN Nueva Metodología para la Supervisión de la Calidad del Servicio Eléctrico y la Seguridad

Ing. Esteban Inga Llanca OSINERG

12 ELECTRÓNICA, TELECOMUNICACIONES Y CONTROL

Implementación de aplicaciones en equipos de telefonía celular orientadas a la pequeña y mediana empresamediante el uso de J2ME (Java 2 Micro Edition).

Ing. Rojas Malásquez Royer Edelwer.

Pontificia Universidad Católica del Perú.


Implementación de Filtro Espacial Adaptivo para Rechazo de Interferencia en Arreglo de Sensores

Henry Pinedo Nava

Agregado de Investigación - Grupo IT - Radio Observatorio de Jicamarca - Instituto Geofísico del Perú

14 ENERGIA Y GAS Aplicación de Derivados Financieros en las Transacciones del Mercado Eléctrico Peruano.

Ing. MSc Fredy Saravia Poicón /Bach. Ing. Jaime Córdova L.

Universidad Nacional de Ingeniería


Cacarcterísticas de Velocidad de Llama de la Combustiòn de una Llama Plana Laminar

Rojas Chávez, Freddy Jesús Pontificia Universidad Católica del Perú


Electrocardiógrafo de 12 Derivaciones con Autodiagnóstico

Augusto Baldoceda Salas/Carlos Jesús Caro

Ingeniería Electrónica - UPC


Sistema Automatizado para el Secado de Madera

Hanz Esteban Martínez/Carlín Pérez Cuba



Diseño de Silla de Ruedas Autómata para Pacientes Hemipléjicos

Gustavo Castillo Nieto/Samuel Huachupoma Quiroz


19 ECOLOGÍA Y MEDIO AMBIENTE Energía Térmica a partir de los Residuos Sólidos en el Cono Norte Lima Metropolitana Pala Reyes, Henry

Centro de Desarrollo e investigación de Termofluidos (CEDIT) - Universidad Nacional Mayor de San Marcos


Control Digital de un inversor Trifásico a 4 Hilos para UPSs Ing. Alberto Soto Lock

Instituto de Investigación FIEE - UNI


Casco para Soldadura Eléctrica con Acondicionamiento de Aire para Comodidad y Evitar la Inhalación de Gases Dañinos a la Salud

Ing. Willian R. Morales Quispe UNAC

22 ENERGIA Y GAS Análisis de los límites de estabilidad de tensión en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

Jofré Jácome Depaz, Gustavo Pinares Ccorimanya, Ciro Alvarez Cisneros

Red de Energía del Perú

23 ENERGIA Y GAS Operación de Sistemas de Potencia ante condiciones críticas



24 ENERGIA Y GAS Ventajas y desventajas de las características cuadrilaterales y mho en los relés de distancia



25 ENERGIA Y GAS Gerenciamiento del Servicio de Mantenimiento en Sistemas de Transmisión de Energía Eléctrica Ing. Félix Javier Muñante Aquije EGE San Gabán S.A.

26 CALIDAD Y NORMALIZACIÓN Control de Calidad de Engranajes Utilizando Tratamiento Digital de Imágenes

Freedy Sotelo Valer Docente de la Universidad Nacional de Ingeniería

Nro. Sector Nombre del Trabajo Autores Procedencia


Un Sistema de Alimentación Dual GLP/Gasolina de Bajo Costo para Motores Automotrices de Pequeña Cilindrada

Guillermo Lira C., Juan Carlos Condori A., Jorge Ponce G

Facultad de Ingeniería Mecánica, Universidad Nacional de Ingeniería


Monitor de Signos Vitales Microprocesada Peláez Cornejo, Luís Alberto.Ing. Rolando Pérez Barriga.

Universidad Ricardo Palma

29 ENERGIA Y GAS Técnicas de Detección de Fallas a Tierra y Canales de Comunicación

Ing. Marcos Pacheco Caparo ELECTRIC AND ELECTRONIC


Software Basado En Procesamiento Digital de una Base de Datos Topográficos, para el Cálculo de los Niveles RSSI en BTS de Telefonía Celular

José Alberto Díaz ZegarraGuillermo Kemper VásquezJosé Luís Muñoz Meza

Escuela de Post grado de la FIEE – Universidad Nacional de Ingeniería

31 ENERGIA Y GAS Cálculo rápido del margen de seguridad al colapso de tensión a partir de técnicas de sensibilidad.

Dr. Luís Llacua ZarateCarlos Alberto Castro

Universidad Nacional de Ingeniería


Generación de Energía Eléctrica con un Motor Stirling Utilizando Combustibles Gaseosos

Guillermo Lira Cacho, Fabio Zegarra Ch., Reynaldo Palacios, Víctor Agüero

Facultad de Ingeniería Mecánica, Universidad Nacional de Ingeniería


Acceso al mercado de pequeñas centrales hidroeléctricas. ¿Una limitación técnica o una limitación de actitud?

Ing. Guillermo Cox ZapaterIng. Guillermo Cox Harman GCZ Ingenieros SAC

34 ENERGIA Y GAS Interconexión Asíncrona Perú - Ecuador Mediante Un Back To Back Converter (Convertidor Ac-Dc-Ac)

Ing. Braulio Chuco Paucar Investigador Principal - Coordinador del CIEEP

35 ENERGIA Y GAS Interconexión Síncrona Perú - Ecuador Mediante la Aplicación de un Sistema Flexible de Transmision de Corriente Alterna


36 ENERGIA Y GAS

Optimización del AVR Teniendo como Referencia el Lado de Alta Tension del Sistema de Transmisión Mediante el PSVR (Power System Voltage Regulator)



Implementación deProtección de Falla a Tierra en Redes Aéreas, en Circuitos Laterales y Clientes

Ing. José Luis Mamani QuentaIng. Wilber Aragonez Roman

EDELNOR


Solución al Problema de Descargas de Cutouts en Redes Aéreas Ubicadas en Zonas de Alta Corrosión y de Alta Contaminación

Ing. José Luis Mamani QuentaIng. Wilber Aragonez Roman

EDELNOR

39 ECOLOGÍA Y MEDIO AMBIENTE Modelo de Auditoria Ambiental para una Empresa de Distribucion Eléctrica

ING. RAUL ALBERTO CHAVEZ ALVAREZ

EDELNOR


Integridad de Tanques de Almacenamiento de Combustibles Líquidos

Ing. Máximo Walter Cárdenas Arbieto

OSINERG

41 ENERGIA Y GAS Aplicación delas Wavelets en la Ingeniería de Protección Ing. Braulio Chuco Paucar Investigador Principal -

Coordinador del CIEEP


Estado Técnico de los Motores Diesel en Vehiculos de Transporte de Carga, Basado en el Análisis del Aceite Lubricante

Andres Valderrama Romero

Centro de Desarrollo e investigación de Termofluidos (CEDIT) - Universidad Nacional Mayor de San Marcos


Uso de Tecnología Magnética (TM) para mejorar eficiencia, reducir emisiones contaminantes, aumentar la compresión y alargar la vida útil en motores de combustión interna.

Ing. Carlos Gálvez Vidaurre Skynet Environmental SAC

44 ENERGIA Y GAS Llama Azul: Cascarilla de Arroz Combustible Alternativo en Àreas Rurales Ing. Estela Assureira Espinoza

Departamento de Ingeniería, Pontificia Universidad Católica del Perú


Normativa IEC61850 - Sistemas de Comunicación para Subestaciones W. Mendoza, R. Pérez H. Member - IEEE

46 ENERGIA Y GAS Análisis de un Caso de Resonancia a Frecuencia Industrial en Sistema Eléctrico Peruano

M.Sc. Ing. Francisco Torres GarcíaIng

Comité de Operación Económica del Sistema

47 ENERGIA Y GAS Pérdidad de Estabilidad del Área Sureste del Sistema Interconectado Nacional

M.Sc. Ing. Francisco Torres García, Ing. Yofré Jácome Depaz


48 ENERGIA Y GAS Problemática de Sincronización en el Sistema Eléctrico Peruano

M.Sc. Ing. Francisco Torres García; Ing. Juan Natividad,


49 ENERGIA Y GAS Determinación Estadística de las Tensiones de Operación en las Barras de Alta y Muy Alta Tensión del Sein

M.Sc. Ing. Francisco Torres GarcíaMBA. Ing. Leonardo Dejo


1 / 16

PROBLEMÁTICA DE SINCRONIZACIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANO

Francisco Torres García Juan Natividad Jamanca Comité de Operación Económica del Sistema Comité de Operación Económica del Sistema

(COES) (COES) [email protected] [email protected]

Resumen: En el presente artículo se describen los problemas y casos que se presentan al realizar sincronizaciones de sistema o áreas aisladas, sobre todo los casos de cierre de anillos en el sistema eléctrico Peruano. El análisis se ha basado en simulaciones y experiencias obtenidas en la operación en tiempo real del sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN). Además se muestra un análisis resumido de algunos casos de fenómenos dinámicos y transitorios provocados al realizar sincronizaciones en condiciones inadecuadas de operación, mostrándose los efectos producidos con los registros oscilográficos obtenidos en cada caso. Finalmente, se dan algunas recomendaciones para ejecutar maniobras de cierres de anillos en el SEIN. 1. INTRODUCCIÓN

En la última década, el sistema eléctrico Peruano ha pasado por grandes cambios debido al crecimiento con nuevas líneas, así como la integración con otros sistemas aislados mediante interconexiones (área norte y sur) y la formación de anillos en niveles de 50 kV, 60 kV, 138 kV y 220 kV; todo esto ha originado que se presenten diversos problemas al realizar las sincronizaciones. Entre los problemas más importantes tenemos la sincronización entre áreas operativas, cierre de anillos en un mismo nivel de tensión y cierre de anillos que comprenden dos niveles de tensión diferentes. Estos casos de sincronización trajo como consecuencia, falsos paralelos de sistemas ó demoras en las maniobras de cierre de enlaces en anillo.

En este artículo se presentan los casos más importantes de problemas de sincronización y se dan soluciones operativas a las mismas.

A continuación se realiza un análisis para conocer a profundidad el comportamiento de nuestro sistema eléctrico ante sincronismos.

2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO

PERUANO

El sistema eléctrico peruano tiene una configuración fundamentalmente radial (ver figura N°1), con formación de algunos anillos en las áreas operativas centro y sur, en los niveles de transmisión en 138 kV y 220 kV.

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) tiene diversas áreas operativas, cada una con sus características topológicas propias y el enlace entre estas áreas operativas se realiza a través de líneas de interconexión. En la actualidad el SEIN sé monitorea en cuatro (4) importantes áreas operativas, con lo cual se tiene un mejor control del sistema; éstas áreas principales son las siguientes: ♦ Área Norte ♦ Área Centro ♦ Área Sur Este ♦ Área Sur Oeste Las áreas se interconectan mediante líneas de transmisión en 138 kV y 220 kV, cada una con sus características operativas propias; entre ellas tenemos: ♦ La línea de 220 kV Chimbote1 – Paramonga

Nueva (L-2215) la cual interconecta las áreas operativas Norte y Centro.

♦ Las líneas de 220 kV Mantaro – Cotaruse (L-2051/2052) y Cotaruse – Socabaya (L-2053/2054) las cuales interconectan las áreas operativas Centro y Sur Oeste.

♦ Las líneas de 138 kV Santuario – Callalli (L-1020) y Callalli – Tintaya (L-1008); la línea de 220 kV Moquegua – Puno (L-2030) las cuales conectan las áreas operativas Sur Oeste y Sur Este.

