SNP-029-2011 Informe Final ERACG 2012

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN Año 2012 INFORME FINAL

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INFORME FINAL

COES/DP/SNP – 029 - 2011

“ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE

CARGA/GENERACIÓN DEL SEIN – AÑO 2012”

Fecha Rev. Descripción Elaboró Revisó Aprobó

31.08.2011 0 Informe preliminar

RZC

RZC

RRA

30.09.2011 1 Informe final

RZC

RZC

RRA


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ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 5

2. EVALUACIÓN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES .................................................. 6

2.1 Esquemas de rechazo de carga/generación vigentes ........................................ 6 2.1.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia

(ERACMF) .................................................................................................................... 6 2.1.1.1 ERACMF vigente de la Zona Norte Zona 1 (Área Norte desde Trujillo

hasta Zorritos) ................................................................................................................ 6

2.1.1.2 ERACMF vigente de la Zona 2 (Área Centro y subestación Chimbote 1) ... 6 2.1.1.3 ERACMF vigente de la Zona 3 (Área Sur) ................................................... 6 2.1.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia

(EDAGSF) vigente ........................................................................................................ 7

2.1.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT)

vigente 7

2.2 Actuación de los esquemas vigentes ................................................................... 8 2.2.1 Eventos en que se activó el ERACMF .............................................................. 8

2.2.2 Eventos en que se activó el EDAGSF ............................................................. 11 2.2.3 Eventos en que se activó el ERACMT ............................................................ 12

3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL “ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE

CARGA / GENERACIÓN DEL SEIN – AÑO 2011” ....................................................... 12

3.1 Criterios para el diseño del ERACMF y del EDAGSF vigentes ................... 12

3.2 Criterios para el diseño del ERACMT ............................................................ 14

4. REVISIÓN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO .................... 15

4.1 ERACMF del Área Sur del SEIN .................................................................... 15

4.2 ERACMF del Área Norte del SEIN ................................................................. 15

4.3 ERACMF del Área Centro del SEIN ............................................................... 16

5. DEFINICIÓN DE LAS ZONAS DEL SEIN ............................................................. 16

6. MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANÁLISIS ...................................... 16

6.1 Modelo del SEIN ................................................................................................ 16

6.2 Escenarios de análisis ........................................................................................ 17

7. DEFINICIÓN DE LOS ESQUEMAS ....................................................................... 17

8. ERACMF DE LA ZONA 3 (ÁREA SUR) .................................................................. 18

8.1 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el

ERACMF vigente en el Área Sur. ................................................................................ 19


esquema propuesto. ....................................................................................................... 23


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9. ERACMF DE LA ZONA 1 (Área Norte desde Guadalupe hasta Zorritos) ............. 27

9.1 Desconexión por falla de enlaces Trujillo-Guadalupe y Guadalupe-Chiclayo

con el ERACMF vigente en la Zona 1. ........................................................................ 28

9.2 Desconexión por falla de las líneas Trujillo-Guadalupe y Guadalupe-

Chiclayo con el ERACMF propuesto en la Zona 1. ................................................... 32

10. ERACMF DE LA ZONA 2 (Área Centro y subestaciones Chimbote 1 y Trujillo

Norte) 36

10.1 Desconexión de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP, con el

ERACMF vigente en la Zona 2. ................................................................................... 36


ERACMF propuesto. .................................................................................................... 40

11. DESCONEXIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN ...................................... 44

12. EDAGSF DEL SEIN .............................................................................................. 49


EDAGSF vigente. ........................................................................................................... 49

12.2 EDAGSF propuesto. .......................................................................................... 53

13. ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA Y GENERACIÓN

PROPUESTOS PARA EL AÑO 2012 ............................................................................... 59

13.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia

(ERACMF) ..................................................................................................................... 59 13.1.1 ERACMF de la Zona 1 (Área Norte desde Guadalupe hasta Zorritos) ....... 59

13.1.2 ERACMF de la Zona 2 (Área Centro y subestaciones Chimbote 1 y Trujillo

Norte) 59

13.1.3 ERACMF de la Zona 3 (Área Sur) .............................................................. 59

13.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia

(EDAGSF) ...................................................................................................................... 60

13.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión

(ERACMT) ..................................................................................................................... 60

14. OBSERVACIONES Y RECOMENDACIONES COMPLEMENTARIAS .......... 60

ANEXO 1 ............................................................................................................................ 62

ANEXO 2 ............................................................................................................................ 64

ANEXO 3 ............................................................................................................................ 67

ANEXO 4 ............................................................................................................................ 70

ANEXO 5 ............................................................................................................................ 73

ANEXO 6 ............................................................................................................................ 74

ANEXO 7 ............................................................................................................................ 75

(*) Inyección neta. ANEXO 8 ............................................................................................ 76

ANEXO 9 ............................................................................................................................ 78


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ANEXO 10 .......................................................................................................................... 79

LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES AL INFORME PRELIMINAR .............. 79

I.1 OBSERVACIONES DE EDEGEL ............................................................................. 79

I.2 OBSERVACIONES DE ENERSUR ..................................................................... 79

I.2 OBSERVACIONES DE REP ................................................................................ 81

I.2 OBSERVACIONES DE QUIMPAC ..................................................................... 84

REFERENCIAS ................................................................................................................. 85


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INFORME FINAL

1. INTRODUCCIÓN De acuerdo a la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTR), la Dirección de Operaciones del COES-SINAC (DOCOES) debe elaborar anualmente un estudio para establecer los esquemas de rechazo automático de carga para prever situaciones de inestabilidad. Asimismo, debe proponer un esquema de rechazo automático de generación por sobrefrecuencia. El presente informe se presenta para dar cumplimiento al “Procedimiento para supervisar la implementación y actuación de los esquemas de rechazo automático de carga y generación”, en adelante “el Procedimiento”, que textualmente indica lo siguiente: “6.2.4 El Informe Final del Estudio de RACG y las especificaciones de los esquemas de Rechazo de carga/generación serán aprobados por el COES-SINAC hasta el 30 de setiembre de cada año, y serán remitidos a las empresas integrantes del SEIN con copia al OSINERGMIN hasta la referida fecha, adjuntando los respectivos documentos de levantamiento de observaciones y la distribución de las magnitudes de Rechazos de Carga totales por etapa a rechazar por cada Cliente”


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2. EVALUACIÓN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES 2.1 Esquemas de rechazo de carga/generación vigentes Las especificaciones técnicas de los esquemas de rechazo de carga/generación vigentes fueron determinadas en el estudio de rechazo automático de carga/generación del año 2011 [1] y son: 2.1.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia

(ERACMF) 2.1.1.1 ERACMF vigente de la Zona Norte Zona 1 (Área Norte desde Trujillo hasta

Zorritos)

Número Porcentaje

de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION

Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)

1 4,0% 59,00 0,15 59,8 -0,75 0,15

2 6,0% 58,90 0,15 59,8 -0,75 0,15

3 10,0% 58,80 0,15 59,8 -0,75 0,15

4 9,0% 58,70 0,15 59,8 -0,75 0,15

5 11,0% 58,60 0,15

6 11,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada

7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé

(2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia

rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz

RELES DE DERIVADARELES DE UMBRAL

2.1.1.2 ERACMF vigente de la Zona 2 (Área Centro y subestación Chimbote 1)

Número Porcentaje



1 4,0% 59,00 0,15 59,8 -0,65 0,15

2 6,0% 58,90 0,15 59,8 -0,65 0,15

3 7,0% 58,80 0,15 59,8 -0,65 0,15

4 5,0% 58,70 0,15 59,8 -1,1 0,15

5 5,0% 58,60 0,15





RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA

2.1.1.3 ERACMF vigente de la Zona 3 (Área Sur)

Número Porcentaje



1 4,0% 59,00 0,15 59,8 -1,1 0,15

2 6,0% 58,90 0,15 59,8 -1,1 0,15

3 10,0% 58,80 0,15 59,8 -1,1 0,15

4 11,0% 58,70 0,15 59,8 -1,5 0,15

5 9,0% 58,60 0,15





(3) En la Zona Sur, la temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas

a las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s



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2.1.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) vigente

CENTRAL UNIDAD (Hz / s) (Hz) (s) (Hz) (s)

C.T. Aguaytía TG1 61,0 0,0

C.H. Carhuaquero G3 1,20 60,5 0,5 61,0 15,0

C.H. Callahuanca G4 61,3 2,0

C.H. Cahua G2 61,3 3,0

C.T. Tumbes MAK1 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0

C.T. Tumbes MAK2 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0

C.H. Chimay G1 61,5 1,5

C.H. Chimay G2 61,5 12,0

C.H. Gallito Ciego G1 61,5 15,0

C.H. Restitución G1 61,5 1,0

C.H. Restitución G2 61,5 1,0

C.H. Yanango G1 61,5 10,0

T.G. Piura TG 61,7 0,2

C.T. Malacas TG1 2,00 60,2 0,4 61,7 0,3

C.T. Malacas TG2 2,00 60,2 0,6 61,7 0,3

C.T. Chilca TG3 61,8 0,5

C.H. Cañón del Pato G2 1,10 60,2 0,5 61,9 0,3

C.H. Machupicchu G2 3,00 60,5 0,4

C.H. Gallito Ciego G2 62,3 0,3

C.H. San Gabán II G2 1,19 61,0 0,3 62,5 0,3

En condición AND

AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL

2.1.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) vigente

UMBRAL (**)

(kV)

TEMPORIZACION

(s)

Balnearios (LDS) 81,6 184,8 10,0

San Juan (LDS) 49,6 184,8 12,0

69,5 184,0 10,0

67,5 186,0 20,0

(*) Aguas abajo de la subestación

(**) Medición en barras de 220 kV

SUBESTACIONRECHAZO (*)

(MW)

AJUSTES

Chavarría (EDN)


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2.2 Actuación de los esquemas vigentes En cumplimiento del numeral 6.4 del Procedimiento, el COES evalúa la actuación de los esquemas vigentes en cada evento que los activa. Los resultados de dichas evaluaciones son informados al OSINERGMIN en los informes técnicos correspondientes. En el presente Estudio, se presenta un resumen de los eventos en que se activaron estos esquemas en el transcurso del presente año. A la fecha de cierre del Informe Preliminar del Estudio (30.08.2011), se registró en el Portal Integrado del Sistema de Información Técnica – GFE de OSINERGMIN 15 eventos en que se activó el ERACMF y 4 en que se activó el EDAGSF. En los Informes de Evaluación del ERACMF/EDAGSF que se encuentran publicados en dicho portal puede encontrarse mayores detalles. 2.2.1 Eventos en que se activó el ERACMF

En la tabla 2.1, se presenta la relación de eventos del presente año en que se produjeron actuaciones ERACMF.

Tabla 2.1 Eventos que activaron el ERACMF en el periodo 01.2011 – 08.2011

Fecha de ocurrencia

Evento Descripción

Frecuencia mínima

alcanzada (Hz)

Última etapa

activada

Desconexión atribuible al

ERACMF (MW)

Valoración de la actuación del

ERACMF

09/01/2011 (04:06 h)

Desconexión de la unidad TG de la CT Piura en el sistema aislado Piura Centro.

La unidad TG de la CT Piura desconectó con 15,2 MW, cuando se encontraba operando en sistema aislado junto con las CCTT Piura 1 y Piura 2, alimentando las cargas de la SE Piura Centro. Posteriormente desconectaron las centrales Piura 1 y Piura 2 con lo cual se interrumpió el suministro de la S.E. Piura Centro.

Colapso Etapa 5 3.58 No aplica.

09/01/2011 (05:53 h)

Disminución de generación de la unidad TG de la CT Piura en el sistema aislado Piura Centro.

La unidad TG de la CT Piura disminuyó su generación de 14 a 9,6 MW, cuando se encontraba operando en sistema aislado junto con las CCTT Piura 1 y Piura 2, alimentando las cargas de la SE Piura Centro.

58,5 Etapa 5 3,09 No aplica.

09/01/2011 (06:48 h)


La unidad TG de la CT Piura disminuyó su generación de 11.9 a 8,3 MW, cuando se encontraba operando en sistema aislado junto con las CCTT Piura 1 y Piura 2, alimentando las cargas de la SE Piura Centro.

58,6 Etapa 5 4.18 No aplica.


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Fecha de ocurrencia

Evento Descripción

Frecuencia mínima

alcanzada (Hz)

Última etapa

activada


ERACMF (MW)


ERACMF

09/01/2011 (07:15 h)


La unidad TG de la CT Piura disminuyó su generación de 15,5 a 8 MW, cuando se encontraba operando en sistema aislado junto con las CCTT Piura 1 y Piura 2, alimentando las cargas de la SE Piura Centro.

58,5 Etapa 5 3,2 No aplica.

14/01/2011 (10:01h)

Desconexión de líneas L-2232/2233 (Chimbote 1 - Trujillo Norte)

La línea de 220 kV L-2232 (Chimbote - Trujillo) desconectó debido a una falla originada por acercamiento de cargador frontal. A los 38,5 segundos, desconectó la línea paralela L-2233, en la S.E. Trujillo, por actuación de la función de sobrecarga del relé EPAC. Como consecuencia, el área Norte quedó aislada desde la SE Trujillo Norte hasta la SE Zorritos. Ambas líneas transmitían más de 280 MW antes de la primera desconexión.

Colapso Etapa 7 73,80

El rechazo de carga fue insuficiente porque se transmitía más de 260 MW, valor límite con el cual se diseñó el ERACMF de la Zona 1.

31/01/2011 (23:05 h)

Desconexión de líneas de 220 kV L-2054/L-2053 (Cotaruse-Socabaya)

A las 23:00, la línea de 220 kV L-2054 (Cotaruse-Socabaya) desconectó por una falla bifásica. A las 23:05, desconectó la línea paralela L-2053 (Cotaruse - Socabaya) debido a otra falla bifásica. Las fallas fueron originadas por una nevada en la zona. Ambas líneas transmitían aproximadamente 292 MW antes de la primera desconexión. Como consecuencia, el Área Sur quedó en sistema aislado, disminuyendo la frecuencia.

58,32 Etapa 5 222,53 El ERACMF actuó satisfactoriamente.

13/02/2011 (14:21 h)

Desconexión de la CH Chimay

La C.H. Chimay desconectó con 150 MW por actuación de la protección diferencial de su transformador principal.


