san juan de miraflores, 11 de junio de 2001 - coes · ip5 - ip7 a 87l – diferencial fase “t”...

INFORME TÉCNICO

COES/D/DO/SEV/IT-002-2010 EVENTO : Colapso del Sistema Eléctrico Sur del SEIN FECHA : 14.01.2010 HORA : 14:43 h

1. DESCRIPCIÓN DEL EVENTO Desconectaron las líneas L-2053 y L-2054 (Cotaruse – Socabaya) de 220 kV debido a fallas simultáneas, siendo bifásica a tierra y monofásica a tierra respectivamente, la cual se habría originado probablemente por descargas atmosféricas según lo informado por la empresa Consorcio Transmantaro S.A. (TRANSMANTARO), propietaria de las líneas. La desconexión de la línea L-2053 se produjo por la actuación adecuada de su protección diferencial, mientras que la desconexión de la L-2054 se produjo por la actuación indebida de su protección de distancia durante el proceso de recierre de la fase “T”.

Con la desconexión de ambas líneas, se interrumpió la interconexión entre las áreas centro-norte y sur con un flujo de 293,00 MW (medidos en la S.E. Cotaruse) con dirección al sur. Este déficit de potencia activa en el área sur, provocó la disminución súbita de frecuencia que activó el esquema de rechazo automático de carga por mínima frecuencia (ERACMF) y concurrentemente desconectó el grupo G2 de la C.H. San Gabán II, por la actuación de su protección falla interruptor. El primero de los eventos provocó desconexiones por el ERACMF con un total de 207,83 MW de carga, mientras que el segundo evento provocó que la frecuencia del área sur disminuya aún más, llegando alrededor de 30 Hz, con lo cual llevó al colapso a ésta área, interrumpiéndose 419,83 MW de carga adicionales.

Mientras tanto, el área centro-norte se quedó con un exceso de potencia activa lo cual provocó el incremento de frecuencia hasta 61,233 Hz. Esto ocasionó la desconexión de la unidad TG1 de la C.T. Aguaytía por actuación del esquema de desconexión automática de generación por sobre frecuencia (EDAGSF) y la desconexión de la unidad TG2 de dicha central, por pérdida de flama. Asimismo, la unidad TG4 de la C.T. Malacas redujo automáticamente su generación de 88,00 MW a 75,90 MW por la sobrefrecuencia.

2. CONDICIÓN DEL SISTEMA PREVIA AL EVENTO 2.1 Centros de generación involucrados:

GENERACIÓN (*)N° CENTRAL

MW MVAR N° DE

GRUPOS

1 C.H. San Gabán II 111,61 7,99 2

2 C.H. Machupicchu 87,00 -2,30 3

3 C.T. Ilo 1 22,35 20,64 1

4 C.T. Ilo 2 67,21 5,70 1

INFORME TÉCNICO COES/D/DO/SEV/IT-002-2010 16/02/2010

Elaborado : Miguel Chancasana / Lizbet Vasquez Página 2 de 18 Revisado : Paolo Chang O. VºBº : Francisco Torres / Juan C. Pino

GENERACIÓN (*)N° CENTRAL

MW MVAR N° DE

GRUPOS

5 C.H. Charcani I 1,43 0,37 2

6 C.H. Charcani II 0,53 0,07 3

7 C.H. Charcani III 3,98 -3,35 2

8 C.H. Charcani IV 8,18 6,57 3

9 C.H. Charcani V 80,56 19,15 2

10 C.H. Charcani VI 4,64 2,07 1

11 C.T. Chilina Súlzer 1,97 0,98 1

12 C.T. Aguaytía 122,16 23,27 2

13 C.H. La Joya 5,10 1,10 2

14 C.H. Aricota 4,79 1,48 2

(*) Datos de contadores de energía

2.2 Flujo de potencia en las principales líneas de la zona:

SUBESTACIONES N° CÓDIGO

DE A

POTENCIA ACTIVA

(MW)

POTENCIA REACTIVA

(MVAR)

1 L-2051 Cotaruse Campo Armiño -147 -52

2 L-2052 Cotaruse Campo Armiño -146 -51 3 L-2053 Cotaruse Socabaya 145 -53 4 L-2054 Cotaruse Socabaya 147 -52 5 L-2025 Socabaya Moquegua 48,39 -27,78 6 L-2026 Socabaya Moquegua 50,48 -29,56 7 L-2029 Moquegua Los Héroes 21,97 -11,13 8 L-2030 Puno Moquegua -19,61 -17,18 9 L-2027 Ilo 2 Moquegua -37,97 -13,47 10 L-2028 Ilo 2 Moquegua -37,56 -13,23 11 L-1009 San Rafael Azángaro 41,4 6,29 12 L-1010 San Gabán II Azángaro 50,45 -3,65 13 L-1013 San Gabán II San Rafael 55,33 -0,99 14 L-1014 San Gabán II Mazuco 5,55 1,77

2.3 Situación de las líneas de interconexión Centro Norte – Sur.

Las líneas de interconexión L-2051/L-2052 (Mantaro – Cotaruse) de 220 kV y L-2053/ L-2054 (Cotaruse – Socabaya) de 220 kV habían estado declaradas en estado de congestión las 24 horas, de acuerdo a lo informado por el Informe del Programa Diario de Operación (PDO) para el 14.1.2010.