Asimismo para realizar un mejor control de la operación, desde el punto de vista de la demanda y restauración del sistema en caso de colapsos, cada área operativa principal se ha subdividido en sub-áreas operativas. El proceso de restauración de las diferentes áreas del sistema ante un colapso total, se realiza recuperando cada subestación a través de generación local, después se enlazaran estas subestaciones hasta restablecer todo el sistema. Se emplea esta estrategia de recuperación, con el fin de restablecer los suministros interrumpidos en el menor tiempo posible. Debido a esto, la sincronización toma una gran importancia en la operación y requiere que se realice correctamente y en el menor tiempo posible.

2 / 16

Figura Nº 1. Sistema Interconectado Peruano. 2.1 FORMACIÓN DE ÁREAS AISLADAS

EN EL SEIN

Debido a la configuración radial del SEIN, el mantenimiento o desconexión por falla de una línea de transmisión origina la formación de sistemas aislados; siendo las más comunes de presentarse las siguientes:

Área Norte

• Desconexión de la línea 220 kV Guadalupe – Chiclayo (L-2236), forma el sub-área de Chiclayo – Piura – Talara – Zorritos con una demanda aproximada de 130 MW.

• Desconexión de la línea 220 kV Trujillo Norte – Guadalupe (L-2234), forma el sub-área de Guadalupe – Chiclayo – Piura – Talara – Zorritos con una demanda aproximada de 150 MW.

• Desconexión de la línea 220 kV L-2215 (Paramonga Nueva – Chimbote 1), forma el área norte del SEIN desde Chimbote hasta Zorritos con una demanda aproximada de 300 MW.

Área Sur Este

• Desconexión de la línea 138 kV Quencoro – Tintaya (L-1005), forma el sub-área de Machupicchu – Cachimayo – Dolorespata –

Quencoro con una demanda aproximada de 50 MW.

Área Centro

• Debido a diversos casos de desconexiones de líneas Pachachaca – Oroya Nueva (L-2224) y Huanuco – Tingo María (L-121), se puede presentar el sub-área de Electroandes, con una demanda aproximada de 200 MW; conformado en su mayoría de una carga minera. Debido a ello toma importancia que una variación brusca de tensión puede provocar pérdida de carga.

• Desconexión de las líneas de interconexión en 220 kV Mantaro – Cotaruse – Socabaya (L-2051/2052 y L-2053/2054) provocaría la separación del área sur (SISUR) con una demanda aproximada de 450 MW.

2.2 FORMACIÓN DE ANILLOS EN EL SEIN

Con la finalidad de mejorar el desempeño de la red (confiabilidad y mejora de niveles de potencias de cortocircuitos), se realizaron enlaces formando anillos; siendo los más importantes: Anillo de Tingo María

Este anillo comienza a formarse con el ingreso de la C.T. Aguaytía y la construcción de líneas de transmisión en 220 kV asociadas a esta central, y que eran requeridas para evacuar la energía generada. Por esta razón se construyeron las líneas de transmisión entre Aguaytía – Tingo María (L-2251) y Tingo María – Paramonga Nueva (L-2252). En la S.E. Tingo María, para mayor confiabilidad del sistema se decidió implementar una interconexión a través de un autotransformador 220/138 kV entre los sistemas de 220 kV del proyecto C.T. Aguaytía y 138 kV del sistema existente conformado por las líneas 138 kV Paragsha – Huánuco – Tingo María – Aucayacu; que eran alimentados desde el sistema de Electroandes. Con esta interconexión en Tingo María quedó formando el llamado “Anillo de Tingo María” con líneas en 220 kV hasta Tingo María y autotransformador 220/138 kV más líneas de 138 kV desde Tingo María hasta Oroya Nueva más transformador de 138/50 kV y 220/50 kV; el cual entró en operación permanente desde el 29 de Mayo de 1999. El año 2000, con el ingreso del proyecto Antamina se construyó la S.E. Vizcarra que se ubicó aproximadamente al medio de la línea Tingo María – Paramonga Nueva (L-2252), dividiendo esta línea en dos tramos Tingo María – Vizcarra (L-2252) y Vizcarra – Paramonga Nueva (L-2253). En la S.E. Vizcarra se instaló un SVC (de –45MVAR a +90 MVAr), el cual cambió la operación de esta parte del sistema, pero bajo ciertas configuraciones topológicas al interactuar con los reactores de las

3 / 16

subestaciones de Tingo María y/o Paramonga Nueva provoca una serie de efectos dinámicos y transitorios electromagnéticos. Posteriormente, en el año 2002 con el ingreso de tres nuevas líneas en esta área operativa, el llamado “Anillo de Tingo María” sufrió un nuevo cambio al pasar a ser un anillo únicamente en 220kV, gracias al ingreso de tres nuevas líneas en los tramos Vizcarra – Paragsha2 (L-2254), Paragsha2 – Carhuamayo (L-2258) y Carhuamayo – Oroya Nueva (L-2259). El “Anillo de Tingo María” en esta última configuración en 220 kV, debido a la desconexión de cualquiera de las líneas que la conforman, se abre el anillo; siendo estos casos los siguientes:

• Desconexión de la línea 220 kV Huacho – Zapallal (L-2212);

• Desconexión de la línea 220 kV Paramonga Nueva – Huacho (L-2213);

• Desconexión de la línea 220 kV Paramonga Nueva – Vizcarra (L-2253);

• Desconexión de la línea 220 kV Vizcarra – Paragsha2 (L-2254);

• Desconexión de la línea 220 kV Paragsha2 – Carhuamayo (L-2258);

• Desconexión de la línea 220 kV Carhuamayo - Oroya Nueva (L-2259);

• Desconexión de la línea 220 kV Oroya Nueva – Pachachaca (L-2224);

Entre las subestaciones Zapallal y Pachachaca existen líneas paralelas en 220 kV, es por ello que no se mencionan otras desconexiones que ocasionen la apertura del anillo.

Anillo del Sur

Con el ingreso en el año 2001, de la línea 220kV Moquegua – Puno (L-2030) y el autotransformador 220/138 kV en la S.E. Puno, se formó lo que hoy se conoce como el “Anillo Sur-Este”. Este anillo se cierra a través de las líneas en 138 kV Puno – Juliaca (L-1012), Juliaca – Azángaro (L-1011), Azángaro – Tintaya (L-1006), Tintaya – Callalli (L-1008) y Callalli – Santuario (L-1020). Debido a la desconexión de diversas líneas que conforman este anillo se produce la apertura del anillo; siendo las principales líneas que producen este fenómeno las siguientes: • Desconexión de la línea 138kV Santuario –

Callalli (L-1020); • Desconexión de la línea 138kV Callalli – Tintaya

(L-1008). • Desconexión de la línea 138kV Tintaya –

Azángaro (L-1006);

• Desconexión de la línea 138kV Azángaro – Juliaca (L-1011);

• Desconexión de la línea 138 kV Juliaca – Puno (L-1012);

• Desconexión del autotransformador de 120 MVA y 220/138/10.5 kV en la S.E. Puno;

• Desconexión de la línea 220kV Moquegua – Puno (L-2030);

El sistema eléctrico Peruano presenta zonas críticas en los cuales se evidencian problemas dinámicos y transitorios; siendo éstas: el área sur-este, el área norte y el llamado anillo de Tingo María en el área centro. 3. ANÁLISIS DE LAS SINCRONIZACIONES

3.1 Teoría de Sincronización

Cuando se quiere integrar dos sistemas de potencia que operan en forma aislada, primeramente requerimos tener una línea de interconexión entre ambos sistemas y luego para enlazarlos necesitamos un interruptor a través del cual se iniciará el intercambio de potencia cuando éste se cierre. Este interruptor, mientras se encuentra abierto recibe en un lado de sus polos la tensión del sistema-1, mientras que en el lado opuesto de esos polos recibe la tensión del sistema-2; por lo que antes de efectuar el cierre del interruptor, deberá tenerse el cuidado de igualarse la tensión en los dos lados de los bornes del interruptor. Este proceso de adecuación de parámetros en los dos sistemas se le conoce con el nombre de “Sincronización”. Si la igualdad de tensión en los dos polos del interruptor no es conseguida adecuadamente y se realiza el cierre; se producirá un fuerte disturbio en los dos sistemas, y cualquier parte del equipamiento puede dañarse debido a los esfuerzos eléctricos a que se somete a los aislamientos, así como también se producen esfuerzos mecánicos de torsión que pueden dañar los ejes de las máquinas rotativas. Sin embargo, la propiedad de sincronización depende también de otros parámetros importantes del sistema y no sólo de la tensión a través del interruptor como se mencionó como ejemplo. Los parámetros importantes para la puesta en operación en paralelo de dos sistemas son llamados las variables de sincronización y son las siguientes: 1. Secuencia de fases; 2. La magnitud de la tensión; 3. La frecuencia de los sistemas a interconectarse; 4. La diferencia angular entre los sistemas.

Al realizar la sincronización de dos sistemas, se debe tomar en cuenta la fortaleza de cada sistema; por lo que para efectos de regulación tensión y flujo

4 / 16

de reactivos se considera un sistema fuerte el que tiene mayor potencia de cortocircuito; mientras que, para efectos del control de frecuencia el sistema más fuerte es el que posee mayor inercia. La sincronización de sistemas se puede realizar en forma manual o automática mediante relés de sincronismo, debiendo tenerse en cuenta el tiempo de operación de los interruptores, hasta concretarse el cierre. Ahora pasaremos a describir cada uno de los parámetros necesarios para realizar una buena sincronización.

La Secuencia de Fases

Este parámetro esta referido a la verificación de la coincidencia de conexión de cada fase de los sistemas a conectarse. Quiere decir que la fase “R” del sistema-1 debe conectarse a la fase “R” del sistema-2 a través de los polos opuestos del interruptor de sincronización (ver figura N°2). Esta correspondencia en la conexión de cada fase, es verificada normalmente cuando la instalación recién entra en operación, mediante un equipo llamado secuencímetro. Sin embargo, de realizarse trabajos de mantenimiento que implique dichas conexiones, también debería verificarse la correspondencia de fases antes de la conexión. Un error en estas conexiones, provocaría una falla bifásica ó trifásica a frecuencia industrial, al cerrar el interruptor. Una vez que en las instalaciones se ha realizado correctamente las conexiones de secuencia de fase, en la operación normal ya no es necesario verificarla; por lo tanto, ya no constituye una variable de control.

Figure N°2. Diagrama en la cual se verifica la secuencia de fases de los sistemas a sincronizar.

La Magnitud de Tensión

La magnitud de las tensiones de los dos sistemas a sincronizar debe ser aproximadamente igual ó conseguir una diferencia mínima entre ellas (este valor mínimo depende del nivel de tensiones). Si las magnitudes de tensiones no son igualadas antes del cierre del interruptor, aparecerá súbitamente un pico de potencia reactiva (MVAr) fluyendo en forma transitoria a través del interruptor cuando éste cierre sincronizando los sistemas. La

magnitud de ésta potencia reactiva transitoria en el instante de la sincronización depende de la diferencia de tensión (ver figura N°3) obtenida en el instante de cierre, además de las características topológicas de las redes. La mayor diferencia de tensión permisibles para sincronizar sistemas a través de un interruptor, debe ser especificada en cada caso y no usar valores típicos, ya que puede variar en cada parte del sistema con diferentes efectos. Este valor se determina con simulaciones de estabilidad transitoria y simulaciones de transitorios electromagnéticos (con el ATP). Por lo general, un pequeño porcentaje de diferencia de tensión es probable que no ocasione problemas al sistema. En el Perú, en el nivel de 138 kV se ha determinado como diferencia máxima de tensión 10 kV; mientras que en el nivel de 220 kV se encuentra entre 5 kV – 20 kV. Mayor diferencia de tensión provoca una mayor sobretensión temporal (sobretensión de maniobra) al aislamiento de los equipos cercanos al punto de sincronización, así como puede activar alguna frecuencia resonante en los sistemas.