13/02/2011 (18:51 h)

Disminución de generación de CH Mantaro.

Por emergencia ocasionada por la obstrucción de la rejilla de ingreso al túnel de la Presa Tablachaca, la generación de la C.H. Mantaro fue reducida rápidamente, de 500 MW a 400 MW.

59 Etapa 1 24,22 El ERACMF actuó satisfactoriamente.


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Fecha de ocurrencia

Evento Descripción

Frecuencia mínima

alcanzada (Hz)

Última etapa

activada


ERACMF (MW)


ERACMF

14/02/2011 (23:51 h)


A las 23:41 h, la línea de 220 kV L-2053 (Cotaruse-Socabaya) desconectó debido a una falla bifásica, originada por una nevada en la zona. Como consecuencia, la minera Cerro Verde disminuyó su carga de 118,1 a 50 MW por actuación de sus protecciones internas. A las 23:51 h, desconectó la línea paralela de 220 kV L-2054 debido a otra falla bifásica originada por nevada en la zona. Como consecuencia, el Área Sur quedó aislada del resto del SEIN con déficit de generación. Ambas líneas transmitían aproximadamente 267 MW antes de la primera desconexión.


24/02/2011 (10:31 h)

Déficit de generación en el SEIN

Por déficit de generación en el SEIN la frecuencia disminuyó gradualmente.

59,03 Etapa 7

(solamente esta etapa)

50,53 El ERACMF actuó satisfactoriamente.

02/03/2011 (14:05 h)

Desconexión de las líneas L-1105/1104 (Chimbote–Huallanca)

Estando la línea de 138 kV L-1103 (Chimbote–Huallanca), fuera de servicio por mantenimiento, desconectó (14:04) la línea paralela L-1105 por una falla bifásica originada por quema de caña. Luego, desconectó la otra línea paralela L-1104 (14:05). Como consecuencia, el SEIN perdió la generación proveniente de Cañón del Pato.

59,05 - 3,18 No aplica.

12/05/2011 (13:30 h)

Desconexión de la línea L-2239 (La

Niña-Piura Oeste)

Desconectó la línea de 220 kV L-2239 (La Niña - Piura Oeste) con 35,9 MW medidos en la S.E. La Niña, debido a una falla monofásica. Como consecuencia, las subestaciones Piura Oeste, Talara y Zorritos quedaron operando en sistema aislado con un déficit de generación que se reflejó en la disminución de la frecuencia.


11/06/2011 (05:48 h)

Desconexión de las líneas L-3002/L-3003 (Chilina-Convertidor)

Las líneas de 33 kV L-3002/L-3003 (Chilina-Convertidor) desconectaron debido a una falla monofásica en el sistema de 33 kV. Como consecuencia, las CCHH Charcani I y Charcani IV quedaron operando en sistema aislado con carga da la SE Chilina.

Oscilación de frecuencia

Etapa 6 4,123 No aplica.


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Fecha de ocurrencia

Evento Descripción

Frecuencia mínima

alcanzada (Hz)

Última etapa

activada


ERACMF (MW)


ERACMF

22/06/2011 (10:24 h)

Desconexión de la unidad TG2 de la CT

Kallpa

La unidad TG2 de la CT Kallpa desconectó con 183,1 MW por la apertura intempestiva de su interruptor.

59 Etapa 1 79,99 El ERACMF actuó satisfactoriamente.

23/08/2011 (12:00 h)

Desconexión de la CT Kallpa

Desconectaron las unidades TG1, TG2 y TG3 de la CT Kallpa con un total de 561.4 MW, por falla del controlador del sistema de regulación de gas.


2.2.2 Eventos en que se activó el EDAGSF En la tabla 2.2, se presenta la relación de eventos del presente año en que se produjeron actuaciones EDAGSF.

Tabla 2.2 Eventos que activaron el EDAGSF en el periodo 01.2011 – 08.2011

Fecha de ocurrencia

Evento Descripción

Frecuencia máxima

alcanzada (Hz)

Unidades desconectadas por actuación del EDAGSF


EDAGSF

09/01/2011 (10:30 h)

Desconexión de la línea L-2248 (Piura Oeste - Talara).

La línea L-2248 (Piura Oeste- Talara) desconectó con 71 MW, por falla provocada por quema de totora y maleza. Posteriormente desconectó la unidad TGN4 de la CT Malacas, quedando el área Talara-Zorritos sin suministro.

> 64 TG1 CT Malacas El EDAGSF actuó

correctamente

14/01/2011 (10:01h)

Desconexión de líneas L-2232/2233

(Chimbote 1 - Trujillo Norte)

La línea de 220kV L-2232 (Chimbote-Trujillo) desconectó debido a una falla originada por acercamiento de cargador frontal. A los 38,5 segundos, desconectó la línea paralela L-2233, en la S.E. Trujillo, por actuación de la función de sobrecarga del relé EPAC. Como consecuencia, el área Centro-Sur quedó con exceso de generación. Ambas líneas transmitían más de 280 MW antes de su desconexión.

61,207 TG1 de CT Aguaytía

El EDAGSF actuó satisfactoriamente

31/01/2011 (23:00 h)


A las 23:00, la línea de 220 kV L-2054 (Cotaruse-Socabaya) desconectó por una falla bifásica. A las 23:05, desconectó la línea paralela L-2053 (Cotaruse - Socabaya) debido a otra falla bifásica, ambas originadas por una nevada




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Fecha de ocurrencia

Evento Descripción

Frecuencia máxima

alcanzada (Hz)

Unidades desconectadas por actuación del EDAGSF


EDAGSF

en la zona. Como consecuencia, el Área Centro-Norte quedó con exceso de generación. Ambas líneas transmitían aproximadamente 292 MW antes de su desconexión.

14/02/2011 (23:51 h)


A las 23:41 h, la línea de 220 kV L-2053 (Cotaruse - Socabaya) desconectó debido a una falla bifásica, originada por una nevada en la zona. A las 23:51 h, desconectó la línea paralela de 220 kV L-2054 debido a otra falla bifásica originada por nevada en la zona. Como consecuencia, el Área Centro-Norte quedó con exceso de generación. Ambas líneas transmitían aproximadamente 267 MW en Socabaya antes de la primera desconexión.



2.2.3 Eventos en que se activó el ERACMT

No se registró ningún evento en el que se haya activado este esquema. 3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL “ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE

CARGA / GENERACIÓN DEL SEIN – AÑO 2011” Los criterios que fueron tomados en cuenta para el Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN del año 2011, y que definieron las especificaciones técnicas de los esquemas de rechazo de carga/generación vigentes, pueden sintetizarse en lo siguiente: 3.1 Criterios para el diseño del ERACMF y del EDAGSF vigentes

Los esquemas de rechazo automático de carga por mínima frecuencia (ERACMF) y de desconexión automática de generación por sobrefrecuencia (EDAGSF), tienen como finalidad prevenir el colapso del SEIN o de subsistemas aislados por frecuencia, al permitir que se restablezca el balance generación-carga a una frecuencia apropiada.

En concordancia con los límites de exposición a subfrecuencias y sobre-frecuencias de las turbinas de vapor [2, 3], las frecuencias finales luego de la actuación de los esquemas deben ser apropiadas. Eventuales subrechazos de carga pueden provocar un retorno extremadamente lento de la frecuencia al valor normal o su establecimiento en un valor muy bajo, con lo cual existe la posibilidad de operación a una frecuencia baja durante un tiempo suficientemente largo, provocando daños


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en las turbinas de vapor. Por lo tanto, luego de un evento de frecuencia y después de la actuación del ERACMF, el valor final alcanzado en la simulación debería estar próximo a 59,5 Hz. En la operación real, luego de un evento que comprometa la frecuencia, el sistema podría operar a este valor de frecuencia durante un cierto tiempo, sin transgredir su tiempo máximo de exposición, mientras que con la regulación secundaria se lleva la frecuencia al valor nominal.

Ante un fuerte desbalance entre la generación y la carga, para evitar la salida indeseada de un grupo de generación, antes de la actuación de los ERACMF y EDAGSF, las unidades de generación del SEIN deben permanecer operando transitoriamente, antes y durante la actuación de los esquemas mencionados y hasta antes de que sus protecciones propias de subfrecuencia y sobrefrecuencia actúen.

El ERACMF debe responder a las necesidades individuales de cada zona del SEIN, con especificaciones adaptadas al comportamiento zonal de la frecuencia al aislarse. El SEIN ha sido dividido en tres zonas.

El ERACMF de la Zona 1 (Área Norte desde Trujillo) se ha diseñado para proveer el rechazo de carga suficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que se produciría en dicha zona, en caso de desconectar las líneas Chimbote-Trujillo (L-2232 y L-2233) con 260 MW, una de ellas por falla (bifásica a tierra) y la otra por la sobrecarga resultante.

El ERACMF de la Zona 3 (Área Sur) se ha diseñado para proveer el rechazo suficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que se produciría en dicha zona en el que debido a una falla se desconecten los dos circuitos del enlace de interconexión Mantaro-Cotaruse-Socabaya. Así, el ERACMF de la Zona Sur debe estar preparado para nuevos límites de transmisión de 300 MW y 505 MVA, medidos en Socabaya, que corresponden a las condiciones operativas previa y posterior a la repotenciación de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya.

El ERACMF de la Zona 2 (Área Centro) se ha diseñado para proveer el rechazo complementario suficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que se produciría en todo el SEIN en caso se desconecte intempestivamente el complejo de generación más grande del sistema con un despacho a plena carga. Este caso corresponde a la pérdida de la generación de las centrales Chilca, Kallpa y Platanal, que están conectadas a la subestación Chilca REP. En circunstancias en que dichas centrales deban operar en la misma barra, una falla en esta última provocaría la salida de servicio de los ocho grupos de generación.

El umbral de la primera etapa debe permitir que, luego de un evento de pérdida de generación, el sistema desarrolle todo su efecto inicial de frenado expresado en las inercias de las turbinas y generadores del sistema, mientras que los gobernadores dan inicio al proceso de control que conduce al incremento de la potencia de las unidades de generación. En ese sentido, considerando los aspectos normativos, se ha ratificado el valor vigente de 59,0 Hz como frecuencia de inicio para el ERACMF, propuesto en el estudio [5] (y en sus sucesivas actualizaciones) y que se sustenta en la indicación de la NTCSE que admite una variación súbita de ±1 Hz.

El porcentaje total de rechazo de carga y el número de etapas de los esquemas zonales del ERACMF deben ser los necesarios para cumplir con los objetivos de diseño.


14 de 85

La primera etapa de los esquemas zonales del ERACMF debe ser suficiente para afrontar en conjunto la desconexión de la unidad más grande del sistema.

Los esquemas zonales del ERACMF deben activar sus etapas en forma gradual frente a magnitudes crecientes de pérdida de generación o, en el caso de formación de sistemas aislados, de pérdida de flujo importado.

El ERACMF no debe incurrir en sobrerechazos que eleven la frecuencia al punto de activar el EDAGSF. Asimismo, el EDAGSF no debe provocar desconexiones excesivas que hagan que la frecuencia descienda al nivel del umbral de la primera etapa del ERACMF.

Las tensiones en barras de 220 kV y 138 kV no deben exceder de 10% de sus valores nominales luego de la actuación del ERACMF.

3.2 Criterios para el diseño del ERACMT

El ERACMT de la zona de Lima debe evitar el colapso por tensión de dicha zona, que podría presentarse, luego de un evento severo, en un escenario de indisponibilidad simultánea de las centrales térmicas a gas de Lima y de copamiento de la capacidad de los enlaces de transmisión que vienen de las centrales hidroeléctricas Mantaro y Restitución.

El ERACMT debe activarse antes de que actúen las protecciones de distancia de las líneas involucradas en la zona afectada, por la caída de tensión, y antes de que desconecten los servicios auxiliares de las unidades de generación cercanas.

Las tensiones luego de la actuación del ERACMT deben permitir la sincronización de unidades de emergencia. Se considera 195 kV un valor crítico para este fin.

El ERACMT debe intervenir cuando la tensión en las barras de 220 kV de Lima caen por debajo de ciertos valores críticos (umbrales del ERACMT), desconectando la carga necesaria para restituir la tensión a valores superiores a dichos umbrales.

El ERACMT no busca restituir las tensiones a sus valores de operación normal, sino proveer rápidamente un margen de seguridad mínimo al sistema afectado para que, a continuación, el Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN adopte las acciones correctivas necesarias para que la tensión recupere los niveles operativos del estado normal, las mismas que pueden incluir el rechazo manual de carga.

El umbral de ajuste de los relés de un ERACMT normalmente está comprendido en el rango de 0,88 p.u. a 0,90 p.u. de la tensión normal de operación. Para el caso de Lima, considerando una tensión de operación de 210 kV, resulta 184,8 kV a 189,0 kV.

Cuando el ERACMT asociado a una barra de carga en particular, necesita dos escalones, el segundo escalón está normalmente ajustado 0,5 % debajo del primer escalón. Para el caso de Lima puede considerarse un paso de 1,0 kV.

Las temporizaciones mayores a 5 segundos son utilizadas para evitar detectar fallas indeseadas, incluyendo aquellas en la zona de distribución que no sean despejadas rápidamente por los relés de sobrecorriente. Los ajustes de tiempo


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largos son apropiados, sin embargo introducen un pequeño riesgo de que el ERACMT no opere lo suficientemente rápido cuando las tensiones están cayendo rápidamente. Se puede señalar que no hay beneficio de seguridad (libre de disparos indeseados) por aplicar ajustes de tiempo largos.

El total de carga rechazada es del orden entre 10 a 15 % de la carga del sistema [6].