3. SECUENCIA CRONOLÓGICA DE EVENTOS

El detalle de la secuencia de eventos se encuentra en el Anexo 1

4. SEÑALIZACIÓN DE LAS PROTECCIONES

S.E. EQUIPO CODIGO SEÑALIZACIONES INT A/C

PL1 Protección Línea 1 (RED 670)

87L – Diferencial Fases “S” y “T” Disparo Trifásico L-2053


87L – Diferencial Fases “S” y “T” Disparo Trifásico

IP-3 A


87L – Diferencial Fase “T” Disparo Monofásico 79 – Lógica Recierre 1F L-2054


87L – Diferencial Fase “T” Disparo Monofásico

IP-4 C

L-2025 MOV1000 (27) Disparo mínima tensión IN-2420 A

Socabaya



87L – Diferencial Fases “S” y “T”, Disparo Trifásico L-2053


87L – Diferencial Fases “S” y “T” Disparo Trifásico

IP6 - IP8 A

87L – Diferencial Fase “T” Disparo Monofásico PL1 Protección

Línea 1 (RED 670) 21 – Distancia Zona 2 Disparo Trifásico

IP5 - IP7 A

87L – Diferencial Fase “T” Disparo Monofásico

Cotaruse

L-2054

PL2 Protección Línea 2 (RED 670) 21 – Distancia Zona 2

Disparo Trifásico

IP5 - IP7 A





Moquegua

Acoplamiento MOV1000 (27) Disparo mínima tensión IN-2432 A

L-2030 MOV1000 (27) Disparo mínima tensión IN-2436 A Puno

AT-1 MOV2000 (27) Disparo mínima tensión IN-6174 A

L-2029 MOV1000 (27) Disparo mínima tensión IN-2434 A Los Héroes

TR-1 MOV2000 (27) Disparo mínima tensión IN-6172 A

G-1 81U 86E1

Disparo mínima frecuencia y paro de emergencia 52-SGB-U1 A

G-2

50BF 87L

86E2 86E1

Disparo falla interruptor Disparo diferencial de línea y paro de emergencia 2 y 1

52-SGB-U2 A San Gabán II

L-1013 27 86R Disparo mínima tensión 52-SGB-

1013 A



S.E. EQUIPO CODIGO SEÑALIZACIONES INT A/C

La Joya G-1 G-2 21 Bloqueo 21 Interruptor lado 138kV C

Repartición L-1034 21 Bloqueo 21 Interruptor lado 138kV C

TG-1 OVERFREQUENCY Disparo sobre frecuencia 52 GT-1 A Aguaytía

TG-2 FLAME OFF Disparo por pérdida de flama 52 GT-2 A

5. CONTADOR DE INTERRUPTORES No reportaron registros de contadores de interruptores

6. ANÁLISIS DEL EVENTO 6.1 A las 14:43:46.576 h, se produjo una falla monofásica a tierra en la fase “T” de la línea

L-2054 (Cotaruse – Socabaya) de 220 kV y simultáneamente una falla bifásica a tierra de las fases “S” y ”T” de la línea L-2053 (Cotaruse – Socabaya) de 220 kV, las cuales fueron probablemente originadas por descargas atmosféricas, de acuerdo a lo manifestado por la empresa TRANSMANTARO, propietaria de las líneas (ver Figura 1).

Figura 1. Diagrama unifilar de la interconexión Mantaro - Socabaya

6.2 La falla bifásica a tierra de las fases “S“ y “T” de la línea L-2053 fue despejada instantáneamente en ambos extremos de la línea, por la actuación de sus protecciones diferenciales de línea (87L), mediante disparo trifásico definitivo de sus interruptores (ver Figura 2).



Figura 2. Oscilografía de la línea L-2053 en la S.E. Socabaya

6.3 La falla monofásica en la fase ”T” de la línea L-2054 fue despejada instantáneamente en ambos extremos con la desconexión de la fase afectada, por la actuación de su protección diferencial y seguidamente dio inicio al ciclo de recierre (ver Figura 3 y Figura 4.A).

Durante el tiempo muerto del recierre, la línea L-2054 quedó transportando 290 MW a través de dos fases (fases “R” y “S”), por lo cual, se inició un proceso oscilatorio, que de acuerdo a la medición de la velocidad del cambio de impedancia (164 Ω/s a 100 Ω/s) equivale a una frecuencia de oscilación de aproximadamente 1 Hz (ver Figura 4.B), calificándose como un fenómeno de oscilación de potencia, pero luego de 640 ms de iniciado el recierre, se activó la Zona 2 de la protección de distancia en la S.E. Cotaruse al no tener activado el bloqueo por oscilación de potencia. Como consecuencia, ordenó la apertura trifásica definitiva de la línea y envió una señal de disparo transferido hacia el otro extremo de la línea (S.E. Socabaya), perdiéndose el enlace Mantaro – Socabaya. La línea L-2054 quedó energizada desde la S.E. Cotaruse al finalizar el ciclo de recierre. También las líneas L-2051 y L-2052 (Campo Armiño – Cotaruse) de 220 kV quedaron energizadas desde la S.E. Campo Armiño.

La función de bloqueo de oscilación de potencia de la protección de distancia de la línea L-2054 en la S.E. Cotaruse debe estar activada de acuerdo a los ajustes propuestos por el COES en el Estudio de Coordinación de Protección del SEIN (ECP) del 2006. Sin embargo, durante los cambios de relés (trabajos realizados entre agosto y septiembre de 2009) la función de oscilación de potencia no fue ajustada de acuerdo al ECP, ya que dicha función se encontraba desactivada durante el evento, de acuerdo a lo informado por la empresa Transmantaro, propietario del equipo.

Cabe mencionar que los ajustes típicos del bloqueo de oscilación de potencia es de 500 Ω/s a 800 Ω/s para bloquear oscilaciones de potencia de hasta 2 Hz.



Figura 3. Oscilografía de la línea L-2054 en la S.E. Socabaya

Figura 4.A Oscilografía de la línea L-2054 en la S.E. Cotaruse

Figura 4.B Variación de la impedancia durante el tiempo muerto de recierre.

6.4 La simultaneidad de la falla bifásica a tierra en la línea L-2053 y la falla monofásica a tierra en la línea L-2054, se habría producido por un contorneo inverso de las cadenas de aisladores (Back flashover), causada por una onda de sobretensión que viajó a



través de la torre sobrepasando el BIL (nivel básico de aislamiento de diseño) de la línea.