(a)

(b)

Figure N°3. Diferencia de tensión entre voltajes de fase.

La Frecuencia

La frecuencia es otro parámetro importante a considerar en los dos sistemas a sincronizar, ya que esta referida a la velocidad angular (ω) de giro de sus máquinas síncronas (ver Figura N°4). Cabe aclarar, que las diferencias de frecuencia de las que hablamos, son alrededor de una misma frecuencia nominal de operación, como es el caso para el Perú de 60 Hz. Pero no es posible hablar de sincronismo directo entre dos sistemas que poseen

V1

V2

∆Vmáx

Tensión

Tiempo

∆V

V2 V1 Diagrama Fasorial

Interruptor de Sincronismo

Fase “R” Fase “R”

Sistema 1 Sistema 2

Fase “T”

Fase “S” Fase “S”

Fase “T”

5 / 16

diferentes frecuencias nominales de operación, como es el caso de Perú (60 Hz) y Bolivia (50 Hz). Cuando la frecuencia de uno de los sistemas en un lado de un interruptor abierto que realizará el sincronismo, no es igualado; una gran corriente circulante aparecerá generando un súbito pico de potencia activa (MW) que fluirá a través del interruptor cuando este se cierre sincronizando los sistemas. Este súbito flujo de potencia activa (MW) se produce en respuesta a la diferencia de frecuencias (alrededor de una frecuencia nominal de operación) conseguida entre los sistemas en el instante de cierre del interruptor, cuya magnitud es una función de esta diferencia de frecuencia y características de la red. La máxima diferencia de frecuencia que se puede permitir para sincronizar dos sistemas, debe ser siempre especificado para cada caso, y a partir de simulaciones de estabilidad transitoria. No deben usarse valores típicos, ya que cada parte del sistema tienen características diferentes. En el caso del Perú en cuanto a la diferencia de frecuencias, los relés de sincronismo poseen ajustes que fluctúan entre ±0.10Hz a ±0.15Hz antes del cierre del interruptor. Una mayor diferencia de frecuencia genera un mayor esfuerzo torsional a las máquinas rotativas de los sistemas, así como puede activar algún modo electromecánico inestable.

(a)

(b) Figure N°4 Diferencia de frecuencia genera una tensión

residual en bornes del interruptor. (a) Tensión en el tiempo; (b) Diagrama fasorial de tensiones.

La Diferencia Angular de Fases

La tercera variable de sincronización y probablemente la más importante de las tres es la diferencia angular de la tensión de fase. La diferencia angular de la tensión de fase (δ) se mide en el cruce por cero de las ondas de tensión de ambos sistemas (ver Figura N°5) que están presentes en cada polo del interruptor con el cual se sincronizará. En forma ideal, la diferencia angular que se debería tener entre los dos sistemas antes de cerrar el interruptor, sería cero. Sí la diferencia angular de fase entre las tensiones a cada lado de los polos del interruptor abierto que conectará los sistemas, no se disminuye a un valor pequeño (cercano a cero); un pico de potencia activa (MW) aparecerá súbitamente en el instante de sincronización. La diferencia angular determina el sentido del flujo de potencia activa que se genera en forma transitoria, ingresando al sistema que presenta menor valor angular en el instante de la sincronización.

Figure N°5. Diferencia angular entre voltajes de fase.

La máxima diferencia angular que se puede permitir para sincronizar dos sistemas, debe ser siempre especificado para cada caso, y a partir de simulaciones de estabilidad transitoria. No hay valores típicos para este caso, ya que cada parte del sistema tienen características propias. El efecto de un mayor ángulo afecta principalmente la estabilidad transitoria del sistema y provoca un cambio súbito de los flujos de potencia activa en las líneas.

3.2 Casos de Sincronización

La importancia de la sincronización de sistemas de potencia no debe ser subestimada y delegada totalmente a los automatismos (relés de sincronización), sino que debe ser siempre supervisada y controlada por el personal de

V1, f1

V2, f2

∆Vmáx

Tensión

Tiempo

∆V

V2

f1

Diagrama Fasorial

f2

V1

6 / 16

operación. Se debe conocer bien la teoría y práctica de sincronización ya que de no funcionar los automatismos, debemos recurrir a la operación manual. En los procesos de sincronización se presentan tres grandes casos, pudiendo cada uno de ellos subdividirse en casos particulares. A continuación describiremos los tres escenarios típicos para realizar sincronizaciones:

Primer Escenario: Sincronización de dos áreas aisladas

Es el caso más común y conocido, el cual trata de sincronizar dos sistemas que operan en forma asilada (ver figura N°6); para lo cual debemos monitoreas e igualar las tres variables importantes del sistema que son:

- Igualdad en la magnitud de tensiones; - Igualdad de frecuencias de los sistemas; - Obtener una mínima diferencia angular. Para conseguir las condiciones óptimas de sincronismo se tienen que hacer uso de los recursos eléctricos de cada sistema y una coordinación permanente con los operadores de los centros de control. Figure N°6. Caso de sincronización de sistemas asilados. Segundo Escenario: Cierre de una segunda línea paralela

El caso de cierre de líneas paralelas que forman un anillo normalmente no ocasiona problemas de sincronización; sin embargo, cuando se trata de líneas muy largas y la segunda línea posee diferente impedancia, puede presentarse una apreciable diferencia de tensión y una diferencia angular en el extremo de cierre del interruptor, ocasionando problemas de sincronización(ver figura N°7). Este caso también se produce cuando dos sistemas que ya se encuentran interconectados, mejoraran su interconexión mediante una segunda línea que enlazará otras dos subestaciones diferentes, lo cual podrá generar un problema de una apreciable diferencia angular. De no conseguirse las condiciones necesarias de sincronización, al cerrar el interruptor se presentará una súbita corriente transitoria que circulará por el anillo, provocando la activación de las protecciones

de las líneas ocasionando su desconexión. Indudablemente, estos problemas deben ser analizados en el proyecto de la línea para evitar el que se tengan que emplear equipos adicionales para conseguir las condiciones óptimas de cierre sin provocar perturbación a la red.

Figure N°7. Caso de cierre de una línea paralela larga y con

diferente impedancia.

Tercer Escenario: Sincronización de una Configuración en Anillo

El caso de cierre de anillos, es un tema delicado que se presenta frecuentemente en los sistemas débiles, debido a que presentan enlaces muy largos y con una gran impedancia; en el cual, el parámetro de mayor importancia a controlar para realizar el sincronismo es la diferencia angular.

En las configuraciones en anillo (ver figura N°8), a pesar de tener la misma frecuencia y conseguir una misma magnitud de tensión en un determinado punto, puede presentarse una gran diferencia angular que dificulte realizar la sincronización. Los ángulos que se presentan en las diferentes barras de un sistema dependen del despacho de la potencia activa de las centrales de generación y de los parámetros de la red (impedancia).

Figure N°8. Caso de cierre de un anillo dentro de un mismo

sistema ó formado con otros sistemas.

Sistema 1 Sistema 2f 1 f 2

Parámetros a controlar: • Frecuencia; • Tensión; • Diferencia Angular.

V1 ∠δ1 V2 ∠δ2

Sistema 1

V1 ∠δ1

Sistema 2

cerrado

Parámetros a controlar: • Tensión • Diferencia Angular.

V2 ∠δ2

∆δ⇒ mínimo

SINCRONIZACIÓN DEL ANILLO

Parámetros a controlar: • Tensión • Diferencia Angular.

7 / 16

Las soluciones que se suelen emplear en estos casos son:

- Recurso Operativo, consiste en variar el despacho de potencia activa de las centrales de generación para cambiar los flujos de potencia y disminuir el valor de ángulo de una de las barra, consiguiendo así una menor diferencia angular entre las barra a sincronizar.

- Instalar un transformador en fase cuadratura, para poder variar el ángulo de fase de una de las barras y disminuir la diferencia ángular. Esta solución es la más adecuada, sin embargo es costosa y deberá evaluarse la conveniencia de implementarla, ó cuando no es posible disminuir el ángulo con acciones operativas.

4. PROBLEMÁTICA DE LA SINCRONIZACIÓN

EN EL SEIN

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional ha presentado problemas de sincronización en diversas áreas operativas, por lo que, para realizar un mejor análisis del tema lo abordaremos en 2 grupos: 4.1 Sincronización entre sistemas

En la sincronización de dos sistemas aislados debemos controlar 3 parámetros importantes como son la diferencia de frecuencia, la diferencia de tensión y diferencia angular. Para poder conseguir una buena condición de sincronismo en lo referente al parámetro de frecuencia, se tiene que ejercer un control con las centrales que estén realizando Regulación Secundaria de Frecuencia de ambos sistemas. Mientras que, en lo referente a la diferencia de tensión se conseguirá con los equipos de compensación reactiva que estén cerca de las barras que sincronizarán. Finalmente, el parámetro de diferencia angular se consigue en el instante del cierre del interruptor, que consiste en realizar ell paralelo de sistemas cuando la aguja del sincronoscopio pase por cero.

Sincronización entre áreas pequeñas Una sincronización inadecuada entre áreas pequeñas puede provocar la salida de centrales de generación o colapso de alguna de estas áreas.

Áreas pequeñas con pocas centrales de generación, permiten un mayor margen en el parámetro de diferencia de frecuencia (hasta ±0.15 Hz[5]).

Sincronización entre áreas grandes La sincronización entre áreas grandes (inercias grandes) tiene mucha importancia, ya que efectuarla con parámetros inadecuados provocarán grandes corrientes circulantes, ocasionando la desconexión inmediata de la interconexión (llamado

falso paralelo) por actuación de su protección y provocar fenómenos eléctricos perjudiciales para las áreas. Por lo tanto, no se permite mucho margen en el parámetro de diferencia de frecuencia (menor a ±0.10 Hz[5]).

Sincronización entre área pequeña con área grande Para este caso es importante tener en cuenta la energización de la línea con la que se realizará la sincronización (puesta en paralelo) de los sistemas. La energización de la línea debe realizarse desde el extremo que conecta al área grande, y efectuar la sincronización en el lado del área pequeña. Un mal sincronismo puede provocar el colapso del área pequeña.

4.2 Cierre de anillos

El cierre de anillos son configuraciones especiales en la que debemos controlar el parámetro de la diferencia angular, el cual conseguiremos disminuirlo redistribuyendo los flujos en las líneas a través de la variación de la potencia activa de las generaciones cercanas a las barras que se sincronizaran.

Cierre de anillo de Tingo María El principal problema que se presenta en este sistema surge cuando se desconecta la línea L-2224 por falla ó por mantenimiento, apareciendo entre las barras de Pachachaca y Oroya Nueva una gran diferencia angular, que imposibilita que se vuelva a restablecer la operación de la línea. En algunos casos reales se han registrado hasta 47°de diferencia angular entre los polos del interruptor de la S.E. Oroya Nueva, que es el lugar donde normalmente se realiza la sincronización. En uno de los eventos se realizó la sincronización con un ángulo grande, produciéndose severas variaciones de tensión que originaron desconexiones de suministro en la ciudad de La Oroya.

Otro caso en el mismo anillo, se presenta ante la desconexión de las líneas Zapallal – Huacho (L-2212) ó Huacho – Paramonga Nueva (L-2213), apreciándose que en esta condición se puede mantener el enlace del área Norte con el área Centro a través del corredor de 220 kV de la sierra, que es parte del anillo de Tingo María.

