© todos los derechos reservados por interconexión eléctrica s.a. e.s.p informe final del estudio...
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Informe Final del Estudio Informe Final del Estudio “Actualización del Esquema “Actualización del Esquema de Rechazo Automático de de Rechazo Automático de
Carga/ Generación del SEIN –Carga/ Generación del SEIN –
año 2005”año 2005”
Lima, Septiembre 22 de 2004Lima, Septiembre 22 de 2004
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ContenidoContenido
1.1. Objetivo de la ConsultoríaObjetivo de la Consultoría
2.2. Actualización Esquema de Actualización Esquema de Rechazo Rechazo Automático de Carga/Generación del Automático de Carga/Generación del SEIN Año 2005SEIN Año 2005
3.3. Conclusiones Conclusiones
4.4. RecomendacionesRecomendaciones
5.5. ComentariosComentarios
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Objetivo de la Objetivo de la ConsultoríaConsultoría
En el encargo recibido del COES se nos pidió:
a) Revisar y actualizar el esquema de rechazo de carga/generación obtenido en el estudio de CESI, para otorgar seguridad operativa al SEIN en casos de déficit o superávit de generación, provocados por los eventos del sistema y limitar las interrupciones de los suministros de energía a los valores mínimos necesarios, así como mantener la integridad del SEIN. En ese sentido, la operación del esquema de rechazo propuesto debe evitar las sobrecargas en las unidades de generación, transformadores de potencia y líneas de transmisión del sistema; asimismo, permitirá distribuir de manera equitativa entre los principales clientes del sistema, los beneficios y los costos de la seguridad del SEIN.
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Objetivo de la Objetivo de la ConsultoríaConsultoría
b) Considerar en la actualización el efecto de la operación de la C.T. Ventanilla y la interconexión radial con Ecuador, para el suministro de la carga de la subestación Machala.
c) Mantener, en la medida de lo posible, la estructura existente del esquema cumpliendo con los criterios de seguridad
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Actualización Esquemas de Actualización Esquemas de Rechazo Automático Rechazo Automático de de
Carga por Mínima Carga por Mínima Frecuencia y Rechazo de Frecuencia y Rechazo de
Generación por Generación por SobrefrecuenciaSobrefrecuencia
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Metodología
BD, Montaje y Sintonización del
SEIN
ESQUEMAS RCMF Y RGSF
ESQUEMA RECOMENDADO
Análisis Modal
Ajuste del Modelo de
Carga
Definición de Escenarios y
Eventos
Simulaciones y Análisis de Resultados
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Criterios Generales
Criterios ERCMF
El Esquema de Rechazo de Carga por Mínima Frecuencia –ERCMF- es la estrategia de protección de respaldo para mantener la frecuencia del SEIN en valores operativos frente a desbalances generación-demanda provocados por eventos de pérdida de unidades de generación o fraccionamiento de la red.
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Criterios Generales
Criterios ERGSF
El esquema de Rechazo de Generación por Sobrefrecuencia está integrado al esquema de protección de activos de generación con el objetivo fundamental de preservar las condiciones de suministro en áreas aisladas resultado de la evolución de eventos en el SEIN.
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Criterios Generales
Por sus características de protección de respaldo y su aporte a la seguridad en la operación del sistema, son esquemas necesarios, y por tanto, deben instalarse en el sistema de manera acordada entre el COES y las Empresas del SEIN.
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Modelo de la Carga
La carga puede representarse mediante modelos polinomiales o a través de modelos exponenciales de la forma:
fVV kpppPP pf 1
32
2
10
fVV kqqqQQ qf 1
32
2
10
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Modelo de la Carga
Se ha utilizado un modelo de carga en el Digsilent equivalente al usado por CESI.
m
PP
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Análisis Modal
Algunos modos de oscilación electromecánicos tienen impacto en la operación de los esquemas de control de frecuencia. Por lo tanto, se hace necesario realizar un análisis modal del SEIN para caracterizar tales modos de oscilación, fundamentalmente los modos interárea.
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Análisis Modal
Modo 227Frecuencia 0.66 Hz : 3.530 %
-0.45
-0.289 -0.263 -0.262-0.252-0.192 -0.192 -0.192-0.192 -0.19 -0.19 -0.19 -0.176 -0.171 -0.17
0.165 0.1650.221 0.221 0.221
0.259 0.284
0.787
1
-1
-0.8
-0.6
-0.4
-0.2
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
sym
tvc
ara
sym
ch
avg
3
sym
ven
t_d
sym
ven
t_c
sym
gd
mo
ll2
sym
sam
1
sym
sam
4
sym
sam
3
sym
sam
2
sym
sam
5
sym
sam
6
sym
sam
7
sym
ari
c1a
sym
ilo
tv3
sym
ilo
tv4
sym
ag
ua1
3a
sym
ag
ua1
3b
sym
car
h1
sym
car
h2
sym
car
h3
sym
ctt
um
10a
sym
cu
rm10
b
sym
tal
ara1
3
sym
mal
acas
3
Modo Zona Norte vs Zona Sur
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Identificación Modal
30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]
-36.00
-39.00