Esta sobretensión pudo haberse originado por un rayo provocado a su vez por una descarga atmosférica que incidió sobre la torre ó cable de guarda y que en su propagación hacia tierra generó un nivel de sobretensión. Sin embargo, al llegar a tierra encontró un valor de resistencia en el pie de torre, tal que provocó la reflexión de la onda de sobretensión, aumentando su valor y transmitiéndose por toda la torre, sobrepasando el BIL y provocando la falla simultánea en las fases. Esta forma de sobretensión ocurre en la mayoría de los casos, por un alto valor de resistencia de puesta a tierra en la torre.

Esta hipótesis que es la más frecuente, se explicaría por un inadecuado valor de resistencia de puesta a tierra de pie de torre, por lo que las fallas por esta razón se evitan disminuyendo el valor de esta resistencia de tierra.

6.5 El flujo por la interconexión momentos previos a la separación de ambas áreas era de 293 MW de norte a sur (Ver Figura 5), medidos en Cotaruse. Cabe mencionar que este flujo es superior al límite de transmisión fijado para la interconexión, el cual es de 280 MW medidos en Mantaro, según el estudio realizado por el COES en el año 2007. Por consiguiente el COES declaró la congestión de las líneas de interconexión desde las 00:00 h.

Este incremento de potencia en la interconexión, es un comportamiento típico ante variaciones de frecuencia originados por las cargas de SíderPerú y Aceros Arequipa. Instantes antes de la falla, estos clientes habían disminuido aproximadamente 90 MW en total, lo que incrementó la frecuencia del SEIN. Como respuesta, la C.H. Charcani V disminuyó su generación en 20 MW y el flujo por la interconexión se incrementó proporcionalmente.

Datos en la SE Socabaya

230

240

250

260

270

280

290

14:

30:0

7

14:

31:0

7

14:

32:0

8

14:

32:3

7

14:

33:0

7

14:

33:3

8

14:

34:2

3

14:

35:3

8

14:

36:2

2

14:

37:0

7

14:

37:5

3

14:

38:2

2

14:

38:5

3

14:

39:2

3

14:

40:3

8

14:

41:2

2

14:

41:5

3

14:

42:3

8

14:

43:2

2

14:

43:5

3

Pote

ncia

Act

iva

(MW

)

L-2053+L-2054260

Figura 5. Flujo de potencia por la interconexión Mantaro – Socabaya.

6.6 Con la pérdida de la interconexión, se produjo un desbalance de carga/generación en el área Sur, por lo cual, se inició un proceso de disminución de la frecuencia que activó el “Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Carga” (ERACMF), interrumpiendo un total de 207,83 MW de carga.

6.7 Durante el proceso de disminución de la frecuencia y la actuación del ERACMF, se produjo la desconexión del grupo G2 de la C.H. San Gabán II con 56,26 MW (ver Figura 6), por la actuación indebida de su protección ¨Falla interruptor¨ (50BF).



Cabe mencionar que la protección Falla Interruptor actúa luego de recibir una orden fallida de apertura del interruptor por parte de otra protección. Sin embargo, en este evento no se registró la actuación de otra protección en el grupo G2, por lo tanto se considera inadecuada la actuación de protección Falla Interruptor durante este evento.

6.8 Con la pérdida de la generación del grupo G2 de la C.H. San Gabán II, se inició el colapso total del área Sur, ya que luego de 4,052 s se produjo la desconexión del grupo G1 de la C.H. San Gabán II (ver Figura 7), por la actuación de su protección de mínima frecuencia.

6.9 Luego de la desconexión del grupo G2 de la C.H. San Gabán II, se produjo la desconexión de la C.T. Ilo 2 a los 860 ms y la C.H. Machupicchu a los 2,840 s, respectivamente, debido a la actuación de su protección de mínima frecuencia (ver Figura 7).

6.10 Luego de la desconexión de la C.H. Machupicchu, la frecuencia en el área Sur disminuyó desde 48,450 Hz hasta aproximadamente 30 Hz en un tiempo de 4,370 s, periodo en el cual salieron de servicio las CC.HH. Charcani I, Charcani II, Charcani III , Charcani IV, Charcani V, Charcani VI, La Joya, Aricota 1 y Aricota 2 y la C.T. Ilo 1 (TV3), con lo cual el área Sur quedó totalmente sin suministro, interrumpiéndose un total de 419,83 MW de carga

Figura 6. Oscilografía del grupo G2 de la C.H. San Gabán II

Figura 7. Oscilografía de la línea L-1010 en la S.E. San Gabán II.



Restablecimiento del área Sur del SEIN 6.11 De acuerdo al “Plan de Restablecimiento del SEIN – Área Operativa Sur Oeste”

(PRAOSO), uno de los primeros pasos previstos es la recuperación del enlace Mantaro – Cotaruse – Socabaya, ya que este enlace había quedado disponible. Sin embargo, a las 15:25 h no se pudo realizar esta maniobra por la lógica de cierre del interruptor IP-4 de la línea L-2054 en la S.E. Socabaya (solo cierra en la condición energizado – energizado). Asimismo, esta restricción estaba implementada en los interruptores de 138 kV. El conjunto de estas restricciones ocasionó demoras en el restablecimiento del área Sur.

Estas restricciones no fueron reportadas por la empresa Transmantaro, propietaria del interruptor, cuando se aprobó el PRAOSO.

6.12 Luego de superar el problema, la línea L-2054 y el autotransformador de potencia ATR1 de la S.E. Socabaya entraron en servicio a las 15:28:52 h y 15:47 h respectivamente. A las 15:54:21 h entró en servicio el transformador T40-13 de la S.E. Socabaya iniciándose la recuperación parcial del suministro del área Arequipa.

6.13 A las 16:03:39 h y 16:14:29 h entraron en servicio las líneas L-1021 y L-1022 (Socabaya – Santuario) de 138 kV respectivamente. A las 16:20:36 h entró en servicio la línea L-1041 (Santuario – Yura) de 138 kV. A las 16:26:11 h entró en servicio la línea L-1020 (Santuario – Callalli) de 138 kV y a las 16:29:36 h entró en servicio la línea L-1008 (Callalli – Tintaya) de 138 kV.