Cierre de anillo de área Sur – Este Para este anillo, el problema de la diferencia angular es crítico con la desconexión de cualquiera de las líneas de 138 kV Azángaro – Juliaca (L-1011), Juliaca – Puno (L-1012) ó la desconexión de la línea 220 kV Moquegua – Puno (L-2030). Mientras que, para los casos de desconexión de las líneas 138 kV Tintaya – Azángaro (L-1006), Callalli – Tintaya (L-1008) y Santuario – Callalli (L-1020), la

8 / 16

diferencia angular no resultar ser crítico para las condiciones de sincronismo. En el área Sur – Este, otro factor limitante es el límite de transmisión en las líneas de 138 kV como la L-1006 y L-1011 limitado a 75 MW, y la L-1008 limitado a 85 MW. Por lo que, al desconectar una de éstas líneas inmediatamente se produce sobrecarga en otras, controlándose el flujo a través de las generaciones de San Gabán y Machupicchu. En época de estiaje, la sobrecarga se controla con la C.H. San Gabán y en época de avenida se controla simultáneamente con las centrales de San Gabán y Machupicchu.

5. CASOS REALES EN EL SEIN

El crecimiento radial y en anillo del sistema eléctrico, las interconexiones con las áreas norte y sur del país complicaron la operación sobre todo al realizar sincronismo de anillos, que provocaron fenómenos dinámicos y transitorios. Los problemas de sincronización en el Perú se han presentado al efectuar maniobras en forma manual y por falla en el equipo de sincronismo; ocasionando fuertes disturbios en el sistema y dando como resultado la desconexión inmediata o quedar en servicio con presencia de oscilaciones amortiguadas.

5.1 Sincronización Fallida en el Anillo de Tingo María

Un caso de problema de sincronización ocurrió el 23 de diciembre del 2001 a las 10:54:55 horas en el anillo de Tingo María durante el mantenimiento de la línea de enlace Vizcarra – Paramonga Nueva (L-2253). El anillo de Tingo María en esa fecha tenía la configuración que se presenta en la Figura Nº9.

Figura Nº9. Diagrama unifilar del anillo de Tingo María en 2001. El evento se inició con la desconexión del interruptor del lado 138 kV del autotranformador de 50 MVA y 220/138 kV ubicado en la S.E. Tingo

María, por actuación de la protección de sobretensión, con lo cual el área Aguaytía quedo operando aislado del sistema con la carga de Antamina (ver Figura Nº10). Figura Nº 10 Diagrama unifilar del caso de sincronización fallida

(falso paralelo). En esta condición, en la S.E. Tingo María se procedió a cerrar nuevamente el interruptor sin verificar las condiciones de sincronismo; al suponer que aún se encontraba conectado al sistema a través de la línea de enlace Vizcarra – Paramonga Nueva (L-2253 en mantenimiento); con lo cual se provocó un fuerte disturbio manifestándose como una oscilación de potencia de 1.5 segundos de duración, que terminó con la desconexión de la C.T. Aguaytía al perder el sincronismo; quedando los suministros de esta área operativa conectados al sistema. En la S.E. Tingo María se obtuvo un registro oscilográfico del evento a través de la línea Huanuco – Tingo María (L-1121), en la que se aprecia el fenómeno dinámico acontecido, el mismo que se muestra en la Figura Nº 11.

Figura Nº 11 Oscilografía de un caso de intento de

sincronización manual del área operativa Aguaytía con el SEIN (llamado falso paralelo).

El fuerte disturbio que se aprecia en la oscilografía se debió al cierre del interruptor con una gran diferencia angular (aprox. 50º), apareciendo súbitamente una gran corriente por fase con una componente contínua, similar a un corto circuito trifásico; seguido de una oscilación lenta al tratar el

Paralelo de la CT. Aguaytía

Pérdida de paso de la CT. Aguaytía

1 1/2 segundos

Línea en mantenimiento

SSIISSTTEEMMAA IINNTTEERRCCOONNEECCTTAADDOO

AREA AISLADA S.E. TINGO

MARÍA

G

SEIN

TINGO MARIA

AGUAYTIA

VIZCARRA

1

HUANUCO

L-121

78.8MW

L-120

PARAGSHA

ElectroAndes

2

OROYA

G

SEIN

TINGO MARIA

AGUAYTIA

VIZCARRA

1

HUANUCO

L-121

78.8MW

L-120

PARAGSHA

ElectroAndes

2

OROYA

9 / 16

área aislada de acoplarse al sistema mayor; desapareciendo cuando las unidades de la central desconectaron por la pérdida de sincronismo. El equipo automático de sincronización dejó pasar la señal de cierre al interruptor, al encontrarse con ajustes inadecuados debido a que en ese punto nunca se había realizado maniobras de sincronización. 5.2 Sincronización Forzada del área Sur

Un segundo caso de problemas de sincronización ocurrió el 24 de enero del 2004 a las 03:39:10 horas, al sincronizar el área sur al centro-norte después de una falla en las líneas de interconexión que los aisló. Después de la falla en la línea de 220 kV Cotaruse-Socabaya (L-2254), se energizó la línea desde la S.E. Cotaruse para sincronizar en la S.E. Socabaya en forma automática. Pero, al presentarse variaciones de frecuencia en el área sur, el relé de sincronismo no permitía el cierre del interruptor; motivo por el cual, se decidió realizarlo en forma manual pasando los controles a esta condición. Para realizar la maniobra manual se observó que las condiciones eran muy cambiantes y se esperó el momento más propicio para efectuar el cierre del interruptor, ocasionando un fuerte disturbio en el sistema con la presencia de oscilaciones de potencia de 1.25 Hz de frecuencia, que se atenuaron en aproximadamente 5 segundos según se observa en la oscilografía registrada en la S.E. Socabaya que se muestra en la Figura Nº12.

Figura Nº 12. Oscilografía de los efectos de una

sincronización manual forzada del área sur al centro-norte efectuada en la S.E. Socabaya.

El disturbio ocasionó la caída de tensión del 20% por fase en todas las barras cercanas a la S.E. Socabaya con una duración de 600 ms, luego del cual se recuperó (ver Figura Nº13), pero provocó la desconexión de algunas cargas industriales por actuación de la protección de mínima tensión.

Figura Nº 13. Oscilografía de tensión en la barra de 220 kV de

la S.E. Ilo 2. El fuerte disturbio observado, se produjo al realizar la sincronización cuando los parámetros de los sistemas eran inadecuados. Con ayuda del registro oscilográfico mostrado en la Figura Nº14, se pudo determinar los parámetros en el instante de la sincronización entre ambos sistemas, siendo estos valores los siguientes:

- Diferencia de frecuencia: ∆f = 0.2 Hz; - Diferencia de tensión : ∆V = 2.49 kV y - Diferencia de ángulo : ∆δ = 91º.

Figura Nº 14. Análisis de la sincronización del área operativa

sur al centro-norte mediante registros oscilográficos.

De éstos valores se concluye que el ángulo entre los sistemas al momento de la sincronización fue demasiado grande, es por ello que en el instante de cierre apareció una corriente de 1.25 kA y una caída de tensión en las tres fases, observando el sistema como si fuera un cortocircuito trifásico, pero se recuperó la condición estable luego de 5 segundos, sin desconectar ninguna generación del sistema. Como se ha podido apreciar, con la ayuda de los registros oscilográficos y los softwares disponibles para el análisis se puede llegar a determinar el origen de los problemas y sus efectos en los sistemas eléctricos de potencia.

10 / 16

6. SOLUCIONES AL PROBLEMA DE LA

SINCRONIZACIÓN EN EL SEIN

En la actualidad los problemas de diferencia angular que se presentan al cerrar anillos en el SEIN, se solucionan cambiando el despacho de unidades de generación, así como se realiza arranque de unidades térmicas para ayudar a disminuir el ángulo y conseguir condiciones para realizar la sincronización. Sin embargo, este cambio del despacho de unidades de generación no ha sido optimizado, ni se ha realizado una sensibilidad de la contribución de cada unidad de generación a la mejora de la diferencia angular. Es por ello que en este punto del presente artículo, se ha realizado un análisis de sensibilidad de la influencia de cada central en la disminución de la diferencia angular para las diferentes configuraciones en anillo que han dado mayores problemas en el SEIN. El análisis se ha realizado en estado estático y para una condición final, la cual mediante simulaciones de flujos de potencia se han determinado los ángulos en cada una de las barras del sistema y con ello se ha calculado el valor de la diferencia angular entre las barras a sincronizar en el anillo de interés. Luego variando el despacho de las unidades de generación cercanas a la zona del anillo, se observa cual es la influencia de cada una de ellas en la disminución angular entre barras a sincronizar.

6.1 Anillo de Tingo María

Se analizaron dos (2) casos de cierre de anillo.

6.1.1 Cierre del anillo a través de la línea 220 kV L-2224 (Pachachaca – Oroya Nueva)

Para el caso base de las simulaciones realizadas se tomó la condición más crítica, día domingo, luego se evaluaron 3 alternativas y se observaron la influencia para el cierre del anillo. En el cierre de anillo a través de la línea L-2224, el problema que se presenta es la diferencia angular entre las barras de Pachachaca y Oroya Nueva. La condición inicial de las centrales de generación de influencia para las simulaciones realizadas fue:

Central Generación (MW)

Yaupi 50 Malpaso 4 Oroya 8 Pachachaca 8 Aguaytía (*) 13 Cañón del Pato 260 Chimay 150 Yanango 40 Mantaro 640

(*) 2 unidades a mínima carga cada una 6.5 MW.

Con éstos datos iniciales se obtuvo una diferencia angular de 50° para el cierre del anillo, pero sabemos que el relé de sincronismo que se tiene instalado para ejecutar el cierre del anillo se encuentra con un ajuste de 20°, por lo que debemos buscar valores menores a él. Luego, se procedió a variar la potencia activa de la generación con los siguientes resultados: 1era Alternativa: Variación de la generación en el área de Electroandes de las centrales Yaupi, Malpaso y Aguaytía. Con la máxima generación de Yaupi se pudo disminuir la diferencia angular hasta 35°. Luego, se sumó a ello la máxima generación en Malpaso y se consiguió disminuir hasta 22°. Debido a que, toda la generación hidráulica del área de Electroandes y Norte del SEIN se encuentra al máximo, se varió la generación térmica C.T. Aguaytía llevando una unidad hasta 60 MW, consiguiéndose disminuir la diferencia angular hasta 6° (ver Figura Nº15). En el análisis se tuvo en cuenta que al variar generación térmica se tiene vinculado el costo de operación, por lo cual, sólo debe despacharse lo necesario para conseguir estar dentro de las condiciones de sincronismo.

VA RI AC I ON AN GU LO EN L- 2 2 2 4 VS GENER AC I ON YAU P I , M ALP AS O Y A GU AYTI A

50.046.9

43.940.9

38.135.3 33.4

30.227.2

22.4

15.313.2

11.29.2

5.6

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

50 60 70 80 90 100 110 120 130 146 180 190 200 210 228M W

°C

Figura Nº 15. Variación de la diferencia angular entre

Pachachaca y Oroya Nueva, con el incremento de generación de Yaupi, Malpaso y Aguaytía.

2da alternativa: Variación de la generación en el área de Electroandes de las centrales Yaupi, Malpaso y la central de Mantaro. Como se describió en la alternativa anterior, con la variación de Yaupi y Malpaso se consiguió disminuir la diferencia angular hasta 22°. Luego, con la disminución de la generación del Mantaro en 160 MW, se consiguió disminuir la diferencia angular hasta 19° (ver Figura Nº15). No se pudo llegar a valores menores por que significaba subir generación en otras centrales y por la magnitud de disminución no habría reserva en el sistema.