-42.00
-45.00
-48.00
-51.00
lne CAM_COT_22: Active Power/Terminal i in MW
lne COT_SOC_21: Active Power/Terminal i in MW
2.551 s-45.071 MW
4.086 s-45.790 MW
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G26
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Disparo Una Unidad de Mantaro (Sam)
Date:
Annex: /33
DIg
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Identificación modal Cotaruse - Socabaya
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Identificación ModalIdentificación modal Generación Talara
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
120.00
100.00
80.00
60.00
40.00
20.00
0.00
sym cpato1: Active Power in MW
sym talara13: Active Power in MW
12.753 s92.604 MW
14.548 s92.693 MW
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G2
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Disparo Tres Unidades de Mantaro (Sam)
Date:
Annex: /9
DIg
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Identificación ModalIdentificación modal Oscilación Norte - Sur
RESULTADOS SIMULACIÓN EVENTO EV2 (3U DE MANTARO)IDENTIFICACIÓN MODAL
128
133
138
143
148
0 5 10 15 20 25 30
Tiempo (s)
Po
ten
cia
(M
W)
70
75
80
85
90
95
Po
ten
cia
(M
W)
sym tvcara Active Power in MW
sym talara13 Active Power in MW
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Escenarios considerados
NOMBRE DEL CASO AÑO HIDROLOGIA DEMANDADESPACHO
(MW)DEMANADA
(MW)
Estiaje 04 Max MAXIMA 3190 3025
Estiaje 04 Med MEDIA 2917 2771
Estiaje 04 Mn MÍNIMA 1726 1636
Avenida 05 Max MAXIMA 3246 3060
Avenida 05 Med MEDIA 3004 2829
Avenida 05 Mn MÍNIMA 2055 1923
Estiaje 05 Max MAXIMA 3309 3116
Estiaje 05 Med MEDIA 3026 2870
Estiaje 05 Mi MÍNIMA (Mi) 2055 1933
Estiaje 05 Mn MÍNIMA (Mn) 1791 1671
2004 ESTIAJE
AVENIDA
ESTIAJE
2005
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Eventos considerados en el estudio
•Eventos para ERCMF & ERGSFEventos para ERCMF & ERGSFEvento Descripción
1 Disparo Una Unidad de Mantaro (Sam)2 Disparo Tres Unidades de Mantaro (Sam)3 Disparo Cuatro Unidades de Mantaro (Sam)4 Disparo la central Mantaro (Sam)5 Disparo Dos Unidades de Restitución (Ron)6 Disparo Centrales Mantaro y Restitución (Sam
y Ron)7 Disparo Central de Aguaytía8 Disparo Central de ILO2 (Tvcara)9 Disparo Una Unidad de Ventanilla
10 Disparo central Ventanilla11 Disparo central Huinco12 Disparo central Talara13 Disparo central San Gabán14 Disparo Central Cañón del Pato15 Disparo Charcani v16 Disparo de la Interconexión Socabaya-Cotaruse17 Disparo de la Línea Chimbote-Paramonga18 Disparo de la S/E Chimbote, 220 kv19 Disparo de la Línea Trujillo – Guadalupe20 Disparo de la Línea Chiclayo-Piura21 Disparo en Tintaya de la Línea Quencoro-
Tintaya, 138 kv.
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ERCMF RECOMENDADO POR CESI
EscalónDesconexión
UmbralAcumulado
UmbralArranque
(%) (%) Hz s Hz/s s Hz/s s Hz/s s Hz
1 4.20 4.20 59.0 0.15 -1.40 0.40 -0.65 0.15 -1.10 0.15 59.80
2 7.80 12.00 58.9 0.15 -1.40 0.40 -0.65 0.15 -1.10 0.15 59.80
3 10.00 22.00 58.8 0.15 -1.80 0.40 -0.65 0.15 -1.10 0.15 59.80
4 10.00 32.00 58.7 0.15 -1.10 0.15 -1.50 0.15 59.80
5 8.00 40.00 58.6 0.15 -1.40 0.15 -2.10 0.15 59.80
6 5.50 45.50 58.5 0.15
7 2.50 48.00 58.4 0.15 99.00 15.00 99.00 15.00 99.00 15.00 59.70
SEIN Zona Norte Zona Centro Zona Sur
ESQUEMA DE RECHAZO DE CARGA POR MÍNIMA FRECUENCIARECOMENDACIÓN CESI
Relé por Umbral Relé por derivada
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ERCMF VIGENTE
EtapaInformación
PerúDesconexión
UmbralDesconexión
DerivadaAcumulado
UmbralAcumulado
DerivadaArranque
(%) (%) (%) (%) Hz s Hz/s s Hz/s s Hz/s s Hz
Umbral&Derivada 2.23 2.23
Adicional 1.26 1.14
1 Total Etapa 3.49 3.36 3.49 3.36 59 0.15 -1.4 0.4 -0.65 0.15 -1.1 0.15 59.8Máximo Etapa 4.62 4.62
Umbral&Derivada 4.16 4.16
Adicional 2.36 2.09
2 Total Etapa 6.52 6.25 10.01 9.61 58.9 0.15 -1.4 0.4 -0.65 0.15 -1.1 0.15 59.8Máximo Etapa 8.61 8.61
Umbral&Derivada 5.51 5.51
Adicional 3.07 2.58
3 Total Etapa 8.59 8.09 18.60 17.71 58.8 0.15 -1.8 0.4 -0.65 0.15 -1.1 0.15 59.8Máximo Etapa 11.17 11.17
Umbral&Derivada 4.81 4.81
Adicional 3.68 2.78
4 Total Etapa 8.50 7.59 27.09 25.29 58.7 0.15 -1.1 0.15 -1.5 0.15 59.8Máximo Etapa 11.27 11.27
Umbral&Derivada 3.66 3.66
Adicional 2.97 2.17
5 Total Etapa 6.63 5.83 33.72 31.13 58.6 0.15 -1.4 0.15 -2.1 0.15 59.8Máximo Etapa 8.80 8.80
Umbral&Derivada 0.00 0.00
Adicional 4.53 0.00
6 Total Etapa 4.53 0.00 38.25 31.13 58.5 0.15Máximo Etapa 4.53 4.53
Umbral&Derivada 0.31 0.31
Adicional 1.78 0.01
7 Total Etapa 2.09 0.32 40.35 31.45 58.4 0.15 99 15 99 15 99 15 59.7Máximo Etapa 2.10 2.10
ESQUEMA DE RECHAZO DE CARGA POR MÍNIMA FRECUENCIAESQUEMA PARA VERIFICACIÓN
Relé por Derivada
SEIN
Relé por Umbral
Zona Norte Zona Centro Zona Sur
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ESQUEMA CESI vs ESQUEMA VIGENTE
Principales diferencias entre la propuesta de CESI y el Esquema Vigente:
El Esquema Vigente presenta porcentajes de desconexión por etapa ligeramente menores
El Esquema Vigente modifica la Etapa 7 de CESI, en la cual elimina la etapa de restitución por derivada y mantiene la desconexión por umbral para eventos mayores.
El Esquema Vigente se ajusta más a las condiciones discretas de la carga del SEIN.