4. REVISIÓN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO

Las premisas del Estudio han sido revisadas en los aspectos que se detallan a continuación. 4.1 ERACMF del Área Sur del SEIN Se mantiene la premisa de que el ERACMF del Área Sur esté preparado para la pérdida del enlace Centro-Sur, pero se hacen las siguientes precisiones: a) Luego de concluidas todas las actividades conducentes al incremento de la

capacidad de transmisión en el enlace de interconexión Mantaro-Cotaruse-Socabaya a 505 MVA, el límite de transmisión operativo ha sido establecido en el valor de 460 MW en el extremo de Socabaya cuando los cuatro circuitos se encuentran en servicio [4].

b) Se considera que con la mejora de la confiabilidad ante descargas atmosféricas de

las referidas líneas (instalación de pararrayos en la línea, en la zona de mayores descargas), la ocurrencia de fallas simultáneas es altamente improbable. Sin embargo, estas mejoras no evitan la ocurrencia de fallas consecutivas cuya consecuencia es la desconexión de dos circuitos paralelos y la separación de áreas. Esto último ha quedado demostrado en los eventos del 31.01.2011 y del 14.02.2011, posteriores a la culminación de los trabajos de mejora de la confiabilidad.

c) La separación de áreas también puede ocurrir con una falla simple durante una

configuración excepcional por mantenimiento de uno de los cuatro circuitos. La separación puede suceder como consecuencia de la desconexión por falla del circuito paralelo o como consecuencia de la desconexión por falla de un circuito adyacente, seguida de pérdida de sincronismo y actuación de la protección correspondiente. En estos casos excepcionales de mantenimiento, sin embargo, es probable que el flujo transmitido en estado estacionario sea reducido para controlar sobretensiones en Cotaruse.

d) En el presente informe se considerará la contingencia indicada en b) por ser la

situación más crítica desde el punto de vista de la estabilidad de frecuencia del Área Sur, al transmitirse mayor flujo y ser la operación con cuatro circuitos la que se presentará la mayor parte del tiempo, sino todo. Sin perjuicio de lo indicado, las fallas se seguirán simulando como simultáneas por razones prácticas.

4.2 ERACMF del Área Norte del SEIN Se tiene previsto que las líneas Conococha - Kiman Ayllu ya se encuentren en servicio el próximo año. Dichas líneas constituirán un nuevo enlace entre los sistemas Centro y


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Norte. En consecuencia, la desconexión de las líneas Chimbote-Trujillo (o Paramonga-Chimbote) ya no provocará separación de áreas. De otra parte, se tiene previsto que en abril de 2012 del próximo año ingrese una segunda línea Trujillo-Guadalupe-Chiclayo. En vista que en el Área Norte no se registran fallas simultáneas por descargas atmosféricas, en el presente Estudio se considera las contingencias de las líneas de 220 kV que temporalmente seguirán constituidas un solo circuito, es decir, las líneas Trujillo- Guadalupe-Chiclayo en avenida. 4.3 ERACMF del Área Centro del SEIN Se mantiene la premisa de que el ERACMF del Área Centro esté preparado para la desconexión de la generación conectada a la subestación Chilca-REP. Se hace la precisión que a dicha generación se sumará la unidad TV de la central Kallpa (292,8 MW) cuyo ingreso en operaciones está previsto para Setiembre de 2012. 5. DEFINICIÓN DE LAS ZONAS DEL SEIN Para efectos de la especificación del ERACMF, conforme a la actualización de las premisas, el SEIN ha sido dividido en las siguientes zonas:

Zona 1: El Área Norte del SEIN, desde la subestación Guadalupe hasta Zorritos.

Zona 2: El Área Centro del SEIN y las subestaciones Chimbote 1 y Trujillo Norte.

Zona 3: El Área Sur del SEIN. Los ajustes de la Zona 2 se harán extensibles a las cargas de la subestación Trujillo Norte. En el Anexo 1, se presenta las subestaciones de alta tensión pertenecientes a cada zona, de acuerdo al Formato 01 del Procedimiento. 6. MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANÁLISIS 6.1 Modelo del SEIN En las simulaciones del comportamiento transitorio del sistema eléctrico realizadas para la revisión y modificación de los esquemas de rechazo automático de carga/generación del presente estudio, se ha utilizado el modelo dinámico del SEIN disponible en el programa Power Factory. Se ha utilizado la versión 14.0 Build 523 de dicho software. Además de las actualizaciones a la red correspondientes a las nuevas instalaciones que se han incorporado al SEIN durante el último año y las que ingresarán el próximo, se han implementado las siguientes mejoras en el modelo dinámico, con base en información solicitada para el desarrollo del presente estudio: 1. Se ha incorporado al modelo los ajustes faltantes de las protecciones propias de

sobrefrecuencia y subfrecuencia de las unidades de generación del SEIN. Asimismo, se ha incorporado los ajustes de las protecciones propias de sobretensión y mínima tensión de dichas unidades. Estos ajustes se presentan en los anexos 2, 3 y 4.


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2. En los escenarios se ha representado las consignas de tensión de generación y las

posiciones reales de las tomas de los transformadores que operan sin conmutación bajo carga (en la medida en que han sido informadas por las empresas titulares).

6.2 Escenarios de análisis Los análisis han sido desarrollados en escenarios representativos de la avenida y el estiaje del año 2012, en condiciones de demanda máxima, media y mínima. Estos escenarios consideran los proyectos de generación y transmisión que se prevé ingresarán en lo que resta de este año y en el próximo año. Dichos proyectos se presentan en el Anexo 5. La demanda a nivel de generación para las zonas Norte, Centro y Sur del SEIN, presentes en los escenarios de análisis, se muestra en la tabla 6.1.

Tabla 6.1. Demanda a nivel de generación en los escenarios base

Periodo Avenida Estiaje

Condición de demanda

Máxima (MW)

Media (MW)

Mínima (MW)

Máxima (MW)

Media (MW)

Mínima (MW)

Centro 3338 3368 2272 3315 3270 2363

Norte 856 810 608 839 796 592

Sur 1014 898 823 1072 921 836

SEIN 5208 5076 3703 5226 4988 3791

En la distribución de la demanda se ha tenido en cuenta los incrementos de carga de grandes usuarios libres indicados en el Anexo 6.

Los despachos utilizados en los escenarios de análisis se presentan en el Anexo 7. Estos se basan en los despachos económicos correspondientes a una semana de marzo y una semana de setiembre desarrollados en el informe “Evaluación de la Operación en el SEIN durante el año 2012” de fecha 17.05.2011. Se hizo pequeñas modificaciones a estos despachos en razón a cambios en el programa de obras del SEIN.

7. DEFINICIÓN DE LOS ESQUEMAS

Para definir el ERACMF y el EDAGSF del año 2012, se ha tomado como punto de partida los esquemas vigentes y se ha realizado las modificaciones pertinentes con simulaciones de desconexión de unidades de generación y de formación de sistemas aislados. Dichas simulaciones y sus resultados se presentan agrupados de la siguiente manera:

ERACMF de la Zona 3: Simulación de eventos de desconexión de la Interconexión Centro-Sur. En el numeral 8, se presenta los resultados con los esquemas vigente y propuesto.

ERACMF de la Zona 1: Simulación de eventos de desconexión de las líneas Trujillo-Guadalupe y Guadalupe-Chiclayo en los escenarios de avenida. En el numeral 9, se presenta los resultados con los esquemas vigente y propuesto.


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ERACMF de la Zona 2: Simulación de eventos de desconexión de la generación conectada a la subestación Chilca REP. En el numeral 10, se presenta los resultados con los esquemas vigente y propuesto.

ERACMF del SEIN: Simulación de eventos de desconexión de unidades de generación. En el numeral 11, se presenta los resultados con el esquema propuesto.

EDAGSF del SEIN: Simulación de eventos de desconexión de la interconexión Centro-Sur. En el numeral 12, se presenta los resultados con los esquemas vigente y propuesto.

El ERACMT existente en la zona de Lima no amerita un nuevo análisis y su implementación puede mantenerse tal como está, en virtud a lo siguiente:

El control de tensiones en la zona de Lima no se ha visto degradado en los últimos años sino que, por el contrario, se ha visto fortalecido con el incremento de la potencia de cortocircuito en esa zona, producto del ingreso de nuevas unidades de generación en Chilca y Santa Rosa.

A la fecha, no se ha producido una situación de emergencia tal que las tensiones en la zona de Lima lleguen a los umbrales para los cuales dicho esquema ha sido diseñado.

8. ERACMF DE LA ZONA 3 (ÁREA SUR) El ERACMF de esta zona ha sido diseñado para disponer del rechazo de carga suficiente para equilibrar el desbalance de potencia activa provocado por la desconexión de la línea de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya, por falla. En las simulaciones se ha considerado las protecciones por mínima tensión del cliente Cerro Verde, por haber actuado de forma recurrente en las fallas que han ocurrido en la interconexión centro-sur. Cuando se produce la separación del Área Sur del resto del SEIN, por falla, la desconexión de carga por protecciones propias de este cliente, contribuye positivamente a restablecer el balance generación-carga. Las protecciones mencionadas se muestran en el Anexo 8. También se ha considerado los ajustes por sobretensión del reactor de Azángaro que se muestran en el Anexo 9. Para probar la vigencia del ERACMF-2011 de la Zona 3, en el año 2011, se ha simulado fallas bifásicas a tierra simultáneas en las ternas Cotaruse-Socabaya (L-2053/2054), muy cerca de Cotaruse, con apertura definitiva para provocar la separación de los sistemas. Los casos se presentan en la tabla 8.1.

Tabla 8.1 Casos para la definición del ERACMF de la Zona 3

Caso Periodo

hidrológico Condición de

demanda Línea

desconectada

Flujo en el extremo de recepción

MW

Z3-A Avenida Máxima L-2053/L-2054 460

Z3-B Avenida Media L-2053/L-2054 358

Z3-C Avenida Mínima L-2053/L-2054 460

Z3-D Estiaje Máxima L-2053/L-2054 460

Z3-E Estiaje Media L-2053/L-2054 339

Z3-F Estiaje Mínima L-2053/L-2054 427


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8.1 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el ERACMF

vigente en el Área Sur. Los resultados de las simulaciones se resumen en la tabla 8.2.

Tabla 8.2 Resultados con el ERACMF vigente en la Zona 3

Caso Última etapa

activada

Carga rechazada

Frecuencia mínima

Frecuencia a 60 s Figura

MW Hz Hz

Z3-A1 6 518 - - 8.1

Z3-B1 5 331 58.29 60.01 8.2

Z3-C1 Pérdida de sincronismo 8.3

Z3-D1 6 483 57.86 60.38 8.4

Z3-E1 5 294 58.61 59.91 8.5

Z3-F1 6 425 57.78 60.24 8.6

En todos los casos, adicionalmente a la carga rechazada por el ERACMF, desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde por la falla. En todos los casos se presentan sobretensiones como consecuencia del rechazo de carga. Aunque estas sobretensiones están dentro de la tolerancia de 10% indicada en las premisas, es importante señalar que en barras de 138 kV las tensiones se estabilizan por encima de la tensión máxima de servicio correspondiente (145 kV). En los casos de máxima demanda el reactor de Azángaro es conectado automáticamente. En los casos Z3-B1 y Z3-E1 la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. En los casos Z3-D1 y Z3-F1 se rechaza más de lo necesario. En el caso Z3-A1 se presenta un sobrerechazo. Además, como consecuencia de la desconexión de carga las tensiones se elevan al punto de activar las protecciones por sobretensión de los grupos de la central San Gabán, provocando su desconexión. Posteriormente desconectan las unidades de la central La Joya por actuación de su protección de mínima frecuencia. En el caso Z3-C1 se presenta pérdida de sincronismo de las unidades del Área Sur. Se ha verificado que esta pérdida de paso ocurre como consecuencia de la separación de los sistemas y no de la falla. También se ha verificado que este problema no se evita con la desconexión de cargas por frecuencia. En las figuras 8.1 a 8.6 se muestran los gráficos de frecuencia con el esquema vigente.


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17.0813.6510.216.7743.337-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

SOCA220: Electrical Frequency in Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2012 Barras_F(1)

AVE2012MAX Desconexión de línea L-2053/L-2054

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.1 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) con el ERACMF vigente

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.50

60.00

59.50

59.00

58.50

58.00


1.136 s58.291 Hz

59.882 s60.006 Hz59.882 s60.006 Hz


AVE2012MED Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



21 de 85

1.1430.8940.6460.3970.149-0.100 [s]

200.00

100.00

0.00

-100.00

-200.00

Machu G1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg



SGab G1: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

SGab G2: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2012 Gen_Ang_c1(1)

AVE2012MIN Desconexión de línea L-2053/L-2054

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.3 Comportamiento angular de las unidades de la Zona 3 (Área Sur) en el caso Z3-C1

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

62.00

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


14.232 s61.327 Hz14.232 s61.327 Hz

59.882 s60.381 Hz59.882 s60.381 Hz

1.190 s57.864 Hz 1.190 s57.864 Hz


EST2012MAX Desconexión de línea L-2053/L-2054

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



22 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40


59.883 s59.911 Hz

1.188 s58.605 Hz

22.816 s59.991 Hz


EST2012MED Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T


60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

62.00

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.432 s57.779 Hz

14.088 s61.045 Hz

59.926 s60.238 Hz


EST2012MIN Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



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8.2 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el esquema propuesto.

De los resultados anteriores, se concluye que el ERACMF de la Zona 3 (Área Sur) debe ser modificado. El esquema propuesto se muestra en la tabla 8.3.

Tabla 8.3 ERACMF propuesto para la Zona 3 (Área Sur)

Número Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -1.1 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -1.1 0.15

3 10.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.15

4 11.0% 58.70 0.15 59.8 -1.5 0.15

5 9.0% 58.60 0.15

6 12.0% 58.00 0.15 (1) La temporización de los relés de derivada

7 2,5% (2) 59.10 30.0 no incluye el tiempo requerido por cada relé






Los resultados de las simulaciones con el esquema propuesto se presentan en la tabla 8.4.

Tabla 8.4 Resultados con el ERACMF propuesto para la Zona 3

Caso Última etapa

activada

Carga rechazada

Frecuencia mínima


MW Hz Hz

Z3-A2 6 461 57.71 60.23 8.7

Z3-B2 5 331 58.29 60.00 8.8

Z3-C2 (*) 6 386 57.62 60.16 8.9

Z3-D2 6 461 58.00 60.21 8.10

Z3-E2 5 301 58.58 59.92 8.11

Z3-F2 6 396 57.69 59.92 8.12

Z3-G2 6 396 57.39 59.49 8.13

(*) Resultados con flujo de transmisión reducido a 400 MW.