11 / 16

V A R IA C ION A N GU LO EN L- 2 2 2 4 V S GEN ER A C ION Y A U PI, M A LPA SO Y M A N T A R O

50.046.9

43.940.9

38.135.3

33.430.2

27.2

22.4 21.7 20.9 20.2 19.5

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

50 60 70 80 90 100 110 120 130 146 -40 -80 -120 -160M W

°C

Figura Nº 15. Variación de la diferencia angular entre Pachachaca y Oroya Nueva, con la variación de generación de Yaupi, Malpaso y Mantaro.

3era alternativa: Variación de la generación en el área de Electroandes de las centrales Yaupi, Malpaso y el área centro de las centrales Mantaro, Chimay y Yanango. De la 1era alternativa tenemos que, al variar Yaupi y Malpaso se consiguió disminuir la diferencia angular hasta 22°. Ahora, disminuyendo la generación de Chimay hasta su mínimo, conseguimos una diferencia angular de 19°. Continuando con la disminución de generación en Yanango hasta su valor mínimo, se consiguió 18°. Finalmente, disminuyendo generación en la central Mantaro, se consiguió una diferencia angular de 16°(ver Figura Nº16).

V A R IA C ION A N GU LO EN L- 2 2 2 4 V S GEN ER A C ION Y A U PI, M A LPA SO, C HIM A Y , Y A N A N GO Y M A N T A R O

5 0 . 0

4 6 . 9

4 3 . 94 0 . 9

3 8 . 13 5 . 3

3 3 . 4

3 0 . 2

2 7 . 2

2 2 . 4 2 1. 8 2 1. 2 2 0 . 9 2 0 . 3 19 . 4 19 . 2 19 . 0 18 . 8 18 . 7 18 . 0 17 . 3 16 . 7 16 . 1

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

M W

°C

Figura Nº 16 Variación de la diferencia angular entre Pachachaca y Oroya Nueva, con la variación de generación de Yaupi, Malpaso, Chimay, Yanango y Mantaro.

Conclusión: Del cuadro comparativo Nº1 y de un análisis considerando el costo y seguridad operativa, se ha determinado que la 1era alternativa constituye la

solución más adecuada pare el cierre del anillo de Tingo María en 220 kV, a través de la línea L-2224.

CUADRO N°1 Comparación de alternativas de Cierre de Anillo de Tingo

María con línea L-2224

ALTERNATIVAS

1era Alternativa 2da Alternativa 3era Alternativa Acción ∆δ Acción ∆δ Acción ∆δ Incremento al máximo de la generación de Yaupi

35 °

Incremento al máximo de la generación de Yaupi

35 °

Incremento al máximo de la generación de Yaupi

35 °

Incremento al máximo de la generación de Malpaso

22°


22°


22°

Incremento a 60MW de la generación de Aguaytía

10°

Disminución en 160 MW de la generación de Mantaro

19°

Disminución a mínima generación de Chimay

19°

Disminución a mínima generación de Yanango

18°


16°

• Variación de generación hidráulica y térmica.

• Incremento de generación en el área de Electroandes.

• Se consiguió las condiciones de sincronismo.

• Variación solo de generación hidráulica.

• Incremento de generación en el área de Electroandes y disminución de generación en el área Centro (-160 MW).

• Se consiguió las condiciones de sincronismo, luego de mucha variación de generación.


• Incremento de generación en el área de Electroandes y disminución de generación en el área Centro (-350 MW).

• Se consiguió las condiciones de sincronismo, luego de mucha variación de generación.

6.1.2 Cierre del anillo a través de la línea 220 kV L-

2213 (Huacho – Paramonga Nueva)

Para el análisis de este caso se tomo la condición más crítica, día de semana (lunes a viernes). Se simularon 2 alternativas para evaluar el comportamiento de la diferencia angular entre las barras de Paramonga Nueva y Huacho a través de la sincronización con la línea L-2213 en la S.E. Paramonga Nueva. La condición inicial de las centrales de generación de influencia para las simulaciones realizadas fue:


Carhuaquero 95 Cañón del Pato 260 Gallito Ciego 30 Cahua 41

12 / 16

Malacas (*) 110 Tumbes 18 Yarinacocha 24 Sulzer Pacasmayo 18

(*) 3 unidades, TGN-4 y 2 TG de 15 MW c/u. Con éstos datos iniciales se obtuvieron una diferencia angular de 47° para el cierre del anillo, pero sabemos que el relé de sincronismo que se tiene instalado para ejecutar el cierre del anillo se encuentra con un ajuste de 20°, por lo que debemos buscar valores menores a él. Luego, se procedió a variar la potencia activa de la generación con los siguientes resultados:

1era alternativa: Variación de la generación térmica en el área norte como las centrales Sulzer Pacasmayo, Yarinacocha, Tumbes y Malacas. Con la disminución al mínimo de la generación Sulzer Pacasmayo, la diferencia angular disminuyó hasta 43°. Luego, se sumó la disminución de generación de Yarinacocha consiguiéndose disminuir hasta 39.7°. También se disminuyó la generación de Tumbes, reduciendo la diferencia angular hasta 36.2°. Finalmente, disminuyendo generación en la central Malacas a su valor mínimo, se consiguió una diferencia angular de 11.7°(ver Figura Nº17).

VARIACION ANGULO EN L-2213 VS GENERACION TERMICA AREA NORTE

46.8 45.643.0 42.2 41.4 40.6 39.7

38.036.2

33.130.0

25.6

19.2

13.311.7

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

0 6 18 24 30 36 42 51 60 75 90 110 140 164 170 MW

°C

Figura Nº 17 Variación de la diferencia angular entre Paramonga Nueva y Huacho, con la variación de generación de Sulzer Pacasmayo, Yarinacocha, Tumbes y Malacas.

2era alternativa: Variación de la generación hidrotérmica del área norte, moviendo las centrales Sulzer Pacasmayo, Yarinacocha, Malacas, Cahua, Gallito Ciego, Carhuaquero y Cañón del Pato. Variando las centrales térmicas Sulzer Pacasmayo y Yarinacocha hasta su mínima generación, así como la disminución de Malacas de 110 MW a 95 MW, se consiguió una diferencia angular de 37.6°. Continuando luego, con la variación de la generación de Cahua de 41 a 30 MW, Gallito Ciego

de 30 a 16 MW y Carhuaquero de 95 a 80 MW se consiguió una diferencia angular de 29.5°. Finalmente, al disminuir la generación de Cañón del Pato de 260 MW a 180 MW, disminuyó la diferencia angular hasta 12.4°(ver Figura Nº18).

VARIACION ANGULO EN L-2213 VS GENERACION HIDROTERMICO AREA NORTE

47.743.8

40.537.6

35.132.1

29.5

23.1

16.7

12.4

0

10

20

30

40

50

60

0 18 42 57 68 82 97 127 157 177 MW

°C

Figura Nº 18 Variación de la diferencia angular entre Paramonga Nueva y Huacho, con la variación de generación de Sulzer Pacasmayo, Yarinacocha, Malacas, Cahua, Gallito Ciego y Cañón del Pato.

CUADRO N°2 Comparación de alternativas de Cierre de Anillo de Tingo

María con línea L-2213

1era Alternativa 2da Alternativa Acción ∆δ Acción ∆δ Disminución a mínima generación de Sulzer Pacasmayo.

43 °

Disminución a mínima generación de Sulzer Pacasmayo.

43.8 °

Disminución a mínima generación de Yarinacocha.

39.7°Disminución a mínima generación de Yarinacocha.

40.5°

Disminución a mínima generación de Tumbes. 36.2°

Disminución de 110 a 95 MW la generación de Malacas.

37.6°

Disminución a mínima generación de Malacas. 11.7°

Disminución de 41 a 30 MW la generación de Cahua.

35.1°

Disminución de 30 a 16 MW la generación de Gallito Ciego.

32.1°

Disminución de 95 a 80 MW la generación de Carhuaquero.

29.5°

Disminución de 260 a 180 MW la generación de Cañón del Pato.

12.4°

• Variación sólo de generación térmica.

• Disminución de generación de 170 MW en el área norte.


• Variación de generación térmica y hidráulica.

• Disminución de generación de 177 MW en el área norte.


13 / 16

Conclusión: Del cuadro comparativo Nº2 se observa que en este caso, para disminuir la diferencia angular entre las barras de Paramonga Nueva y Huacho es necesario disminuir la generación del área norte. Se ha evidenciado que, la acción de disminuir la generación de Malacas (alternativa 1) ó Cañón del Pato (alternativa 2), tiene un mayor efecto en la disminución de la diferencia de angular. Las mejores condiciones de sincronismo se han conseguido para una disminución de la generación del área norte de 170 MW en promedio y con un flujo de potencia activa por la línea Chimbote1 – Paramonga Nueva (L-2215) menor a 20 MW. Las dos alternativas evaluadas pueden ser válidas; una en la época de avenida (1era alternativa) cuando no este operando la unidad TG-4 de Malacas y la otra en la época de estiaje (2era alternativa) cuando la C.H. Cañón del Pato tenga poca agua. Sin embargo, si ambas generaciones estuvieran presentes en el despacho serían las primeras en disminuir.

6.2 Anillo de área Sur – Este

Se realizaron 2 casos de cierre de anillo 6.2.1 Cierre del anillo a través de la línea 138 kV

Azángaro – Juliaca (L-1011)

Para el caso base de las simulaciones realizadas se tomó la condición más crítica, día domingo, luego se evaluaron 2 alternativas y se observaron la influencia para el cierre del anillo. En el cierre de anillo a través de la línea L-1011, el problema que se presenta es la diferencia angular entre las barras de Juliaca y Azángaro. La condición inicial de las centrales de generación de influencia para las simulaciones realizadas fue:


San Gabán 85 Machupicchu 88 Charcani V 60 Ilo 1 32 Ilo 2 (*) F/S Aricota 1 y 2 7.5

(*) Fuera de servicio por operación. Con éstos datos iniciales se obtuvo una diferencia angular de 50.1° para el cierre del anillo, pero sabemos que el relé de sincronismo que se tiene instalado para ejecutar el cierre del anillo se encuentra con un ajuste de 15°, por lo que debemos buscar valores menores a él. Luego, se procedió a variar la potencia activa de la generación con los siguientes resultados:

1era alternativa: Variación de la generación hidráulica en el área Sur-Este de las centrales San Gabán y Machupicchu. Variando la generación de San Gabán de 85 MW a 35 MW, conseguimos disminuir la diferencia angular hasta 25.3°. Luego, disminuyendo la generación de Machupicchu de 88 MW a 40 MW, se consiguió 11.8°, con lo cual estamos dentro de la condición de sincronismo (ver Figura Nº19).

VARIACION ANGULO EN L-1011 VS GENERACION SAN GABAN Y MACHUPICCHU

50.1

44.7

39.6

34.6

29.8

25.3

20.417.6

14.711.8

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

0 10 20 30 40 50 68 78 88 98 MW

°C

Figura Nº 19 Variación de la diferencia angular entre Azángaro y Juliaca, con la variación de generación de San Gabán y Macchupichu.

2da alternativa: Variación de la generación hidráulica en el área sur de las centrales San Gabán y Charcani V. Variando la generación de San Gabán de 88 MW a 25 MW se consigue disminuir la diferencia angular a 20.4°. Luego, disminuyendo la generación de Charcani V de 60 MW a 20 MW, conseguimos disminuir la diferencia angular hasta 19.2° (ver Figura Nº20).