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Estructura del ERCMF VERIFICACIÓN DEL ERCMF
ESTRUCTURA DEL ESQUEMA
58.2
58.8
59.4
60
60.6
0 5 10 15 20 25 30
Tiempo (s)
Fre
cu
en
cia
(H
z)
ETAPAS UMBRAL ERCMF
DERIVADA DE FRECUENCIA
AV05MX_EV6
EVENTO 16DISPARO SANTA ROSA
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ERGSF VIGENTE
Este esquema se fundamenta en tres principios característicos del SEIN: El primero se relaciona con los esquemas de protección de las unidades de generación por sobrefrecuencia que admiten temporizaciones máximas del orden de 15 segundos en el rango de frecuencia entre 61 Hz y menores a 63 Hz y apertura instantánea para frecuencias mayores o iguales a 63 Hz; El segundo está relacionado con la experiencia operativa que muestra como probables los aislamientos de los Sistemas Sur o Norte del resto del SEIN ante eventos principalmente de red; Y el tercer principio es el de intentar preservar el suministro aún en zonas aisladas como consecuencia de pérdida de elementos del sistema.
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ERGSF VIGENTE
Central Unidad
(%) Df/Dt (Hz/s) f (Hz) f (Hz/s) T (s) f (Hz/s) T (s)
Sistema SUR
San Gabán 2a. 1.19 61 62.50 0.30
Machupichu 2a. 62.60 0.50 61.00 10.00
Machupichu 3a. 61.00 20.00 Sistema NORTE
Malacas 1a. 61.00 5.00
Malacas 2a. 2.00 60.2 61.60 0.30
Malacas 3a. 2.00 60.2 61.60 0.30
Cañón de Pato 2a. 1.10 60.2 61.90 0.30
Cañón de Pato 4a. 0.70 60.5 62.20 0.30
Carhuaquero 2a. 1.70 60.2 62.50 0.30
Carhuaquero 3a. 1.20 60.5 61.00 15.00
Gallito Ciego 1a. 61.00 10.00
Gallito Ciego 2a. 62.30 0.30
Tumbes 2a. 61.70 0.20
Cempacas 2a. 61.70 0.20
Cempacas 3a. 61.70 0.20
Piura 3a. 61.70 0.20
Piura 4a. 61.70 0.20
0.20
0.50
ESQUEMA PARA VERIFICACIÓN
0.50
0.40
0.50
0.20
T (s)
0.60
Umbral 1 Umbral 2Condición de Derivada
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REGULACIÓN PRIMARIARESPUESTA DE REGULACIÓN PRIMARIA
ZONA NORTE Y AGUAYTÍA - EST04MX - EV1 - UNA UNIDAD DE MANTARO
59.3
59.4
59.5
59.6
59.7
59.8
59.9
60
60.1
0 5 10 15 20 25 30
Tiempo (s)
Fre
cuen
cia
(Hz)
0.6
0.63
0.66
0.69
0.72
0.75
0.78
0.81
0.84
Res
pu
esta
de
la T
urb
ina
(p.u
.)
SEPO220 Electrical Frequency in Hz
sym agua13a Turbine Power in p.u.
sym cpato1 Turbine Power in p.u.
sym talara13 Turbine Power in p.u.
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REGULACIÓN PRIMARIA
RESPUESTA DE REGULACIÓN PRIMARIAZONA CENTRO - EST04MX - EV1 - UNA UNIDAD DE MANTARO
59.3
59.4
59.5
59.6
59.7
59.8
59.9
60
60.1
0 5 10 15 20 25 30
Tiempo (s)
Fre
cuen
cia
(Hz)
0.4
0.47
0.54
0.61
0.68
0.75
0.82
0.89
0.96
Res
pu
esta
de
la T
urb
ina
(p.u
.)
SJNLS220 Electrical Frequency in Hz
sym chimay1 Turbine Power in p.u.
sym huin1 Turbine Power in p.u.
sym mat12a Turbine Power in p.u.
sym moyo1 Turbine Power in p.u.
sym ron1 Turbine Power in p.u.
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REGULACIÓN PRIMARIA
RESPUESTA DE REGULACIÓN PRIMARIAZONA SUR - EST04MX - EV1 - UNA UNIDAD DE MANTARO
59.3
59.4
59.5
59.6
59.7
59.8
59.9
60
60.1
0 5 10 15 20 25 30
Tiempo (s)
Fre
cuen
cia
(Hz)
0.6
0.66
0.72
0.78
0.84
0.9
0.96
1.02
1.08
Re
sp
ue
sta
de
la
Tu
rbin
a (
p.u
.)
SGAB138 Electrical Frequency in Hz
sym chavg3 Turbine Power in p.u.
sym mach1 Turbine Power in p.u.
sym sgab1 Turbine Power in p.u.
sym tvcara Turbine Power in p.u.
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RESPUESTA DEL MODELO ANTE EVENTOS
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
60.25
60.00
59.75
59.50
59.25
59.00
SJNLS220: U1_MANTARO
SJNLS220: AP_ILO2
SJNLS220: AP_SANGABAN
Evento16: AP_STAROSAEvento17: AP_SANGABAN
SJNLS220: AP_TALARA
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G17
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Análisis de Resultados
Date:
Annex: /24
DIg
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EFECTO INTERCONEXIÓN CON ECUADOR
El impacto de la Interconexión Radial con Ecuador se refleja en los despachos considerados por COES y en la respuesta de los esquemas de frecuencia.
Para efectos de la simulación de eventos y prueba de los esquemas de frecuencia se considera la desconexión de la interconexión mediante relés de frecuencia con ajustes de umbral en 59.0 Hz y una temporización de 0.15 segundos y por derivada con una pendiente de -1.1 Hz/s y una temporización de 0.15 segundos. Estos ajustes establecen coherencia con las respuestas de frecuencia de las diversas zonas del SEIN frente a desbalances generación - demanda. El esquema de rechazo de carga por mínima tensión recomienda una desconexión por baja tensión con umbrales y temporizaciones allí indicadas y que impactan la operación de la Zona Norte frente a eventos de generación y de red con caída apreciable de la tensión.
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RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
1.08
1.04
1.00
0.96
0.92
0.88
0.84
CHIM220: Voltage, Magnitude in p.u.
SEGUA220: Voltage, Magnitude in p.u.SEPO220: Voltage, Magnitude in p.u.
ZORRI220: Voltage, Magnitude in p.u.