6.14 Por otro lado, a las 15:45:09 h entró en servicio la línea L-2025 (Socabaya – Moquegua) de 220 kV, pero desconectó a las 15:47:53 h debido a la actuación de su protección de mínima tensión cuando se energizó el autotransformador ATR1 de la S.E. Socabaya. A las 16:10:06 h entró en servicio la línea L-2026 (Socabaya – Moquegua) de 220 kV.

6.15 La línea L-2030 (Moquegua – Puno) de 220 kV entró en servicio a las 17:22:58 h con lo cual se cerró el anillo 138 kV – 220 kV del área Sur.

6.16 La línea L-2029 (Moquegua – Los Héroes) de 220 kV entró en servicio a las 17:31:26 h, con lo cual cerró el anillo Moquegua – Toquepala – Aricota – Los Héroes.

6.17 Finalmente, la línea L-2025 entró en servicio a las 18:31:08 h.

Restablecimiento del área Ilo – Tacna 6.18 A las 14:58 h entró en servicio la unidad TG1 de la C.T. Ilo 1 con lo cual se recuperó

parcialmente la carga de Southern Perú (Refinería y Fundición) en sistema aislado, de acuerdo con el PRAOSO. Cabe mencionar que la unidad TG2 de la C.T. Ilo 1 se encontraba indisponible por un mantenimiento programado. A las 15:51 h y 15:52 h entraron en servicio las líneas L-1383 (Ilo 1 – Moquegua) de 138 kV y L-1384 (Moquegua – Mill Site) de 138 kV respectivamente, con lo cual se energizaron las SS.EE. Moquegua, Mill Site, Toquepala y Aricota, con lo cual se inició la recuperación de las cargas de Tomasiri y Sarita. A las 16:00 h entró en servicio la línea L-1381 (Moquegua – Botiflaca) de 138 kV. A las 16:22 h entró en servicio la unidad TV3 de la C.T. Ilo 1. A las 16:30 h entraron en servicio los grupos G2 de la C.H. Aricota 1 y el grupo G3 de la C.H. Aricota 2 en el sistema aislado de Ilo.

6.19 A las 17:05 h entró en servicio la línea L-6637 (Tomasiri – Los Héroes) de 66 kV, con lo cual se inició la recuperación parcial de la carga de Tacna.



Cabe mencionar que a las 14:57 h, el CCO-COES coordinó con el CC-EGS, la recuperación de la carga de Tacna con la puesta en servicio de las CC.HH. Aricota 1 y Aricota 2. La causa de la demora en la recuperación de la carga de Tacna no fue informada por la empresa EGESUR.

6.20 A las 16:15 h se energizó el autotransformador de potencia MT2 de la S.E. Moquegua, pero recién a las 16:52 h entró en servicio, con lo cual se sincronizó el área aislada Ilo al SEIN. La demora de esta maniobra fue por no tener condiciones de sincronismo (tensión, frecuencia y ángulo).

Restablecimiento del área Cusco

6.21 De acuerdo al PRAOSO, la C.H. Machupicchu debe recuperar la carga del área Cusco en sistema aislado, pero al momento de desconectar la línea L-1001 (Machupicchu – Cachimayo) de 138 kV para energizar la S.E. Machupicchu, el polo de la fase “S” del interruptor de la línea L-1001 quedó cerrado. Este equipo de propiedad de la empresa EGEMSA. Por tal motivo, la barra de 138 kV de la S.E. Machupicchu quedó indisponible desde las 15:27 h. A las 16:06 h, se logró abrir la línea L-1001 y a las 16:08 h se energizó la barra de 138 kV de la S.E. Machupicchu con el grupo G1 de la C.H. Machupicchu, con lo cual se inició la recuperación del suministro del área Cusco en sistema aislado.

6.22 A las 16:14:29 h y 16:15:11 h entraron en servicio las líneas L-1002 (Machupicchu – Quencoro) de 138 kV y L-1004 (Quencoro – Dolorespata) de 138 kV respectivamente, iniciándose la recuperación de carga en la S.E. Dolorespata.

6.23 A las 16:51:50 h entró en servicio la línea L-1005 (Quencoro – Tintaya) de 138 kV, con lo cual se sincronizó el área Cusco al SEIN.

Restablecimiento del área Puno

6.24 De acuerdo al PRAOSO, la C.H. San Gabán II debe recuperar la carga del área Puno en sistema aislado, pero debido a los problemas del grupo G1 de la C.H. San Gabán II se demoró en entrar en servicio desde las 15:16:51 h hasta las 15:34:25 h. A las 15:34:59 h, entró en servicio la línea L-1014 (San Gabán II – Mazuco) de 138 kV, iniciándose la recuperación del suministro de la zona en sistema aislado. A las 15:34:25.635 h entró en servicio la línea L-1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV con lo cual se inició la recuperación de Minsur. La línea L-1009 (Azángaro – San Rafael) de 138 kV entró en servicio a las 15:41 h energizando la S.E. Azángaro.

6.25 A las 15:42 h el CCO-COES coordinó con el CC-REP a fin de recuperar carga de la S.E. Azángaro, pero hubo demoras debido a problemas con el mando del interruptor de 138 kV del transformador de potencia T50-162, de propiedad de la empresa REP. Asimismo, se presentó problemas en el mando de los interruptores de la línea L-1011 (propiedad de la empresa San Gabán) y del reactor R-14 (propiedad de la empresa REP).

6.26 A las 16:32:39 h entró en servicio la línea L-1006 (Azángaro – Tintaya) de 138 kV, con lo cual sincronizó el área Puno al SEIN.