VARIACION ANGULO EN L-1011 VS GENERACION SAN GABAN Y CHARCANI V

50.1

44.7

39.6

34.6

29.8

25.3

20.4 20.1 19.8 19.5 19.2

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 MW

°C

Figura Nº 20 Variación de la diferencia angular entre Azángaro y Juliaca, con la variación de generación de San Gabán y Charcani V.

14 / 16

CUADRO N°3 Comparación de alternativas de Cierre de Anillo del Sur-

Este con línea L-1011

1era Alternativa 2da Alternativa Acción ∆δ Acción ∆δ

Disminución de 85 a 35 MW la generación de San Gabán

25.3°


20.4°

Disminución de 88 a 40 MW la generación de Machupicchu.

11.8°

Disminución de 60 a 20 MW la generación de Charcani V.

19.2°

• Variación sólo de generación hidráulica.

• Disminución de generación de 98 MW en el área Sur-Este.



• Disminución de generación de 100 MW en el área sur.

• No se consiguió las condiciones de sincronismo.

Conclusión: Del cuadro comparativo Nº3 se observa que en este caso, para disminuir la diferencia angular entre las barras de Azángaro y Juliaca es necesario disminuir la generación del área Sur-Este. Se ha evidenciado que, la acción de disminuir las generaciones de San Gabán y Macchupicchu (alternativa 1), tiene un mayor efecto en la disminución de la diferencia de angular. En ambas alternativas se disminuyó un promedio de 100 MW de generación, pero sólo la primera dio condiciones de sincronismo. Demostrándose la mayor sensibilidad de las centrales cercanas al cierre del anillo. La mejor condición para conectar la línea 138 kV L-1011 (Azángaro - Juliaca) es cuando hay mantenimiento simultaneo en un grupo de San Gabán y Machupicchu ó San Gabán este con baja generación (época de estiaje).

6.2.2 Cierre del anillo a través de la línea 220 kV

Moquegua – Puno (L-2030)

Para el caso base de las simulaciones realizadas se tomó la condición más crítica, que es la época de avenida y en día domingo, luego se evaluaron 2 alternativas y se observaron la influencia para el cierre del anillo. En el cierre de anillo a través del lado 138kV del autotransformador en la barra de Puno, el problema que se presenta es la diferencia angular entre las barras de Puno y Moquegua. La condición inicial de las centrales de generación de influencia para las simulaciones realizadas fue:


San Gabán 100 Machupicchu 88 Charcani V 60 Ilo 1 32 Ilo 2 (*) F/S Aricota 1 y 2 7.5

(*) Fuera de servicio por operación. Con éstos datos iniciales se obtuvo una diferencia angular de 45.8° para el cierre del anillo, pero sabemos que el relé de sincronismo que se tiene instalado para ejecutar el cierre del anillo se encuentra con un ajuste de 20°, por lo que debemos buscar valores menores a él. Luego, se procedió a variar la potencia activa de la generación con los siguientes resultados:

1era alternativa: Variación de la generación hidráulica en el área Sur-Este de la central San Gabán. Disminuyendo la generación de San Gabán de 100 MW a 30 MW se consigue disminuir la diferencia angular hasta 11.3°, con lo cual, estamos dentro de la condición de sincronismo (ver Figura Nº21).

VARIACION ANGULO EN L-2030 VS GENERACION SAN GABAN

45.8

40.5

35.3

30.4

25.6

20.8

16.0

11.3

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

0 10 20 30 40 50 60 70 MW

°C

Figura Nº 21 Variación de la diferencia angular entre Puno y Moquegua, con la variación de generación de San Gabán.

2da alternativa: Variación de la generación hidráulica en el área Sur-Este de las centrales hidroeléctricas San Gabán y Machupicchu. Disminuyendo la generación de San Gabán de 100 MW a 60 MW conseguimos disminuir la diferencia de ángulo hasta 25.3°. Luego, continuamos disminuyendo generación con la central de Machupicchu desde 88 MW a 40 MW, consiguiendo disminuir la diferencia angular hasta 12.1°, obteniendo la condición de sincronismo (ver Figura Nº22).

15 / 16

VARIACION ANGULO EN L-2030 VS GENERACION SAN GABAN Y MACHUPICCHU

45.8

40.5

35.3

30.4

25.6

20.617.9

15.012.1

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

0 10 20 30 40 58 68 78 88 MW

°C

Figura Nº 22 Variación de la diferencia angular entre Puno y Moquegua, con la variación de generación de San Gabán y Macchupichu.

CUADRO N°4 Comparación de alternativas de Cierre de Anillo del Sur-

Este con línea L-1011

1era Alternativa 2da Alternativa

Acción ∆δ Acción ∆δ Disminución de 100MW a 30MW la generación de San Gabán .

11.3°


25.3°


12.1°


• Disminución de generación de 98 MW en el Área Sur Este.



• Disminución de generación de 100 MW en el Área Sur.


Conclusión: Del cuadro comparativo Nº4 se observa que en este caso, para disminuir la diferencia angular entre las barras de Puno y Moquegua es necesario disminuir la generación del área Sur-Este. Se ha evidenciado que, la acción de disminuir las generaciones de San Gabán y Macchupicchu (alternativa 2), tiene un buen efecto en la disminución de la diferencia de angular; siendo además una solución más equitativa. La disminución promedio de generación necesaria para conseguir las condiciones de sincronismo es 60 MW. La mejor condición para conectar la línea 220kV L-2030 (Moquegua - Puno) ó del autotransformador 220/138kV es cuando hay mantenimiento de un grupo de San Gabán ó Machupicchu; también

cuando San Gabán este con baja generación (época de estiaje). 7. CONCLUSIONES. El análisis del sincronismo de sistemas aislados y cierre de anillos en el sistema eléctrico nacional constituye un tema de gran importancia para la operación en tiempo real. Los resultados obtenidos nos permiten evitar problemas de fenómenos dinámicos y de transitorios por sincronismos fallidos (falsos paralelos). Para el cierre del anillo de Tingo María: • A través de la línea 220kV L-2224 (Pachachaca

– Oroya Nueva) es necesario subir la generación en el área de Electroandes ya que contribuye fundamentalmente con la disminución de la diferencia de ángulo. Se recomienda poner en servicio y a plena carga una unidad de la C.T. Aguaytía para sincronizar con la línea L-2224.

• A través de la línea 220kV L-2213 (Huacho – Paramonga Nueva) es necesario disminuir la generación del área norte ya que contribuye fundamentalmente con la disminución de la diferencia de ángulo. Se recomienda como condición previa, disminuir el flujo de potencia por la línea Chimbote 1 – Paramonga Nueva (L-2215) a un valor menor a 20 MW, para sincronizar la línea L-2213.

Para el cierre del anillo de Sur Este: • A través de la línea 138kV L-1011 (Azángaro -

Juliaca) es necesario disminuir la generación del área Sur-Este ya que contribuye fundamentalmente con la disminución de la diferencia de ángulo. Se recomienda disminuir la generación de San Gabán y Machupicchu simultáneamente para sincronizar la línea L-1011.

• A través de la línea 220kV L-2030 (Moquegua - Puno) ó del autotransformador 220/138kV el efecto de disminuir la diferencia de ángulo se ve mas reflejada al disminuir generación en el Área Sur-Este. Se recomienda disminuir la generación de San Gabán y Machupicchu sumando 60 MW aproximadamente para sincronizar con la línea L-2030 ó autotransformador 220/138kV en Puno.

Es necesario que para cada línea que enlaza sistemas que pueden operar en isla, debería realizarse análisis adecuados para determinar los ajustes de los equipos de sincronización automática.

16 / 16

8. REFERENCIAS [1] Informes de Análisis de Fallas del Comité de

Operación Económica del Sistema Peruano (COES).

[2] Venikov, V., "Procesos Transitorios Electromecánicos en los Sistemas Eléctricos de Potencia" Editorial MIR-Moscú. MIR, 1985.

[3] Portela, Carlos M., "Transitorios Electromagnéticos en Sistemas de Potencia", Copias del Curso en la Universidad Federal de Rio de Janeiro-Brasil, 1980.

[4] Anderson, P.M. and Fouad, A. A. "Power System Control and Stability" IEEE Press Power Engineering Series, 2003.

[5] SEG-Schaltanlagen-Electronik-Gerate, Catálogo de Sincronizador automático PSY3.

Agradecimiento

Agradecemos al “Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Peruano” (COES), y demás empresas integrantes del COES por proporcionar la información técnica y el apoyo para el desarrollo del presente artículo.

AUTORES

Francisco Torres García Ing, M.Sc, nacido en Lima–Perú, realizó sus estudios de antegrado en la Universidad Nacional de Ingeniería en Lima-Perú, graduándose como Ingeniero Electricista en 1985. Realizó sus estudios de post-grado en Ingeniería Eléctrica entre 1995-1997 en la Universidad Federal de Río de Janeiro - Brasil, graduándose como Master en Sistemas de Potencia. Realizó curso de especialización en sistemas de protección en Líneas de Transmisión en la Universidad Autónoma de Nuevo León - México en 2003. Realizó un Quick MBA (Especialización en Administración de Empresas) en la Escuela de Gestión y Economía – Lima – Perú en 2003 y curso de especialización en protección de generadores en la Universidad Santa María en Valparaíso – Chile en 2004. Actualmente trabaja como Especialista en Supervisión de la Calidad en el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Peruano (COES) y a la vez es profesor de la Escuela de Post-Grado de la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI). Juan Natividad Jamanca Ing, nacido en Lima–Perú, realizó sus estudios de antegrado y Postgrado en la Universidad Nacional de Ingeniería en Lima-Perú, graduándose como Ingeniero Electricista en 2002. Actualmente trabaja como Coordinador de la Operación en Tiempo Real en el Comité de Operación Económica del Sistema (COES).

PROBLEMPROBLEMÁÁTICA DE TICA DE SINCRONIZACISINCRONIZACIÓÓN EN EL N EN EL

SISTEMA ELSISTEMA ELÉÉCTRICO CTRICO PERUANOPERUANO

Ing, M. Sc, Francisco Torres Ing, M. Sc, Francisco Torres Ing. Juan NatividadIng. Juan Natividad

12/13/2005 F.Torres/J.Natividad 2

ContenidoContenido• Introducción.

• Descripción del Sistema Eléctrico Peruano.

• Análisis de las Sincronizaciones.

• Problemática de la Sincronización en el SEIN.

• Casos Reales en el SEIN.

• Soluciones al Problema de la Sincronización en el SEIN.

• Conclusiones.


Debido al crecimiento del sistema peruano en los últimos años (ingreso de nuevas líneas, integración de interconexiones y formación de anillos) ha originado quese presenten diversos problemas con respecto a la sincronización.

• Sincronización entre áreas operativas, falsos paralelos, interrupción de suministros.

• Cierre de anillos eléctricos, demoras en el cierre de anillos, problemas con la diferencia de ángulo y tensión.

En este articulo se presenta los casos más importantes de sincronización y cierre de anillos, dando solucionesoperativas a las mismas.

Introducción


• El sistema eléctrico peruano tiene una configuración fundamentalmente radial y con formación de algunos anillosen las áreas operativas centro y sur, en los niveles de transmisión 138 kV y 220 kV.