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G12
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Disparo La Central Mantaro (Sam)
Date:
Annex: /19
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Respuesta Oscilatoria de Tensión Zona Norte
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RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNRespuesta Oscilatoria de Frecuencia Zona Norte
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
60.80
60.40
60.00
59.60
59.20
58.80
58.40
CHIM220: Electrical Frequency in Hz
SEGUA220: Electrical Frequency in HzSEPO220: Electrical Frequency in Hz
ZORRI220: Electrical Frequency in Hz
2.755 s58.877 Hz
13.779 s60.667 Hz
29.879 s59.783 Hz
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G18
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Disparo La Central Mantaro (Sam)
Date:
Annex: /25
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RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNComportamiento de la Frecuencia en la Zona Norte
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
61.00
60.50
60.00
59.50
59.00
58.50
SEPO220: 3U_MANTARO
SEPO220: 4U_MANTARO
SEPO220: CEN_MANTARO
SEPO220: MANT_RESTSEPO220: CEN_AGUAYTIA
SEPO220: CEN_VENTANI
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G50
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Análisis de Resultados
Date:
Annex: /57
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RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNComportamiento de la Frecuencia en la Zona Centro
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
61.00
60.50
60.00
59.50
59.00
58.50
SJNLS220: 3U_MANTARO
SJNLS220: 4U_MANTARO
SJNLS220: CEN_MANTARO
SJNLS220: MANT_RESTSJNLS220: CEN_AGUAYTIA
SJNLS220: CEN_VENTANI
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G51
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Análisis de Resultados
Date:
Annex: /58
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RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNComportamiento de la frecuencia en la Zona Sur
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
61.00
60.50
60.00
59.50
59.00
58.50
SOCA220: 3U_MANTARO
SOCA220: 4U_MANTARO
SOCA220: CEN_MANTARO
SOCA220: MANT_RESTSOCA220: CEN_AGUAYTIA
SOCA220: CEN_VENTANI
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G52
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Análisis de Resultados
Date:
Annex: /59
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RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNSobrefrecuencia y Respuesta del ERGSF en la Zona Norte
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
63.00
61.90
60.80
59.70
58.60
57.50
SEPO220: 1U_MANTARO
SEPO220: AP_ILO2
SEPO220: AP_TALARA
SEPO220: COT_SOCABAYASEPO220: CHIM_PARAMONGA
SEPO220: TRUJILLO_GUAD
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G53
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Análisis de Resultados
Date:
Annex: /60
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RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNSobrefrecuencia y Respuesta del ERGSF en la Zona Centro
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
60.35
60.00
59.65
59.30
58.95
58.60
SJNLS220: 1U_MANTARO
SJNLS220: AP_ILO2
SJNLS220: AP_TALARA
SJNLS220: COT_SOCABAYASJNLS220: CHIM_PARAMONGA
SJNLS220: TRUJILLO_GUAD
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G54
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Análisis de Resultados
Date:
Annex: /61
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RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNSobrefrecuencia y Respuesta del ERGSF en la Zona Sur
30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]
62.60
61.88
61.16
60.44
59.72
59.00
SOCA220: 1U_MANTARO
SOCA220: AP_ILO2
SOCA220: AP_TALARA
SOCA220: COT_SOCABAYASOCA220: CHIM_PARAMONGA
SOCA220: TRUJILLO_GUAD
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G55
Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Análisis de Resultados
Date:
Annex: /62
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ANÁLISIS DE RESULTADOS
MWGENERACIÓN 3189
DEMANDA SEIN 3024PÉRDIDAS SEIN 165
DEMANDA ECUADOR 82
EVENTO 1 Etapa Umbral Df/ dt TotalDISP. 1 UNIDAD DE MANTARO 95 1
Desbalance 2.98% 2Frecuencia mínima 59.37 3Frecuencia máxima 60.05 4 0.00% 0.00% 0.00%
Disparo Ecuador No 5 0.00% 0.00% 0.00%Opera el Esquema RGSF Nó 6 0.00% 0.00% 0.00%
7 0.00% 0.00% 0.00%Totales 0.00% 0.00% 0.00%
EVENTO 2 Etapa Umbral Df/ dt TotalDISP. 3 UNIDADES DE MANTARO 285 1 3.48% 0.00% 3.48%
Desbalance 8.94% 2 6.25% 0.00% 6.25%Frecuencia mínima 58.77 3 0.25% 0.25%Frecuencia máxima 60.97 4 0.00% 0.00% 0.00%
Disparo Ecuador Umbral 5 0.00% 0.00% 0.00%Opera el Esquema RGSF No 6 0.00% 0.00% 0.00%
7 0.00% 0.00% 0.00%Totales 9.98% 0.00% 9.98%
ESTIAJ E DEMANDA MÁXIMA 2004
Actuación
Actuación
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ANÁLISIS DE RESULTADOS
MWGENERACIÓN 3006.86
DEMANDA SEIN 2828.97PÉRDIDAS SEIN 177.89
DEMANDA ECUADOR 53.3
EVENTO 1 Etapa Umbral Df/ dt TotalDISP. 1 UNIDAD DE MANTARO 101 1 0.00%
Desbalance 3.4% 2 0.00%Frecuencia mínima 59.23 3 0.00%Frecuencia máxima 60.07 4 0.00% 0.00% 0.00%
Disparo Ecuador No 5 0.00% 0.00% 0.00%Opera el Esquema RGSF No 6 0.00% 0.00% 0.00%
7 0.00% 0.33% 0.33%Totales 0.00% 0.33% 0.33%
EVENTO 2 Etapa Umbral Df/ dt TotalDis. de tres unidades de Mantaro 300 1 3.1% 0.0% 3.10%
Desbalance 10.0% 2 5.4% 0.0% 5.46%Frecuencia mínima 58.74 3 7.8% 0.0% 7.83%Frecuencia máxima 62.08 4 0.00% 0.00% 0.00%
Disparo Ecuador Umbral 5 0.00% 0.00% 0.00%Opera el Esquema RGSF Si 6 0.00% 0.00% 0.00%
7 0.00% 0.00%Totales 16.3% 0.09% 16.39%
AVENIDA DEMANDA MEDIA 2005
Actuación
Actuación
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ANÁLISIS DE RESULTADOS
Eventos Est04Mx Est04Md Est04Mn Av05Mx Av05Md Av05Mn Est05Mx Est05Md Est05MnEV1 Disparo Una Unidad de Mantaro (Sam) EV2 Disparo Tres Unidades de Mantaro (Sam) EV3 Disparo Cuatro Unidades de Mantaro (Sam) EV4 Disparo La Central Mantaro (Sam) EV5 Disparo Dos Unidades de Restitución (Ron) EV6 Disparo Centrales Mantaro y Restitución EV7 Disparo Central de Aguaytía EV8 Disparo Central de ILO2 (Tvcara) EV9 Disparo Una Unidad de Ventanilla
EV10 Disparo Central Ventanilla EV11 Disparo Central Huinco EV12 Disparo Central Talara EV13 Disparo Central San Gabán EV14 Disparo Central Cañón del Pato EV15 Disparo Charcani V EV16 Disparo de la Interconexión Socabaya-Cotaruse EV17 Disparo de la Línea Chimbote-Paramonga EV18 Disparo de la S/E Chimbote, 220 kV EV19 Disparo de la Línea Trujillo – Guadalupe EV20 Disparo de la Línea Chiclayo-Piura EV21 Disparo en Tintaya de la Línea Quencoro-Tintaya
Evolución del evento según los esquemas de frecuencia con mayor desconexión de carga esperada ó colapso de la zona aislada
Respuesta dentro de los criterios de los esquemas
VERIFICACIÓN DE LOS ESQUEMAS DE RECHAZO DE CARGA POR MÍNIMA FRECUENCIA Y RECHAZO DE GENERACIÓN POR SOBREFRECUENCIA
ESCENARIOS DE DEMANDA
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El modelaje del SEIN en el Digsilent refleja acertadamente la respuesta del sistema.