Con el esquema propuesto, se rechaza menos en el caso Z3-A y ya no desconectan las unidades de la central San Gabán por sobretensión. Además, en los casos Z3-D y Z3-F ya no se rechaza más de lo necesario. En el caso Z3-C, de avenida y mínima demanda, fue necesario reducir el flujo transmitido por la interconexión Centro-Sur a 400 MW, a fin de que la separación de áreas no provoque pérdida de sincronismo. En estas nuevas condiciones, el ERACMF actúa satisfactoriamente y se obtienen los resultados indicados en la tabla 8.4. Adicionalmente, se ha evaluado un caso de sensibilidad en el escenario de estiaje y mínima demanda, considerando la indisponibilidad de la unidad Ilo 2. Se escogió la condición de mínima demanda porque ofrece el menor rechazo disponible.


24 de 85

En las figuras 8.7 a 8.13 se muestran los gráficos de frecuencia con el esquema propuesto.

60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.120 s57.705 Hz

14.192 s60.818 Hz

59.921 s60.227 Hz



Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.7 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) con el ERACMF propuesto

60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

58.00


1.143 s58.290 Hz

59.923 s60.002 Hz

19.111 s60.115 Hz



Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



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60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.232 s57.619 Hz

15.088 s60.529 Hz

59.994 s60.164 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2012 F_SOCABAYA

AVE2012MIN Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T


60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.164 s57.997 Hz

15.509 s60.812 Hz

59.915 s60.210 Hz


EST2012MAX Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



26 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

58.00


1.199 s58.578 Hz

59.920 s59.922 Hz


EST2012MED Desconexión de línea L-2053/L-2054

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T


60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.431 s57.694 Hz

59.921 s59.922 Hz

18.083 s60.153 Hz



Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T



27 de 85

60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.446 s57.394 Hz

59.923 s59.489 Hz


EST2012MIN - SIN ILO 2 Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T


9. ERACMF DE LA ZONA 1 (Área Norte desde Guadalupe hasta Zorritos) El ERACMF de esta zona ha sido concebido para equilibrar el desbalance generación-carga que se produciría en los sistemas aislados Guadalupe-Zorritos y Chiclayo-Zorritos en caso de desconectar por falla las líneas Trujillo-Guadalupe y Guadalupe-Chiclayo, respectivamente. Para probar la vigencia del ERACMF-2011 de la Zona 1, en el año 2012, se ha simulado una falla bifásica a tierra en el punto medio de estas líneas seguida de una apertura definitiva. Conforme a lo expuesto en la revisión de criterios, los escenarios escogidos han sido los de avenida. Los casos se presentan en la tabla 9.1.


Caso Periodo


demanda Línea

desconectada


MW

Z1-A Avenida Máxima L-2234 145 (al límite)

Z1-B Avenida Media L-2234 113

Z1-C Avenida Mínima L-2234 107

Z1-D Avenida Máxima L-2236 97

Z1-E Avenida Media L-2236 70

Z1-F Avenida Mínima L-2236 82


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9.1 Desconexión por falla de enlaces Trujillo-Guadalupe y Guadalupe-Chiclayo con el ERACMF vigente en la Zona 1.

Los resultados de las simulaciones se resumen en la tabla 9.2.


Caso Última etapa

activada

Carga rechazada

Frecuencia mínima


MW Hz Hz

Z1-A1 6 206 58.29 - 9.1

Z1-B1 5 141 58.55 60.57 9.2

Z1-C1 6 130 58.10 60.15 9.3

Z1-D1 5 135 58.51 61.29 9.4

Z1-E1 4 (por

derivada) 92 59.28 61.07 9.5

Z1-F1 6 113 Colapso 9.6

Como se aprecia, en los casos Z1-B, Z1-C y Z1-E las magnitudes rechazadas son aceptables y la frecuencia se recupera satisfactoriamente. En el caso Z1-D se rechaza más de lo necesario. En el caso Z1-A, luego del rechazo de carga, la frecuencia se eleva al punto de activar el EDAGSF del grupo 2 de la central Gallito Ciego. En el caso Z1-F, luego del rechazo de carga, la frecuencia se eleve y activa el EDAGSF del grupo 3 de la central Carhuaquero, provocando su desconexión y el colapso del sistema aislado. En todos los casos se presentan sobretensiones como consecuencia del rechazo de carga. En las figuras 9.1 a 9.6 se muestran los gráficos de frecuencia con el esquema vigente.


29 de 85

18.3514.6610.977.2813.590-0.100 [s]

63.00

62.00

61.00

60.00

59.00

58.00

ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz

12.396 s62.337 Hz

1.493 s58.285 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2012 F_ZORRITOS

AVE2012MAX Desconexión de la línea L-2234

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 9.1 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) con el esquema vigente

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00


2.804 s58.550 Hz

59.982 s60.574 Hz

24.324 s60.822 Hz


AVE2012MED Desconexión de la línea L-2234

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



30 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


0.936 s58.101 Hz

9.478 s60.422 Hz

59.913 s60.150 Hz


AVE2012MIN Desconexión de la línea L-2234

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T


60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

62.00

61.00

60.00

59.00

58.00


59.943 s61.286 Hz

2.538 s58.512 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



31 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80


0.943 s59.277 Hz

59.989 s61.065 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T


30.0024.0018.0012.006.0000.000 [s]

63.00

62.00

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.086 s58.164 Hz

23.665 s61.823 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



32 de 85

9.2 Desconexión por falla de las líneas Trujillo-Guadalupe y Guadalupe-Chiclayo

con el ERACMF propuesto en la Zona 1. De los resultados anteriores, se concluye que el ERACMF de la Zona 1 debe ser modificado. El esquema propuesto se indica en la tabla 9.3.

Tabla 9.3 ERACMF propuesto para la Zona 1

Número Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -0.75 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -0.75 0.15

3 16.0% 58.80 0.15 59.8 -0.75 0.15

4 10.0% 58.50 0.15

5 8.0% 58.30 0.15








Caso Última etapa

activada

Carga rechazada

Frecuencia mínima


MW Hz Hz

Z1-A2 5 178 58.12 59.96 9.7

Z1-B2 4 135 58.42 60.12 9.8

Z1-C2 6 128 57.86 59.55 9.9

Z1-D2 4 122 58.36 59.66 9.10

Z1-E2 3 (por

derivada) 82 59.22 59.5 9.11

Z1-F2 6 98 58.01 60.24 9.12

Con el esquema propuesto ya no se activa el EDAGSF del grupo 2 de la central Gallito Ciego en el caso Z1-A ni el EDAGSF del grupo 3 de la central Carhuaquero en el caso Z1-F. En el caso Z1-D ya no se activa la etapa 5 y la magnitud rechazada se acerca más a la magnitud de la pérdida de potencia. En las figuras 9.7 a 9.12 se muestran los gráficos de frecuencia con el esquema propuesto.


33 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.50

60.00

59.50

59.00

58.50

58.00

57.50


59.898 s59.964 Hz

1.610 s58.120 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 9.7 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) con el esquema propuesto

59.9947.9735.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

58.00


2.460 s58.418 Hz

59.979 s60.118 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



34 de 85

58.8147.0335.2523.4611.68-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


58.797 s59.553 Hz

1.067 s57.861 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T


59.9947.9735.9623.9411.92-0.100 [s]

60.50

60.00

59.50

59.00

58.50

58.00


59.909 s59.662 Hz

2.259 s58.356 Hz


AVE2012MAX Desconexión de línea L-2236

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



35 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.50

60.25

60.00

59.75

59.50

59.25

59.00


59.982 s59.499 Hz

1.127 s59.224 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 9.11 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) con el esquema

propuesto

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.196 s58.014 Hz

59.984 s60.236 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 9.12 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) con el esquema

propuesto


36 de 85

10. ERACMF DE LA ZONA 2 (Área Centro y subestaciones Chimbote 1 y Trujillo Norte)

Habiendo definido el ERACMF de las Zonas 1 y 3, el ERACMF de la Zona 2 debe proveer el rechazo complementario para equilibrar el desbalance de potencia activa provocado por la desconexión súbita y simultánea de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP, esto es, las centrales Chilca, Kallpa y Platanal. Los ajustes de la Zona 2 se extienden a las cargas de la subestación Trujillo Norte. Se ha analizado los escenarios de avenida y estiaje, que se diferencian por el ingreso en operación de la unidad TV de Kallpa para operación en ciclo combinado. Los casos se presentan en la tabla 10.1.


Caso Periodo


demanda Centrales

desconectadas

Generación

MW

Z2-A Avenida Máxima Chilca, Kallpa y

Platanal 1110

Z2-B Avenida Media Chilca, Kallpa y

Platanal 1110

Z2-C Avenida Mínima Chilca, Kallpa y

Platanal 637

Z2-D Estiaje Máxima Chilca, Kallpa y

Platanal 1440

Z2-E Estiaje Media Chilca, Kallpa y

Platanal 1463

Z2-F Estiaje Mínima Chilca, Kallpa y

Platanal 1370


ERACMF vigente en la Zona 2. Los resultados de las simulaciones se resumen en la tabla 10.2.


Caso Última etapa

activada

Carga rechazada

Frecuencia mínima


MW Hz Hz

Z2-A1 4 1105 58.76 59.82 10.1

Z2-B1 4 1164 58.70 60.17 10.2

Z2-C1 3 516 58.89 59.58 10.3

Z2-D1 5 1439 58.53 59.80 10.4

Z2-E1 6 1798 58.48 60.32 10.5

Z2-F1 6 1371 58.37 59.83 10.6

En los casos Z2-A, Z2-B, Z2-C, Z2-D y Z2-F la frecuencia se recupera satisfactoriamente. En el caso Z2-E se presenta un rechazo excesivo que eleva la frecuencia al punto de activar el EDAGSF de la unidad TG1 de la central Aguaytía.


37 de 85

En todos los casos se presentan sobretensiones como consecuencia del rechazo de carga. Aunque estas sobretensiones están dentro de la tolerancia de 10% indicada en las premisas, es importante señalar que en barras de 138 kV las tensiones se estabilizan por encima de la tensión máxima de servicio correspondiente (145 kV). En las figuras 10.1 a 10.6 se muestran los gráficos de frecuencia con el esquema vigente.

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz

3.114 s58.756 Hz

59.912 s59.823 Hz


AVE2012MAX Desconexión de generación de SE Chilca

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 10.1 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) con el esquema vigente


38 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.80

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40


7.200 s58.701 Hz

59.907 s60.166 Hz


AVE2012MED Desconexión de generación de Chilca

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T


60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80


6.911 s58.893 Hz

59.934 s59.577 Hz


AVE2012MIN Desconexión de generación de Chilca

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



39 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40


2.374 s58.526 Hz

59.921 s59.802 Hz


EST2012MAX Desconexión de generación de Chilca

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T


60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

62.00

61.00

60.00

59.00

58.00


20.257 s61.093 Hz

59.915 s60.322 Hz

1.820 s58.481 Hz


EST2012MED Desconexión de generación de Chilca

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



40 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

58.00


1.567 s58.374 Hz

59.929 s59.829 Hz


EST2012MIN Desconexión de generación de Chilca

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



ERACMF propuesto. De los resultados anteriores, se concluye que el ERACMF de la Zona 2 debe ser modificado. El esquema propuesto se muestra en la tabla 10.3.

Tabla 10.3 ERACMF propuesto para la Zona 2

Número Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -0.65 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -0.65 0.15

3 7.0% 58.80 0.15 59.8 -0.65 0.15

4 5.0% 58.70 0.15 59.8 -1.1 0.15

5 5.0% 58.60 0.15








41 de 85


Caso Última etapa

activada Carga rechazada

Frecuencia mínima


Z2-A2 4 1105 58.76 59.82 10.7

Z2-B2 4 1164 58.70 60.17 10.8

Z2-C2 3 516 58.89 59.58 10.9

Z2-D2 5 1439 58.53 59.80 10.10

Z2-E2 6 1667 58.48 60.37 10.11

Z2-F2 6 1275 58.39 59.38 10.12

En el caso Z2-E ya no se presenta el sobrerechazo que provoca la desconexión de la unidad TG1 de la central Aguaytía por activación de su EDAGSF. En las figuras 10.7 a 10.12 se muestran los gráficos de frecuencia con el esquema propuesto.

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40


3.114 s58.756 Hz

59.912 s59.823 Hz


AVE2012MAX Desconexión de generación de SE Chilca

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 10.7 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) con el esquema propuesto


42 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.80

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40


7.200 s58.701 Hz

59.907 s60.166 Hz


AVE2012MED Desconexión de generación de Chilca

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 10.8 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) con el esquema

propuesto

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80


6.911 s58.893 Hz

59.934 s59.577 Hz


AVE2012MIN Desconexión de generación de Chilca

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T


propuesto


43 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40


2.374 s58.526 Hz

59.921 s59.802 Hz


EST2012MAX Desconexión de generación de Chilca

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T


propuesto

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00


1.768 s58.480 Hz

59.965 s60.369 Hz

28.624 s60.825 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2012 F_SAN JUAN

EST2012MED Desconexión de generación de SE Chilca

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T


propuesto


44 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.50

60.00

59.50

59.00

58.50

58.00


1.532 s58.394 Hz

59.923 s59.383 Hz


EST2012MIN Desconexión de generación de SE Chilca

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T


propuesto

11. DESCONEXIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN

Para distribuir los porcentajes de rechazo total entre las etapas del ERACMF, se ha simulado en los escenarios base un conjunto de desconexiones súbitas de unidades y centrales de generación con despacho superior a 150 MW. En las tablas 11.1 y 11.2, se muestra la relación de los eventos simulados en condiciones de avenida y estiaje, respectivamente, así como las frecuencias mínima y final, los rechazos y las etapas activadas. Los resultados se consideran satisfactorios.


45 de 85

Tabla 11.1 Eventos de desconexión de generación en los escenarios de avenida

ESCENARIO UNIDADES DESCONECTADAS

PÉRDIDA RECHAZO ETAPA FRECUENCIA (Hz)

(MW MW NORTE CENTRO SUR

Etapa 7 (Reposición) MIN A 60 seg.