• Actualmente la estructura del SEIN esta formado por 4 áreas operativas, para tener un mejor control operativo del sistema:

Área Norte

Área Centro

Área Sur Este

Área Sur Oeste

Descripción del Sistema Eléctrico Peruano


Sistema Interconectado Peruano


Formación de Anillos Eléctricos en el SEIN

Anillo de Tingo MaríaEl anillo esta formado por las subestaciones Tingo María – Area Electroandes – Area Centro – Huacho - Paramonga Nueva – Vizcarra.Debido a la desconexión de diversas líneas que conforman este anillo, se produce cierres de anillos, los principales equipos que producen este fenómeno son:• Desconexión del autotransformador 220/138kV de SE. Tingo María.• Desconexión de la línea 138 kV L-1121 (Tingo María – Huánuco).• Desconexión de la línea 138 kV L-1120 (Huánuco – Paragsha 2).• Desconexión de la línea 220 kV L-2224 (Oroya Nueva – Pachachaca).• Desconexión de la línea 220 kV L-2212 (Huacho – Zapallal).• Desconexión de la línea 220 kV L-2213 (Paramonga Nueva – Huacho).• Desconexión de la línea 220 kV L-2253 (Paramonga Nueva –Vizcarra).• Desconexión de la línea 220 kV L-2252 (Vizcarra – Tingo María).


ANILLO TINGO MARIA

S.E. VIZCARRAS.E. VIZCARRA

CAHUACAHUA

C.T AGUAYTIA

L-2251

220KV

L-1121

S.E. HUANUCOS.E. HUANUCO

L-1120 S.E. PARAGSHA 2S.E. PARAGSHA 2

138 KV

HUACHOHUACHO

S.E. S.E. PARAMONGAPARAMONGANUEVANUEVA

L-2252

IN-2408

IN-2404

IN-4060IN-4064

IN-4078

IN-2344

IN-2198

S.E. TINGO MARIAS.E. TINGO MARIA30 MVAR

40MVA

L-2255

S.E. ZAPALLALS.E. ZAPALLAL

L-2215

L-2212

L-2253

SVC

ANTAMINAANTAMINA

220 kV

L-2213

SISTEMASISTEMANORTENORTE

SISTEMA SISTEMA ELECTRO ELECTRO ANDESANDES

IN-2224

IN-2388IN-2390

IN-2338

IN-2192IN-2194

IN-2320

IN-2196IN-2200

IN-2402 IN-2400

IN-2406

40 MVAR

IN-2346

IN-2340

IN-2342

IN-4068

IN-2346

IN-4062

220KV

SISTEMA SISTEMA CENTROCENTRO

L-2224

S.E. OROYA NUEVAS.E. OROYA NUEVA

S.E. PACHACHACAS.E. PACHACHACA

L-2254


Anillo de Sur EsteEsta formado por la interconexión entre las áreas Sur Este y Sur Oeste, integrado por las subestaciones Tintaya – Azangaro – Juliaca – Puno –Moquegua – Socabaya – Santuario – Callalli.Debido a la desconexión de diversas líneas que conforman este anillo, se produce cierres de anillos, las principales líneas que producen este fenómeno son:• Desconexión de la línea 138 kV L-1006 (Tintaya – Azangaro).• Desconexión de la línea 138 kV L-1011 (Azangaro – Juliaca).• Desconexión de la línea 138 kV L-1012 (Juliaca – Puno).• Desconexión del autotransformador 220/138kV de SE. Puno.• Desconexión de la línea 220 kV L-2030 (Moquegua – Puno).• Desconexión de la línea 138 kV L-1020 (Santuario – Callalli).• Desconexión de la línea 138 kV L-1008 (Callalli – Tintaya).

Anillos Electricos en el SEIN


TINTAYA JULIACA PUNO

CALLALLI

SANTUARIOMOQUEGUA

CH. SAN GABAN

AZANGARO

L-1006 L-1011 L-1012

L-2030

L-1008

L-1020

L-1005

L-1010L-1013

L-1009

20 MVAR

SISTEMA SUR OESTE

138/220 kV

ANILLO DEL AREA SUR ESTE


Análisis de las sincronizaciones

Los parámetros importantes para la puesta en operación enparalelo de dos sistemas son llamados las variables desincronización y son las siguientes:1. Secuencia de fases; 2. La magnitud de la tensión;3. La frecuencia de los sistemas a interconectarse;4. La diferencia angular entre los sistemas.La sincronización de sistemas se puede realizar en forma manual o automática mediante relés de sincronismo,debiendo tenerse en cuenta el tiempo de operación de los interruptores, hasta concretarse el cierre.


La Secuencia de Fases

Este parámetro esta referido a la verificación de lacoincidencia de conexión de cada fase de los sistemas aconectarse. Quiere decir que la fase “R” del sistema-1 debe conectarse a la fase “R” del sistema-2 a través de los polos opuestos del interruptor de sincronización

Interruptor deSincronismo

Fase “R” Fase “R”

SistemaSistema 11 SistemaSistema 22Fase “T”

Fase “S”Fase “S”

Fase “T”


La Magnitud de Tensión

La magnitud de las tensiones de los dos sistemas asincronizar debe ser aproximadamente igual ó conseguir una diferencia mínima entre ellas (este valor mínimo dependedel nivel de tensiones).Si las magnitudes de tensiones no son igualadas antes delcierre del interruptor, aparecerá súbitamente un pico depotencia reactiva (MVAr) fluyendo en forma transitoria através del interruptor cuando éste cierre sincronizando los sistemas

V1

V2

∆Vmáx

Tensión

Tiempo

∆V

V2 V1Diagrama Fasorial


La Frecuencia

La frecuencia es otro parámetro importante a considerar enlos dos sistemas a sincronizar, ya que esta referida a lavelocidad angular (ω) de giro de sus máquinas síncronas.

Cuando la frecuencia de uno de los sistemas en un lado de un interruptor abierto que realizará el sincronismo, no es igualado; una gran corriente circulante aparecerá generandoun súbito pico de potencia activa (MW) que fluirá a travésdel interruptor cuando este se cierre sincronizando los sistemas.


Este súbito flujo de potencia activa (MW) se produce enrespuesta a la diferencia de frecuencias (alrededor de una frecuencia nominal de operación) conseguida entre los sistemas en el instante de cierre del interruptor, cuya magnitud es una función de esta diferencia de frecuencia ycaracterísticas de la red.En el caso del Perú en cuanto a la diferencia de frecuencias,los relés de sincronismo poseen ajustes que fluctúan entre±0.10Hz a ±0.15Hz antes del cierre del interruptor.

V1,f1

V2,f2

∆Vmáx

Tensión

Tiempo

∆V

V2

f1

Diagrama Fasorial

f2

V1


La Diferencia Angular de Fases

La diferencia angular de la tensión de fase (δ) se mide en elcruce por cero de las ondas de tensión de ambos sistemas que están presentes en cada polo del interruptor con el cualse sincronizará. En forma ideal, la diferencia angular que sedebería tener entre los dos sistemas antes de cerrar elinterruptor, sería cero.

Sí la diferencia angular de fase entre las tensiones a cada lado de los polos del interruptor abierto que conectará los sistemas, no se disminuye a un valor pequeño (cercano a cero); un pico de potencia activa (MW) aparecerásúbitamente en el instante de sincronización.


La máxima diferencia angular que se puede permitir para sincronizar dos sistemas, debe ser siempre especificado para cada caso, y a partir de simulaciones de estabilidad transitoria. No hay valores típicos para este caso, ya que cada parte del sistema tienen características propias


Primer Escenario: Sincronización de dos áreas aisladas

Es el caso más común y conocido, el cual trata de sincronizardos sistemas que operan en forma asilada; para lo cual debemos monitoreas e igualar las tres variables importantesdel sistema que son:- Igualdad en la magnitud de tensiones;- Igualdad de frecuencias de los sistemas;- Obtener una mínima diferencia angular.

SistemaSistema 11SistemaSistema 22f 1 f 2

Parámetros a controlar:•Frecuencia;•Tensión;•Diferencia Angular.

V1 ∠δ1 V2 ∠δ2


Segundo Escenario: Cierre de una segunda línea paralela

El caso de cierre de líneas paralelas que forman un anillo normalmente no ocasiona problemas de sincronización; sin embargo, cuando se trata de líneas muy largas y la segunda línea posee diferente impedancia, puede presentarse una apreciable diferencia de tensión y una diferencia angular en el extremo de cierre del interruptor, ocasionando problemasde sincronización

Sistema 1

V1 ∠δ1

Sistema 2

cerrado

Parámetros acontrolar:•Tensión•Diferencia Angular.

V2 ∠δ2

∆δ⇒ mínimo


Tercer Escenario: Sincronización de una Configuración en Anillo

El caso de cierre de anillos, es un tema delicado que sepresenta frecuentemente en los sistemas débiles, debido aque presentan enlaces muy largos y con una gran impedancia; en el cual, el parámetro de mayor importancia acontrolar para realizar el sincronismo es la diferenciaangular

SINCRONIZACIÓN DEL ANILLO

Parámetros a controlar:•Tensión•Diferencia Angular.


Problemática de la Sincronización en el Perú

Sincronización entre sistemasEn la sincronización de dos sistemas aislados debemos controlar 3 parámetros importantes como son la diferencia defrecuencia, la diferencia de tensión y diferencia angular.

Sincronización entre áreas pequeñasUna sincronización inadecuada entre áreas pequeñas puede provocar la salida de centrales de generación o colapso dealguna de estas áreas.Áreas pequeñas con pocas centrales de generación, permitenun mayor margen en el parámetro de diferencia de frecuencia(hasta ±0.15 Hz).


Sincronización entre áreas grandes

La sincronización entre áreas grandes (inercias grandes) tiene mucha importancia, ya que efectuarla con parámetros inadecuados provocarán grandes corrientes circulantes,ocasionando la desconexión inmediata de la interconexión(llamado falso paralelo) por actuación de su protección yprovocar fenómenos eléctricos perjudiciales para las áreas.


Sincronización entre área pequeña con área grande

Para este caso es importante tener en cuenta la energización de la línea con la que se realizará la sincronización (puesta enparalelo) de los sistemas. La energización de la línea debe realizarse desde el extremo que conecta al área grande, yefectuar la sincronización en el lado del área pequeña. Un mal sincronismo puede provocar el colapso del área pequeña.


Cierre de anillo de Tingo María

El principal problema que se presenta en este sistema surgecuando se desconecta la línea L-2224 por falla ó por mantenimiento, apareciendo entre las barras de Pachachaca yOroya Nueva una gran diferencia angular, que imposibilita que se vuelva a restablecer la operación de la línea.Otro caso en el mismo anillo, se presenta ante la desconexiónde las líneas Zapallal – Huacho (L-2212) ó Huacho –Paramonga Nueva (L-2213), apreciándose que en esta condición se puede mantener el enlace del área Norte con elárea Centro a través del corredor de 220 kV de la sierra, que es parte del anillo de Tingo María.


Cierre de anillo de área Sur Este

Para este anillo, el problema de la diferencia angular es crítico con la desconexión de cualquiera de las líneas de 138 kV Azángaro – Juliaca (L-1011), Juliaca – Puno (L-1012) óla desconexión de la línea 220 kV Moquegua – Puno (L-2030).Mientras que, para los casos de desconexión de las líneas138 kV Tintaya – Azángaro (L-1006), Callalli – Tintaya (L-1008) y Santuario – Callalli (L-1020), la diferencia angular no resultar ser crítico para las condiciones de sincronismo


Casos Reales en el SEIN

Sincronización Fallida en el anillo de Tingo María:ocurrió el 23 de diciembre del 2001 a las 10:54:55 horas en el anillo de Tingo María durante el mantenimiento de la línea de enlace Vizcarra – Paramonga Nueva (L-2253).