El esquema de rechazo automático de carga/generación vigente fue corroborado mediante mas de 200 casos de simulación realizados en Digsilent, y aunque en algunos casos la carga desconectada resulta superior al desbalance, su comportamiento es coherente con la estructura del esquema.
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La estructura del esquema vigente es adecuada, y en el caso de requerir cambios, éstos serán mínimos.
Se recomienda proceder con la implementación del esquema previo acuerdo entre el COES y las Empresas del SEIN.
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Actualización Esquema de Actualización Esquema de Rechazo Automático de Rechazo Automático de
Carga por MínimaCarga por Mínima Tensión Tensión
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Escenarios considerados
Se analizaron los escenarios de Se analizaron los escenarios de demanda máxima para periodos de demanda máxima para periodos de estiaje de los años 2004 y 2005.estiaje de los años 2004 y 2005.
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Eventos considerados en el estudio
Evento Descripción EQUIPO
1 San Juan – Pomacocha 1 a 220 kV Lne POM_SAN_21
2 San Juan – Pomacocha 1 y 2 a 220 kV Lne POM_SAN_21 y 22
3 Campo Armiño – pomacocha a 220 kV Lne CAM_POM_21
4 Campo Armiño – Independencia a 220 kV Lne IND_CAM_21
5 Campo Armiño – Huayucachi a 220 kV Lne CAM_HYU_21
6 Independencia – San Juan a 220 kV Lne IND_SAN_21
7 Callahuanca1 – Chavarria a 220 kV Lne EDE_CHA_21
8 Callahuanca1 – Callahuanca2 a 220 kV Lne EDE_CAL_21
9 Transformador de Chavarria Tr3 cha_2673
10 Central Huinco Sym huin1,2,3 y 4
11 Central Ventanilla Sym vent_c
12 Central Westinghouse Sym westing
sym vent_c y vent_d
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Subestaciones a monitorear
SUBESTACIÓN NIVEL DE TENSIÓN
BALNEARIOS 220 kV
BARSI 220 kV
CHAVARRIA 220 kV
ICA 220 kV
INDEPENDENCIA 220 kV
MARCONA 220 kV y 13.8 kV
SAN JUAN 220 kV
SANTA ROSA 220 kV
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Metodología
Sensibilidad dV/dP y dV/dQ
Curvas PV con eventos
Curvas QVEstabilidad Transitoria
Información Estadística
Esquema CESI
ESQUEMA RECHAZO DE CARGA POR MINIMA TENSIÓN
PROPUESTA DE ESQUEMA
PRUEBAS AL ESQUEMAEstabilidad de larga duración
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CALCULOS DE SENSIBILIDAD Valores DV/DPValores DV/DP Caso Base
BARRA VnominaldV/dP
promedioAumento en kV porcada MW Apagado
BELLA2.4 2.4 3.083 0.07ANDAY2 2.4 2.397 0.06CONCEPCION 6 0.654 0.04IPEN10 10 4.913 0.49PALPA 10 2.214 0.22PUQUIO 10 2.145 0.21SAN MATEO 10 1.387 0.14AYA10 10 1.376 0.14HUANT10 10 1.331 0.13JAUJA 10 1.187 0.12NAZCA 10 1.184 0.12MALA10 10 1.089 0.11BELLA UNION 10 1.052 0.11CHILCA10 10 0.708 0.07SEM_10 10 0.567 0.06ASN BARTOLO 10 0.412 0.04HUARL10 10 0.345 0.03ANCON10 10 0.300 0.03QUIMICA PACIFICO 10 0.277 0.03PLAN10 10 0.237 0.02JAUJA 13.2 0.877 0.12CONCEPCION 13.2 0.536 0.07SAN NICOLAS 13.8 0.585 0.08AYA23 23 2.260 0.52PUQUIO 0.44CANGALLO 0.36PALPA 0.34PUQUIO 1.14PALPA 0.71NAZCA 0.56BELLA UNION 0.48MALA60 0.43CHILCA60 0.30SAN NICOLAS 0.27MARCONA 0.20
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CURVAS PV
160515651525148514451405
1.0500
1.0000
0.950
0.900
0.850
0.800
45.000 1604.830 MW 0.842 p.u.
Lim
it x=
1580
.000
MW 0.854 p.u.
0.900 p.u.
0.961 p.u. 0.965 p.u. 0.967 p.u. 0.968 p.u. 0.971 p.u. 0.997 p.u.
41.000 1599.209 MW 0.799 p.u.