6.27 La línea L-1011 entró a las 16:56:54 h, con lo cual se energizó la S.E. Juliaca. A las 17:02:12 h entró en servicio la línea L-1012 (Juliaca – Puno) de 138 kV y a las 17:07:38 h entraron en servicio los transformadores de potencia T53-162 y T68-161 de la S.E. Puno, iniciándose la recuperación de los suministros interrumpidos de la S.E. Puno.


Elaborado : Miguel Chancasana / Lizbet Vasquez Página 1Revisado : Paolo Chang O. VºBº : Francisco Torres / Juan C. Pino

6.28 Los transformadores de potencia T51-161 y T63-121 de la S.E. Juliaca entraron en servicio a las 17:46:29 h y 18:37:38 h respectivamente, con lo cual se inició la recuperación de los suministros interrumpidos en la S.E. Juliaca. La demora en la puesta en servicio de los transformadores de potencia no fue informado por la empresa REP, propietaria de los transformadores.

Restablecimiento del área Arequipa

6.29 En el área Arequipa se produjeron tres intentos no exitosos de restablecimiento en sistema aislado (15:28 h, 15:36 h y 15:47 h), debido a fallas de la línea L-1126 (Santuario – Chilina) de 138 kV en la S.E. Santuario, las cuales fueron originadas por la actuación inadecuada de su protección de distancia, cuya causa no fue informada por la empresa EGASA, propietaria de la línea. Cabe mencionar que la línea L-1126 había salido de servicio por el mismo motivo a las 13:08:13 h (Informe COES/D/DO/SEV/IT-001-2010 del 5.2.2010). Luego de la tercera desconexión de la línea L-1126, el CC-EGA procedió a dejar fuera de servicio la línea L-1126 para su inspección.

6.30 A las 16:21 h y 16:26 h entraron en servicio las líneas L-3060/L-3061 (Parque Industrial – Chilina) de 33 kV, respectivamente, con lo cual se inició la recuperación de la carga de la S.E. Chilina.

Las líneas L-3090 y L-3091 (Socabaya – Jesús) de 33 kV entraron en servicio a las 15:54:32 h, iniciando la recuperación del suministro de la S.E. Jesús. Asimismo, las líneas L-3080 y L-3081 (Socabaya – Parque Industrial) de 33 kV entraron en servicio a las 15:56:37 h, iniciando la recuperación del suministro de la S.E. Parque Industrial. Cabe mencionar que las cuatro líneas fueron energizadas desde el SEIN.

6.31 A las 16:30 h, 16:31 h y 16:33 h entraron en servicio las CC.HH. Charcani I, Charcani III y Charcani IV respectivamente. A las 16:42 h, entró en servicio la unidad SLZ2 de la C.T. Chilina por regulación de tensión y para evitar la sobrecarga de las líneas de 33 kV. A las 16:43 h y 16:53 h entraron en servicio las CC.HH. Charcani VI y Charcani V respectivamente.

A las 17:01, entró en servicio el ciclo combinado de la C.T. Chilina por regulación de tensión y para evitar la sobrecarga de las líneas de 33 kV. Finalmente, la línea L-1126 entró en servicio a las 17:21 h.

6.32 Por otro lado, en el área Mollendo no se pudo desconectar la línea L-1030 (Mollendo – Repartición) de 138 kV, cuya causa no informada por la empresa REP, propietaria de la línea. La imposibilidad de desconectar la línea L-1030 desde las 15:43 h, impidió la puesta en servicio de la C.T. Mollendo para la operación en sistema aislado con la carga de Mollendo, ya que con dicha configuración (L-1030 conectada) se presentaría problemas de tensión y su probable colapso.

Las líneas L-1023 (Socabaya – Cerro Verde) de 138 kV y L-1029 (Cerro Verde – Repartición) de 138 kV h entraron en servicio a las 16:13:32 h y 16:44:03 h respectivamente. La línea L-1030 entró en servicio a las 17:04:51 h, iniciándose la recuperación del suministro de Mollendo.

Sobrefrecuencia en el área Centro Norte

6.33 En el área Centro-Norte, luego de la pérdida de la interconexión, se presentó un exceso de generación. Por tal motivo, la frecuencia del área aumentó desde 60,12 Hz hasta 61,233 Hz (ver Figura 8). Este aumento de la frecuencia activó el Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobre Frecuencia (EDAGSF), por lo cual desconectó la unidad TG1 de la C.T. Aguaytía.

1 de 18



Asimismo, desconectó la unidad TG2 de la C.T. Aguaytía por la actuación de su protección de pérdida de flama. La unidad TG4 de la C.T. Malacas disminuyó su generación de 88 MW a 75,9 MW en forma automática, por la sobrefrecuencia.

Figura 8. Registros de frecuencia del área Centro – Norte (Fuente SCADA COES)

Evaluación de la actuación del ERACMF y del EDAGSF

Frecuencia Centro Norte (Hz)

60.0

60.2

60.4

60.6

60.8

61.0

61.2

61.4

14:43:44 14:43:48 14:43:52 14:43:57 14:44:01 14:44:05 14:44:10

Frecuencia

Desconexión de la líneas L-2053 y L-2054.

Desconexión de la C.T. Aguaytía ydisminución de generación de laC.T. Malacas.

6.34 Verificación de las condiciones de activación del ERACMF El ERACMF de la zona sur del SEIN consta de 5 etapas de acción rápida y sucesiva que desconectan en total 37% de la demanda de dicha área. Adicionalmente cuenta con una etapa que actúa tras un tiempo prolongado en caso de que la frecuencia quede por debajo de 59,1 Hz. En la Tabla 1 se muestra dicho esquema.

Tabla 1. ERACMF de la Zona Sur del SEIN Número Porcentaje

de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACIONEtapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)

1 5.2% 59.00 0.15 59.8 -1.1 0.152 7.8% 58.90 0.15 59.8 -1.1 0.153 4.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.154 10.0% 58.70 0.15 59.8 -1.5 0.155 10.0% 58.60 0.15 (1) La temporización de los relés de derivada

Reposición 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(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

RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA

En la Figura 9 se muestra la frecuencia y la derivada calculada a partir de la oscilografía de San Gabán, así como los correspondientes umbrales de ajuste del ERACMF de la Zona Sur y de las protecciones propias de mínima tensión de los grupos de generación de dicha zona.