G

S E IN

T IN G O M AR IA

AG U A Y T IA

V IZ C A R R A

1

H U A N U C O

L-121

78 .8M W

L -120

P A R A G S H A

ElectroAndes

2

O R O Y A

G

S E IN

T IN G O M AR IA

AG U A Y T IA

V IZ C A R R A

1

H U A N U C O

L-121

78 .8M W

L -120

P A R A G S H A

ElectroAndes

2

O R O Y A


El evento se inició con la desconexión del interruptor del lado138 kV del autotranformador de 50 MVA y 220/138 kVubicado en la S.E. Tingo María, por actuación de laprotección de sobretensión, con lo cual el área Aguaytíaquedo aislado del sistema con la carga de Antamina.

Línea en mantenimiento

SISTEMASISTEMAINTERCONECTADOINTERCONECTADO

AREAAISLADA

S.E. TINGO MARÍA


En esta condición, en la S.E. Tingo María se procedió acerrar nuevamente el interruptor sin verificar las condicionesde sincronismo; al suponer que aún se encontraba conectadoal sistema a través de la línea de enlace Vizcarra –Paramonga Nueva (L-2253 en mantenimiento); con lo cualse provocó un fuerte disturbio manifestándose como una oscilación de potencia de 1.5 segundos de duración, que terminó con la desconexión de la C.T. Aguaytía al perder elsincronismo; quedando los suministros de esta área operativa conectados al sistema.


OscilografOscilografíía de un caso de intento de sincronizacia de un caso de intento de sincronizacióón n manual del manual del áárea operativa Aguaytrea operativa Aguaytíía con el SEIN a con el SEIN

(falso paralelo).(falso paralelo).

Paralelo de la CT. Aguaytía

Pérdida de paso de la CT. Aguaytía

1 1/2 segundos


Casos Reales en el SEIN

Sincronización Forzada del Area Sur:Un segundo caso de problemas de sincronización ocurrió el 24 de enero del 2004 a las 03:39:10 horas, al sincronizar elárea sur al centro-norte después de una falla en las líneas deinterconexión que los aisló. Después de la falla en la línea Cotaruse-Socabaya (L-2254) de 220 kV, se energizó desde la S.E. Cotaruse para sincronizar en la S.E. Socabaya en forma automática. Pero, al presentarse variaciones de frecuencia en el área sur, el relé de sincronismo no permitía el cierre del interruptor; motivo por el cual, se decidió realizarlo en forma manual pasando los controles a esta condición.


OscilografOscilografíía de los efectos de una sincronizacia de los efectos de una sincronizacióón manual forzada n manual forzada del del áárea sur al centrorea sur al centro--norte efectuada en la S.E.norte efectuada en la S.E. SocabayaSocabaya


El fuerte disturbio observado, se produjo al realizar la sincronización cuando los parámetros de los sistemas eran inadecuados. Con ayuda del registro oscilográfico, se pudo determinar los parámetros en el instante de la sincronización entre ambos sistemas, siendo estos valores los siguientes: - Diferencia de frecuencia: ∆f = 0.2 Hz;- Diferencia de tensión : ∆V = 2.49 kV y-Diferencia de ángulo : ∆δ = 91º. De éstos valores se concluye que el ángulo entre los sistemas al momento de la sincronización fue demasiado grande, es por ello que en el instante de cierre apareció una corriente de 1.25 kA y una caída de tensión en las tres fases.


AnAnáálisis de la sincronizacilisis de la sincronizacióón del n del áárea operativa sur al rea operativa sur al centrocentro--norte mediante registros oscilogrnorte mediante registros oscilográáficosficos

se pudo determinar los parámetros en el instante de la sincronización entre ambos sistemas, siendo estos valores los siguientes: ∆f = 0.2 Hz; ∆V = 2.49 kV y ∆δ = 91º.


Soluciones al Problema de la Sincronización en el SEIN

Anillo de Tingo María

Cierre del anillo a través de la línea 220 kV L-2224 (Pachachaca – Oroya Nueva).

Para el análisis de simulación se tomo la condición más crítica, día domingo, se realizaron 3 alternativas y se observaron la influencia para el cierre del anillo.Para este caso normalmente el problema de cierre de anillo es la diferencia de ángulo entre la barra Oroya Nueva y la llegada de la línea L-2224 en la SE. Oroya Nueva.


ALTERNATIVAS1era Alterna tiva 2da Alternativa 3era Alternativa

Acción ∆δ Acción ∆δ Acción ∆δIncremento al máximo de la generación de Yaupi

35 ° Incremento al máximo de la generación de Yaupi

35 ° Incremento al máximo de la generación de Yaupi

35 °

Incremento al máximo de la ge neración de Malpaso

22° Incremento al máximo de la generación de Malpaso

22° Incremento al máximo de la generación de Malpaso

22°

Incremento a 60MW de la generación de Aguaytia

10° Disminución en 160 MW de la generación de Mantaro

19° Disminución a mínim a generación de Chimay

19°

Disminución a mínima generación de Yanango

18°


16°

• Variación de generación hidráulica y térmica.

• Incremento de generación en el Area de Electroandes.

• Se consiguió las cond iciones de sincronismo


• Incremento de generación en el Area de Electroandes y disminución de generación en el Area Centro ( -160 MW).

• Se consiguió las Condiciones de de sincronismo


• Incremento de generación en el Area de Electroandes y disminución de generación en el Area Centro ( -350 MW).

• Se consiguió las condiciones de sincronismo



Anillo de Tingo María

Cierre del anillo a través de la línea 220 kV L-2213 (Huacho – Paramonga Nueva).

Para el análisis de simulación se tomo la condición más crítica, día de semana (lunes a viernes), se realizaron 2 alternativas y se observaron la influencia para el cierre del anillo.Para este caso normalmente el problema de cierre de anillo es la diferencia de ángulo entre la barra Paramonga Nueva y la llegada de la línea L-2213 en la SE. Paramonga Nueva.


1 e r a A l t e r n a t iv a 2 d a A l t e r n a t iv a A c c ió n ∆ δ A c c ió n ∆ δ

D is m in u c ió n a m ín im a g e n e r a c ió n d e S u lz e r P a c a s m a y o .

4 3 ° D is m in u c ió n a m ín im a g e n e r a c ió n d e S u lz e r P a c a s m a y o .

4 3 .8 °

D is m in u c ió n a m ín im a g e n e r a c ió n d e Y a r in a c o c h a .

3 9 . 7 ° D is m in u c ió n a m ín im a g e n e r a c ió n d e Y a r in a c o c h a .

4 0 .5 °

D is m in u c ió n a m ín im a g e n e r a c ió n d e T u m b e s .

3 6 . 2 ° D is m in u c ió n d e 1 1 0 a 9 5 M W la g e n e r a c ió n d e M a la c a s .

3 7 .6 °

D is m in u c ió n a m ín im a g e n e r a c ió n d e M a la c a s .

1 1 . 7 ° D is m in u c ió n d e 4 1 a 3 0 M W la g e n e r a c ió n d e C a h u a .

3 5 .1 °

D is m in u c ió n d e 3 0 a 1 6 M W la g e n e r a c ió n d e G a l l i t o C ie g o .

3 2 .1 °

D is m in u c ió n d e 9 5 a 8 0 M W la g e n e r a c ió n d e C a r h u a q u e r o .

2 9 .5 °

D is m in u c ió n d e 2 6 0 a 1 8 0 M W la g e n e r a c ió n d e C a ñ ó n d e l P a t o .

1 2 .4 °

• V a r ia c ió n s o lo d e g e n e r a c ió n t é rm ic a .

• D is m in u c ió n d e g e n e r a c ió n d e 1 7 0 M W e n e l A r e a N o r te .

• S e c o n s ig u ió la s c o n d ic io n e s d e s in c r o n is m o

• V a r ia c ió n d e g e n e r a c ió n t é rm ic a y h id r á u l ic a .

• D is m in u c ió n d e g e n e r a c ió n d e 1 7 7 M W e n e l A r e a N o r t e .

• S e c o n s ig u ió la s c o n d ic io n e s d e s in c r o n is m o



Anillo de Área Sur Este

Cierre del anillo a través de la línea 138 kV L-1011 (Azangaro – Juliaca).

Para el análisis de simulación se tomo la condición mas crítica, día domingo, se realizaron 2 alternativas y se observaron la influencia para el cierre del anillo.Para este caso normalmente el problema de cierre de anillo es la diferencia de ángulo entre la barra Juliaca y la llegada de la línea L-1011 en la SE. Juliaca.




25.3° Disminución de 85 a 25 MW la generación de San Gabán

20.4°


11.8° Disminución de 60 a 20 MW la generación de Charcani V.

19.2°

• Variación solo de

generación hidráulica.• Disminución de

generación de 98 MW en el Area Sur Este.



• Disminución de generación de 100 MW en el Area Sur.




Anillo de Área Sur Este

Cierre del anillo a través de la línea 220 kV L-2030 (Moquegua – Puno).

Para el análisis de simulación se tomo la condición en la época de Avenida y día domingo, se realizaron 2 alternativas y se observaron la influencia para el cierre del anillo.Para este caso normalmente el problema de cierre de anillo es la diferencia de ángulo, el sincronismo siempre se realiza en el lado 138kV del autotransformador en la barra de Puno.




11.3° Disminución de 100 a 60 MW la generación de San Gabán

25.3°


12.1°

• Variación solo de

generación hidráulica.• Disminución de

generación de 98 MW en el Area Sur Este.



• Disminución de generación de 100 MW en el Area Sur.



Conclusiones

Para el cierre del anillo de Tingo María:

A través de la línea 220kV L-2224 (Pachachaca – Oroya Nueva) el efecto de disminuir la diferencia de ángulo se ve mas reflejada al subir generación en el Area de Electroandes.

Se recomienda para conectar la línea 220 kV L-2224 (Pachachaca – Oroya Nueva) este en servicio y a plena carga la CT. Aguaytía.


Conclusiones

Para el cierre del anillo de Tingo María :

A través de la línea 220kV L-2213 (Huacho – Paramonga Nueva) el efecto de disminuir la diferencia de ángulo se ve mas reflejada al disminuir generación en el Area Norte.

Se recomienda para conectar la línea 220 kV L-2213 (Huacho – Paramonga Nueva) como condición previa tener un flujo bajo, menor de 20 MW, por la línea L-2215 (Chimbote 1 – Paramonga Nueva).


Conclusiones

Para el cierre del anillo de Sur Este:

A través de la línea 138kV L-1011 (Azangaro - Juliaca) el efecto de disminuir la diferencia de ángulo se ve mas reflejada al disminuir generación en el Area Sur Este.

Se recomienda para conectar la línea 138 kV L-1011 (Azangaro - Juliaca) disminuir la generación de San Gabán y Machupicchu simultáneamente.


Conclusiones

Para el cierre del anillo de Sur Este:

A través de la línea 220kV L-2030 (Moquegua - Puno) ódel autotransformador 220/138kV el efecto de disminuir la diferencia de ángulo se ve mas reflejada al disminuir generación en el Area Sur Este.

Se recomienda para conectar la línea 220kV L-2030 (Moquegua - Puno) ó del autotransformador 220/138kV disminuir lo máximo posible la generación de San Gabán.


Conclusiones

El análisis del sincronismo, cierre de anillos en el sistemas eléctrico nacional constituye de gran importancia para la operación en tiempo real. El cual nos permite evitar problemas de fenómenos dinámicos y de transitorios por falsos paralelos.


Gracias por su Atención

ftorresftorres@@coescoes.org..org.pepe

jnatividadjnatividad@@coescoes.org..org.pepe

Publicacion No3 CONIMERA Problematic A Sincronizacion

Documents

Transcript of Publicacion No3 CONIMERA Problematic A Sincronizacion