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación Curva PV Caso Base
PRUEBAS DE ESTABILIDAD DE VOLTAJE LIMA
Date:
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
160515651525148514451405
1.0300
0.973
0.916
0.859
0.802
0.745
x-Axis: U_P-Curve: Suma de Cargas de Lima [MW]
BAL220: Tensión p.u.
BARSI220: Tensión p.u.
CHAVA220: Tensión p.u.
ICA220: Tensión p.u.
IND220: Tensión p.u.
MARC220: Tensión p.u.
ROSA220: Tensión p.u.
SJNLS220: Tensión p.u.
SNICO13: Tensión p.u.
45.000 1604.830 MW 0.758 p.u.
45.000 1604.830 MW 0.842 p.u.
Lim
it x=
1580
.000
MW 0.854 p.u.
0.900 p.u.
0.961 p.u. 0.965 p.u. 0.968 p.u. 0.997 p.u.
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación Curva PV Caso Base
PRUEBAS DE ESTABILIDAD DE VOLTAJE LIMA
Date:
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
Carga inicial Carga inicial
Lima (1405 MW)Lima (1405 MW)
Carga MáximaCarga Máxima
Lima (1604 MW)Lima (1604 MW)
%1.141405
14051604 MWMWMARGEN
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Márgenes y tensiones obtenidos de las curvas PV
CASO BASE EVE1 EVE2 EVE3 EVE4 EVE5 EVE6 EVE7 EVE8 EVE9 EVE10 EVE11 EVE12 MIN
MW MAX 1620 1563 1491 1577 1501 1605 1577 1573 1564 1580 1474 1536 1540 1474
MARGEN 14.2% 11.2% 6.1% 12.2% 6.8% 15.3% 12.2% 11.9% 11.3% 12.4% 4.9% 9.3% 9.6% 4.9%
BAL220 0.944 0.940 0.935 0.947 0.964 0.942 0.939 0.945 0.946 0.946 0.951 0.950 0.947 0.935
BARSI220 0.944 0.944 0.944 0.947 0.965 0.944 0.940 0.940 0.944 0.940 0.946 0.946 0.945 0.940
CHAVA220 0.951 0.950 0.949 0.953 0.970 0.950 0.946 0.947 0.950 0.948 0.951 0.952 0.951 0.946
ICA220 0.927 0.930 0.930 0.928 0.892 0.911 0.933 0.939 0.934 0.941 0.962 0.943 0.942 0.892
IND220 0.969 0.968 0.964 0.968 0.936 0.960 0.971 0.976 0.972 0.978 0.990 0.977 0.977 0.936
MARC220 0.842 0.853 0.863 0.848 0.804 0.808 0.856 0.864 0.859 0.867 0.908 0.876 0.874 0.804
ROSA220 0.952 0.951 0.949 0.955 0.971 0.950 0.948 0.950 0.952 0.951 0.950 0.955 0.951 0.948
SJNLS220 0.951 0.946 0.940 0.953 0.969 0.948 0.945 0.951 0.952 0.952 0.956 0.956 0.953 0.940
SNICO13 0.758 0.784 0.811 0.774 0.715 0.695 0.786 0.800 0.794 0.803 0.879 0.823 0.820 0.695
MINIMO 0.758 0.784 0.811 0.774 0.715 0.695 0.786 0.800 0.794 0.803 0.879 0.823 0.820 0.695
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Margen de potencia antes del colapso
0 50 100 150 200 250
EVE10
EVE2
EVE4
EVE11
EVE12
EVE1
EVE8
EVE7
EVE3
EVE6
EVE9
EVE5
BASE
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TENSIONES MINIMAS ACEPTABLES EN OPERACIÓN
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CURVAS QV - Caso Base
-14
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0
0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1 1.05V [p.u.]
Mvar
San Nicolas 13.8 kVSan Nicolas 13.8 kV
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ANALISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIADisparo de la planta Huinco
20.0015.9811.967.9393.920-0.100 [s]
1.030
1.005
0.98
0.95
0.93
0.90
BAL220: Voltage, Magnitude in p.u.
BARSI220: Voltage, Magnitude in p.u.CHAVA220: Voltage, Magnitude in p.u.
ICA220: Voltage, Magnitude in p.u.
IND220: Voltage, Magnitude in p.u.
MARC220: Voltage, Magnitude in p.u.
ROSA220: Voltage, Magnitude in p.u.SJNLS220: Voltage, Magnitude in p.u.
SNICO13: Voltage, Magnitude in p.u.
V x
= 1
9.95
9 s
0.923 p.u. 0.925 p.u. 0.928 p.u. 0.929 p.u. 0.930 p.u. 0.938 p.u.
0.966 p.u.
0.987 p.u.
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación EVE10
Simulaciones de Estabilidad Transitoria Disparo de la Transformador de Chavarria
Date: 9/16/2004
Annex: /11
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Voltajes históricos subestación Chavarría
0% 0%
4%
9%
19%
44%
20%
2%1% 0%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
<=197 (197,200]
(200,203]
(203,206]
(206,209]
(209,212]
(212,215]
(215,218]
(218,221]
>221
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ESQUEMA PROPUESTO POR CESI
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ESQUEMA PROPUESTOEsquema RACMT
Esquema de rechazo de carga por mínima tensión comprende: Medidas correctivas automáticas que puedan
identificar un punto de operación inseguro para el sistema por estabilidad de tensión.
Mediante la apertura de cargas conectadas al sistema en subestaciones de 60 kV, permita alejar el punto de operación del sistema del punto de colapso de tensión.
Mejorar la tensión en las subestaciones más importantes del área de Lima.
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El esquema RACMT a implementar en sitio también depende de posibilidades prácticas de instalación de equipos dentro de las diferentes subestaciones para finalmente lograr implementar un esquema que sea selectivo y económico desde el punto de vista de inversión.
Esquema RACMT
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ESQUEMA PROPUESTOSELECCIÓN UMBRAL DE AJUSTE
Esquema RACMT
Las tensiones normales de operación de las subestaciones, partiendo de la información estadística presentada.
Tensiones obtenidas en las simulaciones de estabilidad transitoria, buscando no tener operaciones de los esquemas durante la ocurrencia de contingencias sencillas.