Av12max-DG01 TG3 VENTANILLA 154.00 - - - - - 59.24 59.37

Av12max-DG02 C.T. AGUAYTÍA 170.00 - - - - - 59.15 59.28

Av12max-DG03 TG1 CHILCA 170.00 - - - - - 59.14 59.26

Av12max-DG04 TG3 CHILCA 190.00 - - - - - 59.04 59.16

Av12max-DG05 C.H. YANANGO + C.H. CHIMAY 192.00 123.18 - - - SÍ 59.01 59.61

Av12max-DG06 C.H. HUINCO 219.00 198.07 1 1 1 - 58.99 60.01

Av12max-DG07 C.H. CAÑÓN DEL PATO 246.00 198.63 1 1 1 - 58.98 59.83

Av12max-DG08 C.H. PLATANAL 220.00 198.63 1 1 1 - 58.99 59.98

Av12max-DG09 C.T. KALLPA 360.00 321.81 1 1 1 SÍ 58.96 59.82

Av12max-DG10 C.T. VENTANILLA 465.98 454.19 1 2 2 - 58.89 59.90

Av12max-DG11 C.T. CHILCA 530.00 493.83 2 2 2 - 58.89 59.70

Av12max-DG12 C.H. MANTARO 553.10 495.07 2 2 2 - 58.88 59.59

Av12max-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN 737.68 734.82 3 3 2 SÍ 58.83 59.79

Av12max-DG14 C.T. CHILCA + C.H. PLATANAL 750.00 724.55 2 3 2 - 58.90 59.46

Av12max-DG15 C.T. KALLPA + C.H. PLATANAL 580.00 495.07 2 2 2 - 58.86 59.35

Av12max-DG16 C.T. CHILCA + C.T. KALLPA 890.00 846.80 3 3 3 - 58.80 59.34

Av12max-DG17 C.T. CHILCA + C.T. KALLPA + C.H. PLATANAL 1110.00 1174.30 3 4 4 - 58.64 59.82

Av12med-DG01 TG3 VENTANILLA 154.00 185.04 1 1 1 - 59.00 60.27

Av12med-DG02 C.T. AGUAYTÍA 170.00 193.36 1 1 1 - 59.00 60.20

Av12med-DG03 TG1 CHILCA 170.00 193.36 1 1 1 - 58.99 60.20

Av12med-DG04 TG3 CHILCA 190.00 193.36 1 1 1 - 58.99 60.07

Av12med-DG05 C.H. YANANGO + C.H. CHIMAY 192.00 193.36 1 1 1 - 58.99 60.06

Av12med-DG06 C.H. HUINCO 219.00 193.36 1 1 1 - 58.98 59.88

Av12med-DG07 C.H. CAÑÓN DEL PATO 246.00 193.03 1 1 1 - 58.98 59.64

Av12med-DG08 C.H. PLATANAL 220.00 193.36 1 1 1 - 58.98 59.89

Av12med-DG09 C.T. KALLPA 360.00 481.70 2 2 2 - 58.89 60.47

Av12med-DG10 C.T. VENTANILLA 466.00 480.38 2 2 2 - 58.89 59.97

Av12med-DG11 C.T. CHILCA 530.00 482.90 2 2 2 - 58.86 59.53


46 de 85



(MW MW NORTE CENTRO SUR


Av12med-DG12 C.H. MANTARO 572.86 602.04 2 2 2 SÍ 58.84 60.05

Av12med-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN 757.44 868.70 3 3 3 - 58.80 60.40

Av12med-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL 750.00 726.71 2 3 2 - 58.89 59.39

Av12med-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL 580.00 602.04 2 2 2 SÍ 58.83 59.93

Av12med-DG16 C.T. CHILCA + C.T. KALLPA 890.00 870.12 3 3 3 - 58.79 59.42

Av12med-DG17 C.H. CHILCA + C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL 1110.00 1137.49 3 4 4 - 58.50 59.65

Av12min-DG05 C.H. YANANGO + C.H. CHIMAY 192.00 134.05 1 1 1 - 59.00 59.87

Av12min-DG06 C.H. HUINCO 157.00 - - - - - 59.13 59.26

Av12min-DG07 C.H. CAÑÓN DEL PATO 204.58 142.66 1 1 1 - 58.99 59.82

Av12min-DG08 C.H. PLATANAL 220.00 142.66 1 1 1 - 58.99 59.77

Av12min-DG09 C.T. KALLPA 226.74 142.66 1 1 1 - 58.98 59.72

Av12min-DG10 C.T. VENTANILLA 290.00 142.66 1 1 1 - 59.00 59.45

Av12min-DG11 C.T. CHILCA 190.00 138.01 1 1 1 - 59.00 59.89

Av12min-DG12 C.H. MANTARO 568.12 506.33 2 3 2 - 58.87 59.90

Av12min-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN 752.70 638.41 3 3 3 - 58.79 59.52

Av12min-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL 410.00 354.91 2 2 2 - 58.89 59.81

Av12min-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL 446.74 354.91 2 2 2 - 58.86 59.63

Av12min-DG16 C.T. CHILCA + C.T. KALLPA 416.74 354.91 2 2 2 - 58.87 59.76

Av12min-DG17 C.H. CHILCA + C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL 636.74 526.94 3 3 2 - 58.88 59.46


47 de 85

Tabla 11.2 Eventos de desconexión de generación en los escenarios de estiaje



MW MW NORTE CENTRO SUR


Es12max-DG01 TG3 VENTANILLA 154.00 - - - - - 59.27 59.55

Es12max-DG02 C.T. AGUAYTÍA 170.00 - - - - - 59.23 59.53

Es12max-DG03 TG1 CHILCA 170.00 - - - - - 59.20 59.51

Es12max-DG04 TG3 CHILCA 190.00 - - - - - 59.10 59.46

Es12max-DG05 C.H. YANANGO + C.H. CHIMAY 158.75 - - - - - 59.25 59.54

Es12max-DG06 C.H. HUINCO 159.14 - - - - - 59.29 59.46

Es12max-DG09 C.T. KALLPA 840.00 786.03 3 3 2 - 58.89 59.56

Es12max-DG10 C.T. VENTANILLA 466.00 475.16 2 2 2 - 58.89 59.98

Es12max-DG11 C.T. CHILCA 530.00 499.53 2 2 2 - 58.87 59.81

Es12max-DG12 C.H. MANTARO 575.06 499.53 2 2 2 - 58.87 59.68

Es12max-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN 759.64 759.65 3 3 3 - 58.78 59.84

Es12max-DG14 C.T. CHILCA + C.H. PLATANAL 600.21 499.53 2 2 2 - 58.88 59.58

Es12max-DG15 C.T. KALLPA + C.H. PLATANAL 910.21 847.31 3 3 3 - 58.80 59.55

Es12max-DG16 C.T. CHILCA + C.T. KALLPA 1370.00 1447.03 3 5 5 - 58.53 59.84

Es12max-DG17 C.T. CHILCA + C.T. KALLPA + C.H. PLATANAL 1440.21 1462.66 4 5 5 - 58.51 59.63

Es12med-DG01 TG3 VENTANILLA 154.00 - - - - - 59.10 59.46

Es12med-DG02 C.T. AGUAYTÍA 170.00 - - - - - 59.03 59.40

Es12med-DG03 TG1 CHILCA 170.00 152.81 1 1 - - 59.00 60.08

Es12med-DG04 TG3 CHILCA 190.00 191.09 1 1 - - 58.99 60.10

Es12med-DG06 C.H. HUINCO 218.00 191.09 1 1 - - 58.99 60.00

Es12med-DG09 C.T. KALLPA 840.00 897.10 3 3 2 SÌ 58.84 60.15

Es12med-DG10 C.T. VENTANILLA 466.00 477.23 2 2 2 - 58.86 60.00

Es12med-DG11 C.T. CHILCA 530.00 477.23 2 2 2 - 58.85 59.70

Es12med-DG12 C.H. MANTARO 582.62 477.23 2 2 2 - 58.84 59.47

Es12med-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN 767.52 860.56 3 3 3 - 58.80 60.30

Es12med-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL 623.36 539.60 3 3 2 - 58.83 59.52

Es12med-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL 933.36 978.88 3 3 3 SÌ 58.73 60.10

Es12med-DG17 C.H. CHILCA + C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL 1463.36 1682.59 4 6 5 - 58.47 60.23


48 de 85

Es12min-DG01 TG3 VENTANILLA 154.00 - - - - - 59.19 59.43

Es12min-DG02 C.T. AGUAYTÍA 170.00 - - - - - 59.13 59.40

Es12min-DG03 TG1 CHILCA 170.00 - - - - - 59.11 59.38

Es12min-DG04 TG3 CHILCA 190.00 110.24 1 1 - - 59.00 59.74

Es12min-DG09 C.T. KALLPA 840.00 839.92 3 4 4 - 58.70 59.86

Es12min-DG10 C.T. VENTANILLA 465.98 367.66 2 2 2 - 58.88 59.56

Es12min-DG11 C.T. CHILCA 530.00 459.32 2 2 2 SÌ 58.86 59.77

Es12min-DG12 C.H. MANTARO 378.71 367.66 2 2 2 - 58.90 59.98

Es12min-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN 501.85 367.66 2 2 2 - 58.87 59.48

Es12min-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL 530.00 459.32 2 2 2 SÌ 58.86 59.77

Es12min-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL 840.00 838.92 3 4 4 - 58.70 59.86

Es12min-DG16 C.T. CHILCA + C.T. KALLPA 1370.00 1297.76 4 6 5 SÌ 58.44 59.68


49 de 85

12. EDAGSF DEL SEIN

La desconexión de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya, constituye el evento que origina las mayores sobrefrecuencias en el sistema Centro-Norte. Por ello esta contingencia se analiza en el presente Estudio. Se ha analizado los escenarios de avenida y estiaje. Los casos se presentan en la tabla 12.1.

Tabla 12.1 Casos para la definición del EDAGSF

Caso Periodo


demanda Línea

desconectada


MW

S3-A Avenida Máxima L-2053/L-2054 460

S3-B Avenida Media L-2053/L-2054 358

S3-C Avenida Mínima L-2053/L-2054 400

S3-D Estiaje Máxima L-2053/L-2054 460

S3-E Estiaje Media L-2053/L-2054 339

S3-F Estiaje Mínima L-2053/L-2054 427

12.1 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el EDAGSF

vigente. Los resultados de las simulaciones se resumen en la tabla 12.2.

Tabla 12.2 Resultados con el EDAGSF vigente

Caso Unidades desconectadas

pertenecientes al EDAGSF

Unidades desconectadas por

protecciones propias de sobrefrecuencia

Generación desconectada

Frecuencia máxima

Frecuencia a 60 s

Figura

MW Hz Hz

S3-A

Aguaytía G1, Restitución G1, Restitución G2, Callahuanca G4, Chimay G1 y Cahua G2

Pisco TG1, Pisco TG2

410 61.70 60.60 11.1

S3-B


- 341 61.59 60.19 11.2

S3-C

Aguaytía G1, Restitución G1, Restitución G2, Callahuanca G4, Chimay G1, Cahua G2


306 61.74 60.76 11.3

S3-D

Aguaytía G1, Restitución G1, Restitución G2, Callahuanca G4, Chimay G1, Cahua G2, Tumbes G1, Tumbes G2,


408 61.71 60.68 11.4


50 de 85

S3-E

Aguaytía G1, Restitución G1, Restitución G2, Callahuanca G4, Chimay G1, Cahua G2, Tumbes G1, Tumbes G2,

- 297 61.58 60.49 11.5

S3-F

Aguaytía G1, Restitución G1, Restitución G2, Callahuanca G4, Chimay G1, Cahua G2, Tumbes G1, Tumbes G2, Yanango G1 y Chilca G3


444 61.81 59.91 11.6

La recuperación de la frecuencia es satisfactoria en todos los casos. En las figuras 12.1 a 12.6 se muestran los gráficos de frecuencia con el esquema propuesto.

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


6.087 s61.704 Hz

59.999 s60.604 Hz



Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T

Figura 12.1 Comportamiento de la frecuencia en el SEIN con el EDAGSF vigente


51 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


7.710 s61.594 Hz 7.710 s61.594 Hz

59.982 s60.186 Hz59.982 s60.186 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T


60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


5.563 s61.740 Hz

59.919 s60.757 Hz



Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



52 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


6.426 s61.708 Hz 6.426 s61.708 Hz

59.940 s60.675 Hz59.940 s60.675 Hz



Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T


60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


9.251 s61.581 Hz 9.251 s61.581 Hz


EST2012MED Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



53 de 85

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

62.00

61.50

61.00

60.50

60.00

59.50


14.903 s61.808 Hz14.903 s61.808 Hz

59.996 s59.913 Hz59.996 s59.913 Hz



Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T


12.2 EDAGSF propuesto. Aun cuando los resultados anteriores muestran que el EDAGSF vigente es apropiado, es preferible retirar las unidades del Área Norte que pertenecen a dicho esquema, por cuanto su disponibilidad sería crítica en caso de que el ingreso en operación de las líneas Kiman Ayllu – Conococha se viera retrasado. De otra parte, como las unidades TG1 y TG2 de Pisco desconectan por actuación de sus protecciones propias de sobrefrecuencia (61.5 Hz, 3.2 s.), se propone incorporarlas al EDAGSF, sin cambios adicionales. Así, el esquema propuesto se muestra en la tabla 12.3.


54 de 85

Tabla 12.3 EDAGSF propuesto


C.T. Aguaytía TG1 61.0 0.0

C.H. Callahuanca G4 61.3 2.0

C.H. Cahua G2 61.3 3.0

C.H. Chimay G1 61.5 1.5

C.H. Chimay G2 61.5 12.0

C.H. Restitución G1 61.5 1.0


C.H. Yanango G1 61.5 10.0

C.T. Chilca TG3 61.8 0.5

C.H. Machupicchu G2 3.00 60.5 0.4

C.H. San Gabán II G2 1.19 61.0 0.3 62.5 0.3

C.T. Pisco TG1 61.5 3.2

C.T. Pisco TG2 61.5 3.2


En condición AND

Los resultados de las simulaciones con el esquema propuesto se presentan en la tabla 12.4. Como se aprecia, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria.

Tabla 12.4 Resultados con el EDAGSF propuesto

Caso Unidades desconectadas

pertenecientes al EDAGSF

Unidades desconectadas por

protecciones propias de sobrefrecuencia

Generación desconectada

Frecuencia máxima

Frecuencia a 120 s

Figura

MW Hz Hz

S3-A



410 61.72 60.50 11.7

S3-B


- 341 61.60 60.11 11.8

S3-C

Aguaytía G1, Restitución G1, Restitución G2, Callahuanca G4, Chimay G1, Cahua G2


306 61.74 60.49 11.9

S3-D

Aguaytía G1, Restitución G1, Restitución G2, Callahuanca G4, Chimay G1, Cahua G2.