Los cambios bruscos que se observa en la pendiente corresponden a desconexiones de unidades de generación, en tanto que los cambios más suaves corresponden a los rechazos de carga.

Como se aprecia en la Figura 9, se presentaron las condiciones necesarias para que el ERACMF de la zona sur del SEIN se active por umbral de frecuencia de secuencia desde la etapa 1 hasta la etapa 5. De acuerdo a la misma, se presentaron también las condiciones necesarias para que el ERACMF de la zona sur del SEIN se active por derivada de frecuencia desde la etapa 1 hasta la etapa 4. Entre estas dos condiciones



se verifica primero las condiciones por derivada de frecuencia, es decir, las cuatro primeras etapas debieron actuar por derivada y la quinta etapa por umbral de frecuencia.

Es improbable que hayan ocurrido las desconexiones de la etapa de reposición que han reportado la Minera Cerro Verde y la Minera Xstrata. Teniendo en cuenta la pronunciada pendiente con que continuó cayendo la frecuencia tras la desconexión de las unidades de generación de la Zona Sur, esta debió colapsar antes de los 30 segundos que deben transcurrir para que la etapa de reposición envíe la orden de desconexión de las cargas.

Por lo tanto, las desconexiones que se produjeron por actuación de las etapas 1, 2, 3, 4 y 5 fueron correctas.

Figura 9. Condiciones de activación del ERACMF

Frecuencia sur (oscilografía L-1013)

40

45

50

55

60

65

47 48 49 50 51 52 53 54 55

Hora (según oscilografía)

Hz

-12

-7

-2

3

8

Hz/s

-1.1 Hz/s: Ajuste df/dt< de las etapas 1, 2 y 3 del

ERACMF del S ur

Desconexión G1San Gabán

Desconexión G2San Gabán

14:43:47

DERIVADA CALCULADA

FRECUENCIA

-1.5 Hz/s: Ajuste df/dt< de la etapa 4 del ERACMFdel S ur

59,8 Hz: Arranque delERACMF df/dt<

59 Hz: Arranque delERACMF f<

> 400 ms 57 Hz: Ajuste f< de

CH Machupicchu(protección propia)

56 Hz: Ajuste f< de CH S an Gabán

(protección propia)

6.35 Verificación de las condiciones de activación del EDAGSF Como se aprecia en la Figura 10, en la zona Centro-Norte se presentaron las condiciones para que proceda la desconexión por EDAGSF de la unidad TG1 de la C.T. Aguaytía. No se presentaron las condiciones para que desconecte alguna otra unidad del EDAGSF.

Frecuencia y derivada

59. 5

60

60. 5

61

61. 5

62

14: 41: 17 14: 42: 00 14: 42: 43 14: 43: 26 14: 44: 10 14: 44: 53 14: 45: 36 14: 46: 19

Hora (hh:mm:ss)

Hz

-0. 5

-0. 3

-0. 1

0. 1

0. 3

0. 5

0. 7

0. 9

1. 1

1. 3

1. 5

Hz/s

Menor arranque del EDAGS F por umbral (Aguaytía TG1)

Menor ajuste Hz/s del EDAGS F por derivadaFRECUENCIA

DERIVADA DE FRECUENCIA

Figura 10. Condiciones de activación del EDAGSF



6.36 Estado de la Implementación del ERACMF en el área SUR del SEIN En la Tabla 2 se presenta el estado de la implementación del ERACMF del área Sur detectado con el análisis del presente evento. En función a las demandas de referencia y a lo que los clientes han declarado al COES y/o OSINERGMIN, puede decirse que el ERACMF del área Sur se encuentra implementado en un 95%. Los clientes Minera Arasi, Minera Bateas, Cementos Yura, Manufacturas del Sur, Molycop Adesur y Tasa no han implementado sus esquemas.

Tabla 2. Implementación del ERACMF – Área Sur DEMANDA

DE REFERENCIA

[ 1 ]

RECHAZO TEÓRICO (HASTA

ETAPA 5)

RECHAZO PROPUESTO POR EL CLIENTE (HASTA

ETAPA 5) CLIENTES

MW MW MW Nota

SEAL 134,69 49,83 51,703 [ 2 ] ELECTROSURESTE 66,76 24,70 25,22 [ 2 ] ELECTROPUNO 47,13 17,44 19,45 [ 4 ]

REGULADOS

ELECTROSUR 50,19 18,57 0,00 [ 6 ] ARASI 1,44 0,53 0,00 [ 5 ] ARES 11,37 4,21 5,20 [ 3 ] BATEAS 3,00 1,11 0,00 [ 5 ] CACHIMAYO 23,71 8,77 9,99 [ 2 ] CEMENTOS YURA 13,33 4,93 0,00 [ 5 ] CERRO VERDE 158,94 58,81 60,04 [ 6 ] CONENHUA (ARES) 11,40 4,22 4,234 [ 2 ] MANUFACTURAS DEL SUR 1,45 0,54 0,00 [ 5 ] MINSUR 13,37 4,95 5,38 [ 2 ] MOLYCOP ADESUR 3,99 1,48 0,00 [ 5 ] SPCC 190,71 70,56 75,08 [ 4 ] TASA (MOLLENDO) 0,10 0,04 0,00 [ 5 ] XSTRATA TINTAYA 33,38 12,35 14,48 [ 4 ]

LIBRES

CEMENTO SUR 6,16 2,28 0,00 [ 5 ]

285,31 270,78 95 %

TOTAL TOTAL GRADO DE

IMPLEMEN.