Tensiones seguras obtenidas de las curvas PV y QV que estén lo suficientemente alejadas del punto de colapso de tensión.
Tensiones mínimas desde el punto de vista de seguridad del sistema después de contingencias.
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ESQUEMA PROPUESTOSELECCIÓN TIEMPO DE RETARDO
Esquema RACMT
Se debe evitar la operación del esquema durante contingencias sencillas en el sistema de Generación y/o Transmisión.
Se debe evitar la operación del esquema durante oscilaciones electromecánicas de baja frecuencia, las cuales pueden llegar a tener una frecuencia mínima de oscilación de 0.5 Hz, correspondiente a un periodo de dos segundos.
La temporización de las etapas mas rápidas debe ser superior a las utilizadas en el esquema de Rechazo de Carga por Mínima Frecuencia.
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ESQUEMAS PROPUESTOS - Ajustes 0.92
AJ USTESEtapa 1 Etapa 2 Etapa 3
Subestación Equipos a Desconectar AjusteV
[p.u.]
Retardo [s]
AjusteV
[p.u.]
Retardo [s]
AjusteV
[p.u.]
Retardo [s]
CARGAMAXIMA
[MW]
3 Transformadores 60/10 kV 0.920 10 0.900 5 55
CHAVARRIACircuitos a Infanta y Naranjal 0.920 20 61
2 Transformadores 60/10 kV 0.925 12 0.900 7 27
BARSICircuito a Industrial 0.920 22 19
Circuitos a Barranco 0.920 14 0.900 9 37
BALNEARIOS3 Transformadores 60/10 kV a Cuartel 0.920 24 56
SANTA ROSACircuitos a Canto Grande yJ icamarca
0.920 18 40
SAN JUANTransformador 60/10 ycircuitos a Villa María
0.920 16 51
SANNICOLAS
10 MW de carga en lasubestación San Nicolás a 13.8kV
0.925 9 0.900 6 10
MARCONACircuito Marcona - Palpa a 60kV
0.925 10 0.925 8 5
COBRIZA I ICircuito Cobriza I I- Mollepata60 kV
0.850 10 11
PARQUEINDUSTRIAL
Circuito parque Industrial –Concepción - J auja
0.850 10 8
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ESQUEMAS PROPUESTOS - Ajustes 0.90
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PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTO
CASO DESCRIPCIÓN CASO DESCRIPCIÓN
1DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO SIN ESQUEMA
2DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO CON ESQUEMA
3
DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LAS LINEAS 1 Y 2 CAMPO ARMIÑO – POMACOCHA A 220 kV SIN ESQUEMA
4
DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LAS LINEAS 1 Y 2 CAMPO ARMIÑO – POMACOCHA A 220 kV CON ESQUEMA
5
DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LA LINEA CAMPO ARMIÑO – INDEPENDENCIA A 220 kV SIN ESQUEMA
6
DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LA LINEA CAMPO ARMIÑO – INDEPENDENCIA A 220 kV CON ESQUEMA
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PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTO Tensiones Finales (120 segundos)
EVENTO 1 EVENTO 2 EVENTO 3 EVENTO 1 EVENTO 2 EVENTO 3 EVENTO 1 EVENTO 2 EVENTO 3
BALNEARIOS 0.986 0.909 0.835 0.868 0.925 0.93 0.929 0.923 0.908 0.913
BARSI 0.981 0.902 0.828 0.864 0.92 0.927 0.927 0.918 0.907 0.911
CHAVARRIA 0.986 0.907 0.832 0.869 0.924 0.929 0.931 0.922 0.91 0.915
ICA 1.008 0.95 0.89 0.868 0.966 0.976 0.942 0.96 0.96 0.929
INDEPENDENCIA 1.028 0.971 0.912 0.891 0.985 0.988 0.954 0.981 0.972 0.942
MARCONA 0.971 0.911 0.849 0.827 0.932 0.96 0.925 0.923 0.944 0.911
SANTA ROSA 0.988 0.906 0.832 0.868 0.923 0.929 0.929 0.921 0.908 0.911
SAN JUAN 0.994 0.917 0.842 0.876 0.933 0.936 0.931 0.931 0.915 0.92
SAN NICOLAS 0.972 0.906 0.838 0.814 0.932 0.991 0.952 0.918 0.972 0.938
EVENTO 1EVENTO 2EVENTO 3
DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCODISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LAS LINEAS 1 Y 2 CAMPO ARMIÑO - POMACOCHA A 220 KVDISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LA LINEA CAMPO ARMIÑO - INDEPENDENCIA A 220 KV
ESQUEMA 0.92 p.u. ESQUEMA 0.9 p.u.SIN ESQUEMASUBESTACIÓN V INICIAL
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PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTOTensiones en Balnearios - AÑO 2004
120.0095.98071.96047.94023.920-0.1000 [s]
0.960
0.940
0.920
0.900
0.880
0.860
BAL220: SIN ESQUEMABAL220: ESQUEMA 0.92 P.U.
BAL220: ESQUEMA 0.90 P.U.
V x
=11
8.00
0 s
0.869 p.u.
0.913 p.u.
0.927 p.u.
Disparo Planta Huinco
Trafos 60/10 kV Chavarria
Disparo C.Armiño - Independencia Mov.Taps(BCA)
CON ESQUEMA AJUSTES EN 0.92 P.U.
CON ESQUEMA AJUSTES EN 0.92 P.U.
Apertura San Nicolas (10 MW)
SIN ESQUEMA
Trafos 60/10 kV Barsi
Cto. Marcona-Dpalpa
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación COMPARAC_BALNEARIOS
PRUEBAS AL ESQUEMA MINIMA TENSION AREA DE LIMA TENSIONES EN BARSI CON Y SIN ESQUEMAS
Date: 9/8/2004
Annex:
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CON ESQUEMA AJUSTES 0.90 p.u.CON ESQUEMA AJUSTES 0.90 p.u.
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PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTOTensiones en Balnearios - AÑO 2005
120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]
0.96
0.95
0.94
0.93
0.92
0.91
BAL220: SIN ESQUEMA
BAL220: ESQUEMA 0.92 P.U.
V x
=11
8.00
0 s
0.915 p.u.
0.920 p.u.