392 61.73 60.47 11.10

S3-E

Aguaytía G1, Restitución G1, Restitución G2, Callahuanca G4, Chimay G1, Cahua G2.


350 61.60 60.05 11.11


55 de 85

S3-F

Aguaytía G1, Restitución G1, Restitución G2, Callahuanca G4, Chimay G1, Cahua G2 y Chilca G3


420 61.81 60.17 11.12

En las figuras 12.7 a 12.12 se muestran los gráficos de frecuencia con el esquema propuesto.

120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


6.165 s61.718 Hz

119.832 s60.500 Hz



Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T

Figura 12.7 Comportamiento de la frecuencia en el SEIN con el EDAGSF propuesto


56 de 85

120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


7.786 s61.595 Hz

119.849 s60.108 Hz



Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T


120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


5.568 s61.740 Hz

119.835 s60.490 Hz



Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



57 de 85

120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


6.396 s61.726 Hz

119.819 s60.466 Hz



Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T


120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


9.020 s61.596 Hz

119.858 s60.045 Hz


EST2012MED Desconexión de línea L-2053/L-2054

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



58 de 85

120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

62.00

61.60

61.20

60.80

60.40

60.00

59.60


8.218 s61.811 Hz

119.582 s60.171 Hz



Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



59 de 85

13. ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA Y GENERACIÓN

PROPUESTOS PARA EL AÑO 2012

En conclusión, los esquemas propuestos para el año 2012 son los siguientes: 13.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) 13.1.1 ERACMF de la Zona 1 (Área Norte desde Guadalupe hasta Zorritos)

Número Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -0.75 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -0.75 0.15

3 16.0% 58.80 0.15 59.8 -0.75 0.15

4 10.0% 58.50 0.15

5 8.0% 58.30 0.15






13.1.2 ERACMF de la Zona 2 (Área Centro y subestaciones Chimbote 1 y Trujillo Norte)

Número Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -0.65 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -0.65 0.15

3 7.0% 58.80 0.15 59.8 -0.65 0.15

4 5.0% 58.70 0.15 59.8 -1.1 0.15

5 5.0% 58.60 0.15






13.1.3 ERACMF de la Zona 3 (Área Sur)

Número Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -1.1 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -1.1 0.15

3 10.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.15

4 11.0% 58.70 0.15 59.8 -1.5 0.15

5 9.0% 58.60 0.15









60 de 85

13.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF)


C.T. Aguaytía TG1 61.0 0.0

C.H. Callahuanca G4 61.3 2.0

C.H. Cahua G2 61.3 3.0

C.H. Chimay G1 61.5 1.5

C.H. Chimay G2 61.5 12.0



C.H. Yanango G1 61.5 10.0

C.T. Chilca TG3 61.8 0.5

C.H. Machupicchu G2 3.00 60.5 0.4

C.H. San Gabán II G2 1.19 61.0 0.3 62.5 0.3

C.T. Pisco TG1 61.5 3.2

C.T. Pisco TG2 61.5 3.2


En condición AND

13.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT)

UMBRAL (**)

(kV)

TEMPORIZACION

(s)

Balnearios (LDS) 81,6 184,8 10,0

San Juan (LDS) 49,6 184,8 12,0

69,5 184,0 10,0

67,5 186,0 20,0

(*) Aguas abajo de la subestación

(**) Medición en barras de 220 kV

SUBESTACIONRECHAZO (*)

(MW)

AJUSTES

Chavarría (EDN)

14. OBSERVACIONES Y RECOMENDACIONES COMPLEMENTARIAS

En el caso de las contingencias críticas para la estabilidad de la frecuencia, presentadas en este informe, es pertinente remarcar que la efectividad del ERACMF para evitar un colapso está condicionada al hecho de que no se produzcan ulteriores desconexiones de generación, independientemente de su causa. Asimismo, está condicionada a una que la implementación del ERACMF sea completa y a que las condiciones operativas que se den en tiempo real sean similares a las de los escenarios analizados en el presente Estudio.

Los resultados de la simulación de desconexión de la interconexión Centro-Sur en el escenario de mínima demanda en avenida, muestran que puede producirse pérdida de sincronismo en unidades del Área Sur. Es necesario mencionar que el ERACMF de dicha área no puede evitar este fenómeno de pérdida de sincronismo. En caso de producirse la pérdida de sincronismo, esto provocaría la desconexión de unidades de generación, agravando el déficit de generación y conduciendo a un colapso. Por tal motivo, se recomienda que el flujo en la condición de mínima demanda durante el periodo de avenida sea limitado a 400 MW en el extremo de Socabaya.

Como consecuencia del rechazo de carga necesario para preservar la estabilidad de frecuencia del SEIN frente a los eventos más críticos, inevitablemente se


61 de 85

presentan sobretensiones. En las barras de 138 kV las tensiones se estabilizarían por encima de la tensión máxima de servicio correspondiente (145 kV). La operación por encima de dicho valor debe estar limitada en el tiempo para evitar daños a los equipos. En caso de producirse estos eventos, es importante que en la fase de restablecimiento se preste especial atención a las subestaciones con este nivel de tensión. Por ello, se recomienda que el Plan de Restablecimiento del SEIN contemple los procedimientos necesarios para mitigar estas sobretensiones.

Se recomienda ajustar la ventana de medición de los relés de derivada del ERACMF a 100 ms, que es el valor utilizado en las simulaciones.


62 de 85

ANEXO 1 ZONAS DEL SEIN

Zona 1

Subestación Tensión (kV)

Carhuaquero 220

Chiclayo Oeste 220

Guadalupe 220

La Niña 220

Piura Oeste 220

Talara 220

Zorritos 220

Zona 2


Aceros Arequipa 220

Aguaytía 220

Antamina 220

Balnearios 220

Barsi 220

Cajamarca 220

Cajamarquilla 220

Callahuanca 220

Callahuanca-REP 220

Campo Armiño 220

Cantera 220

Carhuamayo Nueva 220

Cerro Corona 220

Chavarría 220

Chilca ENERSUR 220

Chilca REP 220

Chillón 220

Chimay 220

Chimbote 1 220

Conococha 220

Desierto 220

Gold Mill 220

Huacho 220

Kiman Ayllu 220

Huallanca Nueva 220

Huancavelica 220

Huayucachi 220

Huinco 220

Ica 220

Independencia 220

Marcona 220

Matucana 220

Oroya Nueva 220

Pachachaca 220

Paragsha 2 220

Paramonga Nueva 220

Pomacocha 220

San Juan 220

Santa Isabel 220

Santa Rosa 220

Tingo María 220

Trujillo Norte 220

Ventanilla 220

Vizcarra 220

Yanango 220

Zapallal 220


63 de 85

Zona 3


Abancay 138

Aricota II 138

Ayaviri 138

Azángaro 138

Cachimayo 138

Callalli 138

Camaná 138

Cerro Verde 220

Combapata 138

Cotaruse 220

Cuajone 138

Dolorespata 138

Ilo 1 138

Ilo 2 220

Ilo-ELS 138

Juliaca 138

La Joya 138

Lixiviación 138

Los Héroes 220

Machupicchu 138

Majes 138

Mazuco 138

Mill Site 138

Mollendo 138

Moquegua 220

Puerto Maldonado 138

Puno 220

Push Back 138

Quebrada Honda 138

Quencoro 138

Repartición 138

San Gabán II 138

San Rafael 138

Santuario 138

Socabaya 220

Sulfuros 220

Tía María (futuro) 220

Tintaya 138

Toquepala 138


64 de 85

ANEXO 2

AJUSTES DE SUBFRECUENCIA EN UNIDADES DE GENERACIÓN (PROTECCIONES PROPIAS)

UNIDAD

AJUSTES DE SUBFRECUENCIA

f1 t1 f2 t2 f3 t3 f4 t4

(Hz) (s) (Hz) (s) (Hz) (s) (Hz) (s)

Aguaytía G1 58.2 0.15 57 0.15

Aguaytía G2 58.2 0.15 57 0.15

Cahua G1 58.32 5 57.9 2

Cahua G2 58.32 5 57.9 2

Callahuanca G1 58 5

Callahuanca G2 58 5

Callahuanca G3 58 5

Callahuanca G4 58 5

Caña Brava 58.5 15 57.5 0

Cañón del Pato G1 57 1.65






Carhuaquero IV 58.5 15 57.5 0

Charcani I G1 50 5

Charcani I G2 50 5

Charcani II G1

Charcani II G2

Charcani II G3

Charcani III G1 57 2 55 1


Charcani IV G1 57 2 55 1



Charcani V G1

Charcani V G2

Charcani V G3

Charcani VI G1 57 2 55 1

Chilca TG11 57 32.68 56.4 11.75

Chilca TG12 57 32.68 56.4 11.75

Chilca TG21 58.5 600 56.8 0.12

Chilina GD1 58 0.2 57 0.2

Chilina GD2 58 0.2 57 0.2

Chilina TV1 48.5 2 48 1

Chilina TV2 48 1

Chilina TV3 58.5 3.2 58 1

ChilinaCC 58.5 3.2 58 1

Chimay G1 57.5 1.5

Chimay G2 57.5 1.5

Curumuy G1 56 1.52

Curumuy G2 56 1.52

El Platanal G1

El Platanal G2

Gallito Ciego G1 56.5 0.2


Huanchor G1 57.7 1

Huanchor G2 57.7 1

Huampani G1


65 de 85

Huampani G2

Huinco G1

Huinco G2

Huinco G3

Huinco G4

Huayllacho G1 57.6 10 56 4

Ilo1 TG1

Ilo1 TG2

Ilo1 TV2

Ilo1 TV3

Ilo1 TV4

Ilo2 TV21 57 3

Kallpa TG1 56.79 0.12 56.39 0.1

Kallpa TG2 58.5 600 56.8 0.12

Kallpa TG3 56.8 0.12 56.4 0.1

La Joya G1 58.5 5 58 2 57 1

La Joya G2 58.5 5 58 2 57 1

Las Flores TG1 56.8 0.12 56.4 0.1

Machupicchu G1 57 5

Machupicchu G2 57 5

Machupicchu G3 57 5

Malacas G1 57 0.3

Malacas G2 57 0.3

Malacas G4 57 0.15 55 1.5

Malpaso G1

Malpaso G2

Malpaso G3

Malpaso G4

Mantaro G1 57 5

Mantaro G2 57 5

Mantaro G3 57 5

Mantaro G4 57 5

Mantaro G5 57 5

Mantaro G6 57 5

Mantaro G7 57 5

Matucana G1

Matucana G2

Misapuquio G1

Misapuquio G2

Mollendo GD1 57 10

Mollendo GD2 57 10

Mollendo GD3 57 10

Pisco TG1 58.5 3.2

Pisco TG2 58.5 3.2

Moyopampa G1

Moyopampa G2

Moyopampa G3

Oquendo TG1

Oroya G1

Oroya G2

Oroya G3

Pachachaca G1

Pachachaca G2

Pachachaca G3

Pariac CH2-G1

Pariac CH2-G2 45 4

Pariac CH3-G1 58 3

Pariac CH3-G2 58 3

Pariac CH4-G1

Pariac CH4-G2


66 de 85

Poechos1-G1 57 10 55 1

Poechos1-G2 57 10 55 1

Poechos2-G1 58 5 57 10

Poechos2-G2 58 5 57 10

Restitución G1

Restitución G2

Restitución G3

Roncador G1 57 1

Roncador G2 57 1

San Antonio G1 57 10 56 4

San Gabán G1 56 0.3

San Gabán G2 56 0.3

San Ignacio G1 57.9 10 56.5 4

Santa Cruz I G1 55 0.5

Santa Cruz I G2 55 0.5

Santa Cruz II G1 57 1

Santa Cruz II G2 57 1

Santa Rosa UTI 5 57.5 10


Santa Rosa TG7

Santa Rosa TG8 58.5 600 57.5 10 56.8 0.12 56.39 0.1

Trujillo G1 58.2 10 57 5

Trujillo G2 58.2 10 57 5

Tumbes G1 55.8 6

Tumbes G2 55.8 6

Ventanilla TG3 57.6 1.7 57 1.25

Ventanilla TG4 58.5 1.7 57.6 1.7 57 1.25

Ventanilla TV 57 31 56.4 11

Yanango G1 58.5 10

Yaupi G1

Yaupi G2

Yaupi G3

Yaupi G4

Yaupi G5

Yuncán G1 58.5 5 57.5 1

Yuncán G2 58.5 5 57.5 1

Yuncán G3 58.5 5 57.5 1


67 de 85

ANEXO 3

AJUSTES DE SOBREFRECUENCIA EN UNIDADES DE GENERACIÓN (PROTECCIONES PROPIAS)

UNIDAD

AJSUTES DE SOBREFRECUENCIA

f1 t1 f2 T2 f3 t3

(Hz) (s) (Hz) (s) (Hz) (s)