[ 1 ] Las demandas de referencia son demandas máximas. [ 2 ] Aprobado por el COES. [ 3 ] Aprobado por el COES para la implementación del año 2009. El cliente no presentó una

propuesta al COES para el año 2010. [ 4 ] Declarado directamente en el Extranet de OSINERGMIN. El cliente no presentó una propuesta

al COES para el año 2010. [ 5 ] El cliente no presentó una propuesta al COES ni declaró en el Extranet. [ 6 ] El cliente no presentó una propuesta al COES ni declaró en el Extranet. Sin embargo, en este

evento reportó rechazos. 6.37 Evaluación del desempeño del ERACMF

El ERACMF del área Sur del SEIN está dimensionado para evitar el colapso por frecuencia de dicha área en caso de que desconecte la interconexión centro-sur cuando se transmite 280 MW hacia el sur desde Mantaro, entendiéndose que no se producen desconexiones de generación adicionales.

De acuerdo a las simulaciones realizadas (Ver Anexo 3), se ha demostrado que tras haberse producido la separación de los sistemas centro-norte y sur con los niveles de carga pre-falla reales y el grupo G2 de la C.H. San Gabán II no hubiese desconectado,



el ERACMF hubiese evitado el colapso, inclusive con un grado de implementación del 90% del total del esquema ERACMF.

Por el contrario, el ERACMF del área Sur del SEIN, aún implementado en un 100%, no podía evitar el colapso por frecuencia, que se produjo por la desconexión del grupo G2 de la C.H. San Gabán II, seguido de la pérdida de la interconexión centro norte – sur.

6.38 Demanda interrumpida En la Tabla 3 se consigna la carga rechazada en MW, por zona y por etapa, en la medida que ha sido posible identificar a qué etapa pertenecen las desconexiones reportadas por las empresas.

El rechazo total que ha sido reportado asciende a 207,83 MW. Sin embargo, las empresas ELECTROPUNO, MINERA ARES y CONENHUA, que han declarado haber implementado sus esquemas (19,45 MW, 5,2 MW Y 4,234 MW respectivamente), no han reportado interrupciones para este evento.

Tabla 3. Implementación del ERACMF – Área Sur

ZONA 1º 2º 3º, 4º, 5º Reposición

Sur 29,50 33,30 139,47 5,56

6.39 Porcentaje de demanda interrumpida En la Tabla 4 se consigna porcentajes referenciales de carga rechazada, por zona y por etapa, respecto de las demandas a nivel de generación que tuvieron lugar a horas 14:30 del 14.01.10, según lo reportado en el IEOD de ese día. Debe señalarse que los porcentajes de rechazo de las especificaciones del ERACMF están referidos a la demanda a nivel de distribución, que no incluye las pérdidas en el sistema de transmisión.

Tabla 4. Porcentaje de demanda interrumpida por el ERACMF

ZONA 1º 2º 3º, 4º, 5º Reposición

Sur 4,2 4,7 19,8 0,8

7. CONSECUENCIAS 7.1 En la Calidad del Producto: No se presentó transgresiones a la calidad de frecuencia.

7.2 En la Calidad del suministro: Ver Anexo 2

8. CONCLUSIONES 8.1 La desconexión de la línea L-2053 (Cotaruse – Socabaya) de 220 kV se debió a una

falla bifásica a tierra de las fases “S” y “T”, la cual probablemente fue originada por una descarga atmosférica, de acuerdo a lo manifestado por la empresa TRANSMANTARO, propietaria de la línea.

8.2 La desconexión de la línea L-2054 (Cotaruse – Socabaya) de 220 kV se debió a la actuación indebida de la protección de distancia en la S.E. Cotaruse, ante una falla monofásica a tierra de la fase “T”, al tener deshabilitada la función oscilación de potencia. La falla monofásica a tierra fue probablemente originada por una descarga atmosférica, de acuerdo a lo manifestado por la empresa TRANSMANTARO, propietaria de la línea.



8.3 La ocurrencia y consecuencias de las desconexiones de las líneas L-2053 y L-2054, no están relacionadas a la congestión declarada por el COES para el enlace Mantaro-Socabaya.

8.4 La falla bifásica a tierra en la línea L-2053 fue debidamente despejada por la actuación de su protección diferencial de línea de acuerdo a sus ajustes.

8.5 El rechazo de 207,83 MW de carga por la activación ERACMF, fue una consecuencia de la disminución de frecuencia en el área Sur, debido al déficit de generación presentado por la desconexión de las líneas L-2053 y L-2054, ya que las líneas importaban aproximadamente 290 MW desde el área Centro-Norte.

8.6 Las simulaciones realizadas con flujos, medidos en Mantaro, de 280 MW (enlace no congestionado) y 300 MW (enlace congestionado), muestran que en ambos casos el rechazo de carga por mínima frecuencia en el Sur llegaría a la 5ta etapa, que corresponde al esquema completo del ERACMF.

8.7 La desconexión de generación (unidad TG1 de la C.T. Aguaytía) por la activación EDAGSF, fue una consecuencia del aumento de la frecuencia en el área centro Norte, debido a la sobregeneración presentada por la desconexión de las líneas L-2053 y L-2054, ya que las líneas importaban aproximadamente 290 MW desde el área Centro Norte.

8.8 La causa de la desconexión del grupo G2 de la C.H. San Gabán II por la actuación de su protección de “Falla Interruptor” no se debió a las fallas en las líneas L-2053 y L-2054. Por lo tanto, la desconexión del grupo G2 de la C.H. San Gabán II fue indebida.

8.9 La desconexión del grupo G2 de la C.H. San Gabán II durante la activación del ERACMF, por la salida de las líneas L-2053 y L-2054, ocasionó el colapso del área aislado Sur, interrumpiendo un total de 419,93 MW.

8.10 La desconexión del grupo G1 de la C.H. San Gabán II, C.T. Ilo 2, C.H. Machupicchu e Ilo 1, está de acuerdo con los ajustes de su protección de mínima frecuencia.