Disparo Planta Huinco
CON ESQUEMA AJUSTES EN 0.92 P.U.
SIN ESQUEMA
Mov.Taps(BCA)
Apertura San Nicolas (10 MW)
DISPARO C.ARM-POMAC 1
DISPARO C.ARM-POMAC 2
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación COMP._BALNEAR_05
PRUEBAS AL ESQUEMA MINIMA TENSION AREA DE LIMA TENSIONES EN BARSI CON Y SIN ESQUEMAS
Date: 9/8/2004
Annex:
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RIESGO DE COLAPSO DE TENSIÓN AREA DE LIMA
90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]
1.040
0.92
0.80
0.69
0.57
0.45
BAL220: Voltage, Magnitude in p.u.
BARSI220: Voltage, Magnitude in p.u.CHAVA220: Voltage, Magnitude in p.u.
ICA220: Voltage, Magnitude in p.u.
IND220: Voltage, Magnitude in p.u.
MARC220: Voltage, Magnitude in p.u.
ROSA220: Voltage, Magnitude in p.u.SJNLS220: Voltage, Magnitude in p.u.
SNICO13: Voltage, Magnitude in p.u.
-0.050 s 1.028 p.u. 49.606 s
0.933 p.u.
54.620 s 0.837 p.u.
55.522 s 0.788 p.u.
-0.050 s 0.971 p.u.
89.760 s 0.454 p.u.
89.871 s 0.488 p.u.
89.769 s 0.563 p.u.
89.921 s 0.612 p.u.
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación V
PRU. ESQ. MINIMO V Disp. Hiun+C_Arm-Pom1y2 sin Esq sin VCOs Man-Res
Date: 9/8/2004
Annex: /1
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Esquema para la carga Esquema para la carga de Ecuadorde Ecuador
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Pruebas al esquema Ecuador propuesto - Disparo de Talara SIN esquema
15.0011.988.9585.9392.919-0.100 [s]
1.10
1.00
0.90
0.80
0.70
0.60
0.50
CHIM220: Voltage, Magnitude in p.u.
SEGUA220: Voltage, Magnitude in p.u.SEPO220: Voltage, Magnitude in p.u.
ZORRI220: Voltage, Magnitude in p.u.
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G12
Salida de la Central Talara Sin Rechazo de carga por bajo voltaje
Date: 16-Sep-2004
Annex: /19
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Esquema de Ecuador Disparo de Talara SIN esquema
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Esquema Propuesto Ecuador
ETAPA AJ USTETENSIÓN [P.U.]
RETARDO[Segundos]
LENTA 0.92 10RAPIDA 0.9 5MUY RAPIDA 0.85 2
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Esquema de Ecuador Disparo de Talara CON esquema
15.0011.988.9585.9392.919-0.100 [s]
1.10
1.00
0.90
0.80
0.70
0.60
0.50
CHIM220: Voltage, Magnitude in p.u.
SEGUA220: Voltage, Magnitude in p.u.SEPO220: Voltage, Magnitude in p.u.
ZORRI220: Voltage, Magnitude in p.u.
COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G12
Salida de la Central Talara Con Rechazo de la línea Zorritos - Machala 220 kV
Date: 16-Sep-2004
Annex: /19
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Se tiene un margen de cargabilidad entre 60 y 230 MW, la indisponibilidad que tiene mayor efecto en llevar el sistema a una condición de colapso es el evento 10 que corresponde a la indisponibilidad de la central Huinco. (margen del 4.9%.)
Con el esquema en 0.92 p.u. las tensiones finales a los 120 segundos con las contingencias predefinidas, quedan en valores entre 0.92 y 0.95.
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Con el esquema en 0.90 p.u. las tensiones finales a los 120 segundos con las contingencias predefinidas, quedan en valores cercanos a 0.90 p.u.
Considerado el poco margen de potencia reactiva existente, la ocurrencia de otra contingencia importante podría llevar el sistema a un colapso por tensión.
Por ejemplo, si se presenta otra contingencia importante como el disparo de las líneas Campo Armiño – Pomacocha 1 y 2 el sistema puede moverse rápidamente a una condición de colapso.
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Las simulaciones realizadas para probar el esquema muestran que: Las tensiones en SAN NICOLÁS quedan en valores
superiores a 0.918 valor superior al mínimo aceptable. (0.85 p.u.)
En la subestación MARCONA quedan en valores superiores a 0.911 valor superior al mínimo aceptable (0.90 p.u.)
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Todas las simulaciones muestran la evidencia de problemas de tensión que pueden llevar el sistema a la condición de colapso de tensión.
El margen con respecto al colapso de tensión cada año es más pequeño, teniendo en cuenta el crecimiento anual de la demanda.
Por las razones mostradas a lo largo del estudio, es recomendable instalar el esquema de Rechazo de Carga por Mínima Tensión que tiene sus primeras etapas en 0.92 p.u y que está presentado en la tabla siguiente:
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ESQUEMA PROPUESTO
AJ USTESEtapa 1 Etapa 2 Etapa 3
Subestación Equipos a Desconectar AjusteV
[p.u.]
Retardo [s]
AjusteV
[p.u.]
Retardo [s]
AjusteV
[p.u.]
Retardo [s]
CARGAMAXIMA
[MW]
3 Transformadores 60/10 kV 0.920 10 0.900 5 55
CHAVARRIACircuitos a Infanta y Naranjal 0.920 20 61
2 Transformadores 60/10 kV 0.925 12 0.900 7 27
BARSICircuito a Industrial 0.920 22 19
Circuitos a Barranco 0.920 14 0.900 9 37
BALNEARIOS3 Transformadores 60/10 kV a Cuartel 0.920 24 56
SANTA ROSACircuitos a Canto Grande yJ icamarca
0.920 18 40
SAN JUANTransformador 60/10 ycircuitos a Villa María
0.920 16 51
SANNICOLAS
10 MW de carga en lasubestación San Nicolás a 13.8kV
0.925 9 0.900 6 10
MARCONACircuito Marcona - Palpa a 60kV
0.925 10 0.925 8 5
COBRIZA I ICircuito Cobriza I I- Mollepata60 kV
0.850 10 11
PARQUEINDUSTRIAL
Circuito parque Industrial –Concepción - J auja
0.850 10 8
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