Aguaytía G1

Aguaytía G2

Cahua G1 63 1

Cahua G2 61.3 3

Callahuanca G1 65 15 63 48



Callahuanca G4

Caña Brava 63 0 62 15







Carhuaquero IV 63 0 62 15

Charcani I G1 66 5

Charcani I G2 66 5

Charcani II G1 64 3

Charcani II G2 64 3

Charcani II G3 64 3




Charcani IV G2

Charcani IV G3

Charcani V G1 63 3

Charcani V G2 63 3

Charcani V G3 63 3

Charcani VI G1

Chilca TG11 62.4 10.63 61.8 30.15

Chilca TG12 62.4 10.63 61.8 30.15

Chilca TG21 63.01 0.1 61.81 30

Chilina GD1

Chilina GD2

Chilina TV1

Chilina TV2

Chilina TV3

ChilinaCC

Chimay G1

Chimay G2

Curumuy G1 63 1.35

Curumuy G2 63 1.35

El Platanal G1 63 0.12 66 0.1

El Platanal G2 63 0.12 66 0.1

Gallito Ciego G1 61.5 15


Huanchor G1 62.3 1

Huanchor G2 62.3 1

Huampani G1

Huampani G2


68 de 85

Huinco G1

Huinco G2

Huinco G3

Huinco G4

Huayllacho G1

Ilo1 TG1

Ilo1 TG2

Ilo1 TV2 63 10 65 5

Ilo1 TV3

Ilo1 TV4

Ilo2 TV21

Kallpa TG1 66 0.1 61.8 30

Kallpa TG2 63.01 0.1 61.81 30

Kallpa TG3 63 0.1 61.81 30

La Joya G1 61.5 5 62 15 63 2

La Joya G2 61.5 5 62 15 63 2

Las Flores TG1 63 0.1 61.81 30

Machupicchu G1

Machupicchu G2

Machupicchu G3

Malacas G1 61.7 0.3

Malacas G2 61.7 0.3

Malacas G4

Malpaso G1 87 1

Malpaso G2 87 1

Malpaso G3 87 1

Malpaso G4 87 1

Mantaro G1

Mantaro G2

Mantaro G3

Mantaro G4

Mantaro G5

Mantaro G6

Mantaro G7

Matucana G1

Matucana G2

Misapuquio G1

Misapuquio G2

Mollendo GD1

Mollendo GD2

Mollendo GD3

Pisco TG1 61.5 3.2

Pisco TG2 61.5 3.2

Moyopampa G1

Moyopampa G2

Moyopampa G3

Oquendo TG1

Oroya G1

Oroya G2

Oroya G3

Pachachaca G1

Pachachaca G2

Pachachaca G3

Pariac CH2-G1

Pariac CH2-G2 61 2.5

Pariac CH3-G1 63 2

Pariac CH3-G2 63 2

Pariac CH4-G1 65 2

Pariac CH4-G2 65 2

Poechos1-G1 63 2 65 0.5


69 de 85

Poechos1-G2 63 2 65 0.5

Poechos2-G1 63 2 65 0.5

Poechos2-G2 63 2 65 0.5

Restitución G1 61.5 1

Restitución G2 61.5 1

Restitución G3

Roncador G1 65 0.5 63 2

Roncador G2 65 0.5 63 2

San Antonio G1

San Gabán G1 69 8

San Gabán G2 69 10

San Ignacio G1

Santa Cruz I G1 65 0.5 64 2

Santa Cruz I G2 65 0.5 64 2

Santa Cruz II G1 63 2 65 0.5

Santa Cruz II G2 63 2 65 0.5

Santa Rosa UTI 5 62 3

Santa Rosa UTI 6 62 3

Santa Rosa TG7 62.4 2.05

Santa Rosa TG8 63.01 0.1 61.8 10 61.5 600

Trujillo G1

Trujillo G2

Tumbes G1 63 6

Tumbes G2 63 6

Ventanilla TG3 62.4 0 61.8 20

Ventanilla TG4 62.4 0 62.2 2 61.7 17

Ventanilla TV 62.4 11 61.8 31

Yanango G1

Yaupi G1 72 1

Yaupi G2 72 1

Yaupi G3 72 1

Yaupi G4 72 1

Yaupi G5 72 1

Yuncán G1 63 5

Yuncán G2 63 5

Yuncán G3 63 5


70 de 85

ANEXO 4

AJUSTES DE TENSIÓN EN UNIDADES DE GENERACIÓN (PROTECCIONES PROPIAS)

UNIDAD

Ajustes de mínima tensión Ajustes de sobretensión

V1 t1 V2 t2 V1 t1 V2 t2

(kV) (s) (kV) (s) (kV) (s) (kV) (s)

Aguaytía G1

16.56 2

Aguaytía G2

16.56 2

Cahua G1 8 5 3 3 11.5 4 14.16 0.05

Cahua G2 8 5 3 3 11.5 4 14.16 0.05

Callahuanca G1 9 4 7 1 11.5 4 13 0.5

Callahuanca G2 9 4 7 1 11.5 4 13 0.5

Callahuanca G3 9 4 7 1 11.5 4 13 0.5

Callahuanca G4 7.2 4 5.6 1 9.2 4 10.4 0.5

Caña Brava

Cañón del Pato G1 12.2 2

15.6 2


15.6 2


15.6 2


15.6 2


15.6 2


15.6 2

Carhuaquero IV

Charcani I G1 3.328 5

4.784 5

Charcani I G2 3.328 5

4.784 5

Charcani II G1 4.2 5

6.0375 5


6.0375 5


6.0375 5

Charcani III G1 3.675 3

6.825 3

Charcani III G2 3.675 3

6.825 3

Charcani IV G1 3.675 3

6.825 0.1


6.825 0.1


6.825 0.1

Charcani V G1 12.42 1

18.768 0.1


18.768 0.1


18.768 0.1

Charcani VI G1 3.675 3

6.825 0.1

Chilca TG11

18.4 2.5 20.8 0.2

Chilca TG12

18.4 2.5 20.8 0.2

Chilca TG21

19.8 15

Chilina GD1 8.32 3

13.52 0.1

Chilina GD2 8.32 3

13.52 0.1

Chilina TV1 3.675 3

6.3 5

Chilina TV2 3.675 3

6.3 5

Chilina TV3 7.35 3

12.6 5

ChilinaCC 9.66 3

16.56 1

Chimay G1 9.648 3

15.864 3 16.56 1

Chimay G2

Curumuy G1

13 6

Curumuy G2

13 6

El Platanal G1 9.531425 3

15.472485 10 17.484025 0.5

El Platanal G2 9.531425 3

15.472485 10 17.484025 0.5


11.55 3 13.65 0.1

Gallito Ciego G2 8.925 5

11.55 3 13.65 0.1

Huanchor G1 9 20 8.03 1 11 20 12 1

Huanchor G2 9 20 8.03 1 11 20 12 1

Huampani G1

12.73 3 16.73 0.1

Huampani G2

12.73 3 16.73 0.1


71 de 85

Huinco G1 11.25 5 2.5 0.4 16.25 3 18.75 0.15

Huinco G2 11.25 5 2.5 0.4 16.25 3 18.75 0.15

Huinco G3 11.25 5 2.5 0.4 16.25 3 18.75 0.15

Huinco G4 11.25 5 2.5 0.4 16.25 3 18.75 0.15

Huayllacho G1

3.436 10 3.518 1

Ilo1 TG1

Ilo1 TG2

15.6 1

Ilo1 TV2

15.84 3 16.56 0.5

Ilo1 TV3

Ilo1 TV4

Ilo2 TV21

18.44 10 19.99 2

Kallpa TG1

19.767 15

Kallpa TG2

19.767 15

Kallpa TG3

19.767 15

La Joya G1 7 2

13 0.5

La Joya G2 7 2

13 0.5

Las Flores TG1

Machupicchu G1

Machupicchu G2

Machupicchu G3

Malacas G1 9.075 4 7.15 0 14.08 3.8 16.94 1.3

Malacas G2 9.075 4 7.15 0 14.08 3.8 16.94 1.3

Malacas G4

15.594 2

Malpaso G1

8.97 7

Malpaso G2

8.625 7

Malpaso G3

8.625 7

Malpaso G4

8.625 7

Mantaro G1

16.56 1 17.25 0

Mantaro G2

16.56 1 17.25 0

Mantaro G3

16.56 1 17.25 0

Mantaro G4

16.56 1 17.25 0

Mantaro G5

16.56 1 17.25 0

Mantaro G6

16.56 1 17.25 0

Mantaro G7

16.56 1 17.25 0

Matucana G1 10 5 3.75 3 15.625 4 17.7125 0

Matucana G2 10 5 3.75 3 15.625 4 17.7125 0

Misapuquio G1

0.8046 10

Misapuquio G2

0.8046 10

Mollendo GD1 10.488 1

18.354 0.5


18.354 0.5


18.354 0.5

Pisco TG1 9.66 3.2

17.94 3.2

Pisco TG2 9.66 3.2

17.94 3.2

Moyopampa G1 8 5 3 2 12 4 15 0

Moyopampa G2 8 5 3 2 12 4 15 0

Moyopampa G3 8 5 3 2 12 4 15 0

Oquendo TG1 12.42 0

15.16

Oroya G1

2.64 8 3.12 1

Oroya G2

2.64 8 3.122 1

Oroya G3

2.76 8

Pachachaca G1

2.53 8 2.99 1

Pachachaca G2

2.705 9 2.99 1

Pachachaca G3

2.645 10 2.99 1

Pariac CH2-G1

Pariac CH2-G2 0.396 8



Pariac CH4-G1

Pariac CH4-G2

Poechos1-G1 7.5 3

12 3


72 de 85

Poechos1-G2 7.5 3

12 3

Poechos2-G1

11.2 10 12.5 0.4

Poechos2-G2

11.2 10 12.5 0.4

Restitución G1

16.56 1 19.32 0

Restitución G2

16.56 1 19.32 0

Restitución G3

16.56 1 19.32 0

Roncador G1

Roncador G2

San Antonio G1

0.4831 10 0.507 1

San Gabán G1 10.35 0.9

15.18 2

San Gabán G2 10.35 0.9

15.18 1.5

San Ignacio G1

3.518 10 3.681 1

Santa Cruz I G1 2.07 5

2.76 5

Santa Cruz I G2 2.07 5

2.76 5

Santa Cruz II G1 2.07 5

2.76 5

Santa Cruz II G2 2.07 5

2.76 5


16.56 21


16.56 21

Santa Rosa TG7

Santa Rosa TG8 11.4015 14.994

19.8 15

Trujillo G1

Trujillo G2

Tumbes G1 8.2 4

10.5 4

Tumbes G2 8.2 4

10.5 4

Ventanilla TG3 12 1.5

17.6 2.35 20.8 0.35

Ventanilla TG4 12 1.5

17.6 2.35 20.8 0.35

Ventanilla TV

18.4 2.5 20.8 0.2

Yanango G1 8.5 2

11.5 2 13.5 0

Yaupi G1

15.204 5 18 1

Yaupi G2

15.504 6 18 1

Yaupi G3

15.504 6 18 1

Yaupi G4

15.204 6 18 1

Yaupi G5

15.456 6 17.94 1

Yuncán G1 6.36 3

15.84 5 19.32 0.5

Yuncán G2 6.36 3

15.84 5 19.32 0.5

Yuncán G3 6.36 3 15.84 5 19.32 0.5


73 de 85

ANEXO 5

INSTALACIONES FUTURAS

Proyectos de generación

FECHA PROYECTO MW

Ago-2011 Central Biomasa Huaycoloro - PETRAMAS. 4.4

Ago-2011 C.T. Planta Huachipa (Turbina a gas) - ILLAPU ENERGY 13.6

Nov-2011 C.T. Tablazo (Turbina a gas) - SDE Piura 30.0

Ene-2012 C.T. Planta de Etanol - MAPLE ETANOL 10.0

Abr-2012 C.H. Huasahuasi II - HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ. 8.0

May-2012 C.H. Nueva Imperial - HIDROCAÑETE. 4.0

Jul-2012 Central Solar Majes - GRUPO T SOLAR GLOBAL 20.0

Jul-2012 Central Solar Repartición - GRUPO T SOLAR GLOBAL 20.0

Set-2012 C.T. Kallpa - TV - Ciclo Combinado - KALLPA. 292.8

Proyectos de transmisión

FECHA PROYECTO

Sep-2011 Repotenciación de la L.T. 220 kV Chiclayo Oeste - La Niña (circuito existente) de 152 MVA a 180 MVA.

Sep-2011 Repotenciación de la L.T. 220 kV La Niña - Piura Oeste (circuito existente) de 152 MVA a 180 MVA.

Sep-2011 Repotenciación de la L.T. 220 kV Independencia - Ica de 141 MVA a 180 MVA.

Sep-2011 Repotenciación de la L.T. 220 kV Ica - Marcona de 141 MVA a 180 MVA.

Ene-2012 L.T. 220 kV Conococha - Kyman Ayllu (doble circuito).

Feb-2012 Repotenciación de la L.T. 220 kV Pomacocha - Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA.

Feb-2012 Repotenciación de la L.T. 220 kV Oroya Nueva - Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA.

Mar-2012 Adecuación de SS.EE. Chavarría, San Juan, Ventanilla, Santa Rosa, Zapallal.

Abr-2012 Repotenciación de la L.T. 220 kV Trujillo - Guadalupe - Chiclayo de 152 MVA a 180 MVA.

Abr-2012 L.T. 220 kV Trujillo - Guadalupe - Chiclayo de 180 MVA (segundo circuito).

Sep-2012 L.T. 500 kV Zapallal - Chimbote - Trujillo y SS.EE. Asociadas.

Sep-2012 L.T. 220 kV Piura Oeste - Talara (segundo circuito) y SS.EE. Asociadas.

Sep-2012 L.T. 220 kV Pomacocha - Carhuamayo y SS.EE. Asociadas.