8.11 La demora de 15:25 h a 15:47 h en la reposición de la interconexión Mantaro – Cotaruse – Socabaya se debió a la lógica de cierre implementada en los interruptores de la S.E. Socabaya. En el “Plan de Restablecimiento del SEIN – Área Operativa Sur Oeste” es una las primeras coordinaciones, para el restablecimiento del área Sur en casos como el ocurrido.

8.12 La demora de 14:57 h a 17:05 h en el inicio del restablecimiento del área Tacna en sistema aislado, se debió a problemas no informado por la empresa EGESUR.

8.13 La demora de 15:27 h a 16:08 h en el inicio del restablecimiento del área Cusco se debió a un problema mecánico de la línea L-1001 (Machupicchu – Cachimayo) de 138 kV en la S.E. Machupicchu, de acuerdo a lo informado por la empresa EGEMSA, propietaria de la línea.

8.14 La demora de 15:16 h a 15:34:25 h en el inicio del restablecimiento del área Puno, se debió a un problema en la sincronización del grupo G1 de la C.H. San Gabán II, cuya causa no fue informada por la empresa SAN GABAN, propietaria del grupo.

8.15 La demora de 15:42 h a 18:37:38 h en el inicio del restablecimiento del área Puno, se debió a problemas en el mando de los interruptores de las subestaciones Azángaro (propiedad de San Gabán) y Juliaca (propiedad de REP), cuyas causas no fueron informadas por la empresas propietarias.



8.16 La demora de 15:28 h a 16:21 h en el inicio del restablecimiento del área Arequipa, se debió a la actuación inadecuada de la protección de distancia de la línea L-1126 (Santuario – Chilina) de 138 kV, cuyas causas no fueron informadas por la empresa EGASA, propietaria de la línea.

8.17 La demora de 15:43 h a 17:04:51 h en el inicio del restablecimiento de la zona Mollendo, se debió a problemas en la desconexión manual de la línea L-1030 (Mollendo – Repartición) de 138 kV, cuyas causas no fueron informadas por la empresa REP, propietaria de la línea.

9. RECOMENDACIONES 9.1 A TRANSMANTARO; reactivar el funcionamiento los registradores y localizadores de

falla instalados en las subestaciones de Mantaro, Cotaruse y Socabaya. 9.2 A TRANSMANTARO; presentar un informe al COES comunicando las acciones

correctivas a realizar en su sistema de protección para evitar falsas operaciones ante ocurrencias similares a la actuación de los relés de la línea L-2054 en la S.E. Cotaruse.

9.3 A TRANSMANTARO; presentar un informe técnico de las causas de las fallas en el enlace Mantaro-Socabaya y las acciones correctivas que está tomando para evitarlas.

9.4 A TRANSMANTARO; enviar las señales de SCADA de la S.E. Mantaro, para tener un control exacto del flujo (MW) a través de las líneas de interconexión.

9.5 A TRANSMANTARO; Programar la medición y luego efectuar trabajos de disminución de la resistencia de puesta a tierra en las torres en sus líneas de transmisión, en particular en las zonas de alta incidencia de descargas atmosféricas.

9.6 A TRANSMANTARO; deshabilitar el enclavamiento de cierre del interruptor IP-4 de la línea L-2054 en la S.E. Socabaya, línea viva – línea muerta, para permitir la recuperación del área Sur después de un colapso. Asimismo, deshabilitar el enclavamiento de los interruptores de los autotransformadores de potencia de 220/138 kV de la S.E. Socabaya para la misma finalidad.

9.7 A SAN GABÁN; informar al COES sobre la inadecuada actuación de la protección de Falla Interruptor que ocasionó la salida indebida del grupo G2 de la C.H. San Gabán II durante el evento.

9.8 A SAN GABÁN; informar al COES el problema presentado en el grupo G1 de la C.H. San Gabán II, al momento de restablecer el área Puno.

9.9 A REP; informar al COES sobre los problemas que se presentaron durante la reposición de sus equipos en el área SUR.

9.10 A EGEMSA; informar al COES sobre el problema mecánico presentado al desconectar la línea L-1001 (Machupicchu – Cachimayo) de 138 kV.

9.11 A EGASA; informar al COES sobre las actuaciones indebida de la protección de distancia de la línea L-1126 (Santuario – Chilina) de 138 kV en la S.E. Santuario.

9.12 A EGESUR; informar al COES sobre los problemas presentados para recuperar el suministro del área Tacna en sistema aislado, con las centrales hidroeléctricas Aricota 1 y Aricota 2.

9.13 AL OSINERGMIN; Supervisar el cumplimiento de la implementación de los relés de mínima frecuencia en el esquema de rechazo automático de carga del SEIN dispuesto por el COES. Aún no implementan el esquema ERACMF la Minera Arasi, Minera Bateas, Cementos Yura, Manufacturas del Sur, Molycop Adesur y Tasa.



10. DOCUMENTOS CONSIDERADOS EN EL INFORME

N° EMPRESA DOCUMENTO FECHA DEL DOCUMENTO

1 CT-AE IT-CT-AE/EV – 002 – 2010 25.01.2010

2 COORDINADOR SCO – 023 IF – 2010 17.01.2010

3 EGENOR CCI-004-2010 14.01.2010

4 GEPSA INFORME FINAL DE FALLA 14.01.2010

5 ENERSUR P3500-F003 / REPORTE DE INCIDENCIAS 14.01.2010

6 EGESUR CC-IF-006-2010 16.01.2010

7 EGASA EGA-001/2010 14.01.2010

8 EGEMSA EGM-03-01-10 21.01.2010

9 REDESUR RDS-001-2010 16.01.2010

10 SAN GABAN INFORME FINAL DE PERTURBACIONES N° SGB-02-10 14.01.2010

TRANS 002-2010 15.01.2010 11 TRANSMANTARO

Email– Ajustes actuales de la línea L-2053 27.01.2010

San Isidro, 16 de febrero de 2010

san juan de miraflores, 11 de junio de 2001 - coes · ip5 - ip7 a 87l – diferencial fase “t”...

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