Sep-2012 S.E. Chiclayo Oeste: Ampliación de la Capacidad de Transformación, Instalación de un Transformador de 220/60/10/0.38 kV - 100/100/30 MVA


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ANEXO 6

AMPLIACIONES DE CARGA

2012 Ampliación Antamina

Ampliación Quimpac

Ampliación Shougang

Ampliación Toquepala

Antapaccay Cemento Andino

El Brocal Galeno Marcobre Toromocho

Enero 45 3 86 78 0 11 12 10 5 10

Febrero 45 3 86 78 0 11 12 10 5 10

Marzo 45 3 86 78 0 11 12 10 5 10

Abril 45 3 86 78 0 11 12 10 5 10

Mayo 45 3 86 78 0 11 12 10 5 10

Junio 45 3 86 78 0 11 12 10 5 10

Julio 45 3 86 78 0 11 12 10 5 10

Agosto 45 3 86 78 0 11 12 10 5 10

Septiembre 45 3 86 78 15 11 12 10 5 10

Octubre 45 3 86 78 15 11 12 10 5 10

Noviembre 45 3 86 78 15 11 12 10 5 10

Diciembre 45 3 86 78 15 11 12 10 5 10


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ANEXO 7

DESPACHOS DE GENERACIÓN

Central Avenida Estiaje

Máxima demanda

Media demanda

Mínima demanda

Máxima demanda

Media demanda

Mínima demanda

Aguaytía TG1 85.0 85.0 40.0 85.0 85.0 85.0

Aguaytía TG2 85.0 85.0 40.0 85.0 85.0 85.0

Arcata 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4

Aricota 31.0 9.5 3.2 21.0 9.5 3.2

Bellavista_1 0.0 0.0 0.0 1.7 1.7 0.0

Bellavista_2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Cahua 42.0 42.0 42.0 21.7 21.7 21.7

Callahuanca 77.0 77.0 77.0 69.4 69.4 56.9

Caña Brava 5.3 5.3 5.3 3.3 2.5 0.7

Cañón del Pato 246.0 246.0 204.6 138.1 84.7 72.0

Carhuaquero 103.0 103.0 103.0 48.5 36.6 10.0

Chancay 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Charcani IV 14.5 11.9 6.0 11.8 8.7 6.0

Charcani V 132.1 140.6 10.1 82.3 68.6 10.1

Charcani VI 8.9 8.9 4.6 8.9 6.6 4.6

Charcani_1-3 6.9 6.9 5.3 5.3 5.3 5.3

Chiclayo Oeste 7.8 0.0 0.0 6.0 6.0 6.0

Chilca TG1 170.0 170.0 95.0 170.0 170.0 170.0

Chilca TG2 170.0 170.0 95.0 170.0 170.0 170.0

Chilca TG3 190.0 190.0 0.0 190.0 190.0 190.0

Chilina -Sulzer 1,2 0.0 0.0 0.0 5.2 5.2 5.2

Chilina TV 2 0.0 0.0 0.0 6.0 6.0 6.0

Chilina TV 3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Chimay 150.0 150.0 150.0 150.0 65.5 0.0

Chimbote G3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Curumuy 3.1 3.1 3.1 0.0 0.0 0.0

Etanol (*) 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0

Gallito Ciego 22.0 22.0 22.0 12.0 12.0 12.0

Huampaní 29.8 30.1 30.1 26.8 26.8 26.8

Huanchor 17.9 17.9 17.9 15.9 15.9 15.9

Huinco 219.0 219.0 157.0 159.1 218.0 30.0

Ilo 2 133.0 133.0 112.9 133.0 133.0 132.0

Ilo CATKATO 0.0 0.0 0.0 3.0 3.0 3.0

Ilo TG1 0.0 0.0 0.0 33.0 33.0 0.0

Ilo TG2 0.0 0.0 0.0 33.0 33.0 10.0

Ilo TV2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Ilo TV3 15.0 15.0 15.0 65.6 65.6 64.6

Ilo TV4 0.0 0.0 0.0 24.4 24.4 25.4

Independencia 22.9 22.9 0.0 22.9 22.9 22.9

Kallpa CC 0.0 0.0 0.0 840.0 840.0 840.0

Kallpa TG1 172.0 172.0 95.0 0.0 0.0 0.0

Kallpa TG2 188.0 188.0 131.7 0.0 0.0 0.0

Kallpa TG3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

La Joya 6.0 6.0 6.0 3.0 3.0 3.0

Las Flores TG1 183.1 0.0 0.0 198.0 198.0 0.0

Machu Picchu 86.8 86.8 86.8 85.8 85.8 84.8

Malacas TG1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Malacas TG2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Malacas TGN4 72.0 87.0 0.0 87.0 87.0 87.0


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Malpaso 4.0 46.0 4.0 34.6 30.4 4.0

Mantaro 553.1 572.9 568.1 575.0 582.6 378.7

Matucana 126.0 126.0 126.0 86.4 86.4 63.0

Mollendo 1, 2, 3 8.5 8.5 0.0 9.0 9.0 9.0

Moyopampa 64.7 64.7 64.7 63.0 63.0 63.0

Oquendo 27.0 27.0 27.0 27.0 27.0 27.0

Oroya_Pachachaca 18.0 18.0 18.0 10.3 10.3 10.3

Paramonga TV (*) 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0

Pariac 4.5 4.5 4.5 1.0 1.0 1.0

Pisco TG1 34.4 34.4 5.0 34.4 34.4 34.4

Pisco TG2 34.5 34.5 5.0 34.5 34.5 34.5

Piura TG 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Piura1 0.0 0.0 0.0 3.0 3.0 3.0

Piura2 0.0 0.0 0.0 1.3 1.3 0.0

Platanal 220.0 220.0 220.0 70.2 93.4 0.0

Poechos 10.0 4.0 4.0 10.0 0.0 0.0

Restitución 184.6 184.6 184.6 184.6 184.9 123.1

San Gabán II 110.0 110.0 110.0 71.5 41.2 30.0

San Nicolás CUMM 0.0 0.0 0.0 1.2 1.2 0.0

San Nicolás TV1 10.0 10.0 10.0 15.0 15.0 10.0

San Nicolás TV2 10.0 10.0 10.0 15.0 15.0 10.3

San Nicolás TV3 11.0 11.0 11.0 22.0 22.0 22.0

Santa Cruz 13.8 13.8 13.8 6.0 6.0 6.0

Santa Rosa TG7 0.0 0.0 0.0 118.0 0.0 0.0

Santa Rosa TG8 194.1 199.0 135.0 0.0 0.0 0.0

Santa Rosa UTI_5 43.3 46.0 0.0 46.0 0.0 43.1

Santa Rosa UTI_6 0.0 0.0 0.0 0.0 46.0 30.0

Solar Majes 0.0 0.0 0.0 0.0 16.0 0.0

Solar Repartición 0.0 0.0 0.0 0.0 16.0 0.0

Tablazo 29.0 29.0 0.0 29.4 29.4 29.4

Taparachi_1 0.0 0.0 0.0 4.5 4.5 4.5

Trujillo Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Tumbes 0.0 0.0 0.0 16.0 16.0 16.0

Ventanilla TG3 154.0 154.0 90.0 154.0 154.0 154.0

Ventanilla TG4 150.0 150.0 90.0 150.0 150.0 150.0

Ventanilla TV 162.0 162.0 110.0 162.0 162.0 162.0

Wartsila 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Yanango 42.0 42.0 42.0 8.8 8.8 8.8

Yaupi 105.0 105.0 106.0 91.8 83.9 24.4

Yuncán 132.0 132.0 133.0 95.6 87.0 22.0

(*) Inyección neta.


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ANEXO 8

PROTECCIONES PROPIAS DE GRANDES CLIENTES

Protecciones de mínima tensión del cliente Cerro Verde

Equipo Desconexión

(MW) Umbral

(kV) Temporización

(ms)

Molino 1 12 18,78 33

Molino 2 12 18,78 33

Molino 3 12 18,78 33

Molino 4 12 18,78 33

Protecciones de mínima tensión del cliente Antamina

Equipo Desconexión

(MW) Umbral

(kV) Temporización

(ms)

Molino SAG 20,142 18,4 20

Molino bolas 1 11,19 18,4 20

Molino bolas 2 11,19 18,4 20

Molino bolas 3 11,19 18,4 20

Protecciones de mínima tensión de usuarios del Área Norte

Cliente Desconexión

(MW) Umbral

(kV) Temporización

(s)

Yanacocha 6 19,47 0,0

Gold Mill 15 19,47 0,0

Cerro Corona 15 11,73 0,1

Sider Perú 25 12,10 3,0

Cementos Pacasmayo Toda la carga 49,00 3,0

Protecciones de sobretensión de bancos y filtros de armónicos del Área Norte

SE Denominación MVAR Umbral

(kV) Temporización

(s)

La Pajuela

Banco 1 3,75 24,900 1,10

Banco 2 1,85 24,500 0,00

Banco 3 3,75 24,700 0,75

Banco 4 1,85 24,500 0,00

Gold Mill

Banco 1 IN-250 7 26,335 3,00

Banco 2 IN-251 6,7 26,335 3,00

Banco 3 IN-252 6 26,335 3,00

Banco 4 IN-253 4 26,335 3,00


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ANEXO 9

AUTOMATISMOS DE EQUIPOS DE COMPENSACIÓN

SE Equipo Ajustes de Sobretensión Ajustes de Mínima Tensión

Azángaro R-14

(20 MVAR)

U>> tU>> U<< tU<<

148 kV 2 s. 124 kV 2 s.


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ANEXO 10

LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES AL INFORME PRELIMINAR

I.1 OBSERVACIONES DE EDEGEL

Respuesta:

En el Anexo 2 (no 1) se presenta los ajustes de mínima frecuencia de las unidades de generación del SEIN que han sido incorporados al modelo dinámico utilizado en el Estudio. Los demás umbrales por frecuencia aludidos en la observación, no tienen señal de disparo sino que dan alarma solamente; por ese motivo no requieren ser modelados.

Respuesta:

Los ajustes indicados en el Anexo 3 (no 2) corresponden a protecciones propias. Para evitar confusiones, se ha aclarado esto en el título del Anexo 3. La función de control de la unidad TG7 de Santa Rosa no ha sido incluida en el modelo dinámico porque no se tiene detalles específicos de su lógica y porque el EDAGSF propuesto no permite que la frecuencia llegue a 62,1 Hz. Al no haberse modelado este control, no está incluido en el Anexo 3.

Respuesta:

Los ajustes indicados en el Anexo 4 (no 2) sí coinciden con los ajustes informados por EDEGEL.

I.2 OBSERVACIONES DE ENERSUR

1. El Estudio Preliminar no ha considerado el escenario: “Salida de servicio de ILO2 por

Overhaul durante la avenida 2012 y/o salida por despacho”. Tener en cuenta que en el Estudio para el año 2011 el COES simuló el escenario de avenida 2011 con un flujo de 300 MW e Ilo2 fuera de servicio, así mismo simuló el estiaje 2011 con un flujo de 471 MW por la interconexión Mantaro-Socabaya. Como resultado de estas simulaciones el esquema de rechazo de carga por frecuencia para el Área Sur


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fue modificado agregando un nuevo escalón de rechazo (6° escalón, 58.0 Hz, 0.15 seg., 17% de rechazo). Asimismo en el estudio preliminar para el año 2012 el COES no ha simulado el escenario de Avenida 2012 con Ilo2 fuera de servicio por Overhaul o salida de servicio por despacho (flujo de 460 MW en la interconexión), en consecuencia no se puede asegurar que el estudio cumpla con su finalidad de prevenir el colapso del Área Sur ante eventos de pérdida de la interconexión cuando el sistema opere bajo el escenario indicado. Respuesta: Se elaboró un caso de sensibilidad con la central Ilo 2 fuera de servicio, un flujo de 460 MW en la interconexión Centro-Sur, en un escenario de mínima demanda (que ofrece el menor rechazo disponible). Como se documenta en el presente informe, la frecuencia se recuperó satisfactoriamente. 2. Para la contingencia crítica “Pérdida del enlace Mantaro-Socabaya 220 kV” , el

estudio no plantea alternativas o medidas de corrección en las siguientes conclusiones :

La implementación incompleta del ERACMF propuesto podría producir la salida de la C.T. ILO2 por actuación de la protección de mínima frecuencia.

Respuesta: No hay alternativa a la implementación de los esquemas. Esta es responsabilidad de las empresas y OSINERGMIN la fiscaliza.

La actuación correcta del ERACMF produciría sobretensiones en las redes de 138 kV.

Respuesta: Las medidas operativas para mitigar las sobretensiones corresponden a la fase de restablecimiento, que tiene lugar después de la actuación del ERACMF. En tal sentido, estas medidas serán analizadas en el Plan de Restablecimiento del SEIN que elabora el COES.

Puede producirse pérdidas de sincronismo de las unidades en la zona Sur. El caso en que se observó la pérdida de sincronismo fue el de mínima demanda en avenida. Se ha encontrado que reduciendo el flujo a 400 MW (en Socabaya), el sincronismo se mantiene. En tal sentido, en el presente informe se recomienda que el flujo en Socabaya sea limitado a 400 MW para esas condiciones de demanda e hidrología. Por lo indicado solicitamos a ustedes que en la observación 1 se simule el escenario tal como se hizo en el estudio del año anterior y recomienden las medidas necesarias para garantizar la estabilidad de frecuencia del sistema, más aún si el COES propone en este estudio reducir el 6° escalón del esquema del Área Sur del 17% al 12%.


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En relación a la observación 2 solicitamos que se replantee el estudio o en todo caso se proponga medidas operativas para evitar salidas de unidades de generación.

Respuesta: Se ha atendido lo solicitado.

I.2 OBSERVACIONES DE REP

Respuesta: El archivo pfd utilizado para el desarrollo del Estudio se publicará en la página web del COES.

Respuesta:

El modelo ha sido validado en estudios anteriores.

Respuesta:

El presente Estudio de RACG considera el límite de transmisión de 460 MW medido en la barra de Socabaya, que ha sido aprobado en la resolución COES Nº 008-2011. De acuerdo al informe que sustenta dicha resolución, ese flujo es equivalente a 505 MVA en la misma barra.


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Respuesta: Las observaciones de este numeral no están referidas al Estudio de RACG 2012, que es motivo del presente informe. De todos modos, se toma nota de ellas.

Respuesta:

Los eventos que han permitido definir las unidades que conforman el EDAGSF son los que se indican en el numeral 12 del presente informe.

Respuesta:

El ERACMT de la zona de Lima se modificó por última vez, en coordinación con las empresas involucradas, tomando como base el Estudio de RACG del año 2008 y se ha mantenido como tal por las razones expuestas en el numeral 7 del presente informe. En tal sentido, por favor, remitirse al Estudio de RACG del año 2008 para una referencia de los eventos que fueron considerados en el diseño de este esquema.


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Respuesta: Este fue un error de edición que se ha corregido en el presente informe. La línea a la que se quería hacer referencia en todos los casos era la L-2054.

Respuesta: La desconexión de la línea L-2238 no provoca separación de sistemas y por lo tanto no es un evento que deba considerarse en el presente Estudio.

I.2 OBSERVACIONES DE QUIMPAC

Respuesta: Se ha actualizado el Anexo 6 conforme a la observación.


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REFERENCIAS [1] Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN para el año 2011,

Setiembre 2010. [2] Protection of Steam Turbine Generators During Abnormal Frequency Conditions”,

Protective Relaying Conference, 1974. [3] C37.106 - IEEE Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating

Plants“, 2004.

[4] Resolución Nº008-2011-D/COES del 08.08.2011. [5] Informe Final Estudio de Rechazo de Carga/Generación del SEIN año 2003, CESI,

Febrero 2003. [6] “Voltage and Reactive Power for Planning and Operation”, H. Clark, Curso

Internacional, Portland, Oregon, Julio 2006.

SNP-029-2011 Informe Final ERACG 2012

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