Esquema de rechazo automático de carga por mínima frecuencia y su impacto sobre la estabilidad del

sistema eléctrico interconectado nacional

Rolando Zárate Céspedes Roberto Ramírez Arcelles

ESQUEMA DE RECHAZO

AUTOMÁTICO DE CARGA

POR MÍNIMA FRECUENCIA

Y SU IMPACTO SOBRE LA

ESTABILIDAD DEL SISTEMA

ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

Primera edición

Enero, 2012

Lima - Perú

© Rolando Zárate Céspedes &Roberto Ramírez Arcelles

PROYECTO LIBRO DIGITAL

PLD 0444

Editor: Víctor López Guzmán

http://www.guzlop-editoras.com/guzlopster@gmail.com guzlopnano@gmail.com facebook.com/guzlopstertwitter.com/guzlopster428 4071 - 999 921 348Lima - Perú

PROYECTO LIBRO DIGITAL (PLD)

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de investigación de las alumnas y alumnos tomando como base el libro digital y las direcciones electró-nicas recomendadas.• Que este proyecto ayude a las universidades nacionales en las acreditaciones internacionales y mejorar la sustentación de sus presupuestos anuales en el Congreso.

En el aspecto legal:• Las autoras o autores ceden sus derechos para esta edición digital, sin perder su autoría, permitiendo que su obra sea puesta en internet como descarga gratuita.• Las autoras o autores pueden hacer nuevas ediciones basadas o no en esta versión digital.

Lima - Perú, enero del 2011

“El conocimiento es útil solo si se difunde y aplica” Víctor López Guzmán Editor

ESQUEMA DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA POR MÍNIMA FRECUENCIA Y SU IMPACTO SOBRE LA ESTABILIDAD

DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

Rolando Zárate Céspedes Roberto Ramírez Arcelles

Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES-SINAC)

RESUMEN Se expone los criterios utilizados, los análisis de estabilidad de la frecuencia realizados y los resultados obtenidos en el diseño y especificación del Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del año 2011. 1. INTRODUCCIÓN

1.1. Necesidad del Rechazo de Carga por

Mínima Frecuencia En un sistema eléctrico de potencia un súbito desbalance entre la generación y la demanda, produce un desequilibrio entre el torque mecánico de las turbinas y el torque eléctrico de los generadores, dando lugar a un cambio en la frecuencia del sistema [1]. Si la demanda resulta mayor que la generación, la frecuencia del sistema disminuye, situación que se presenta luego de la desconexión intempestiva de unidades de generación o cuando la desconexión súbita de líneas de transmisión, provoca la aparición de áreas deficitarias en generación. Dichas contingencias pueden ser provocadas por fallas o por errores de maniobra. En un sistema eléctrico de potencia, la operación a bajas frecuencias debe estar controlada en magnitud y tiempo por las siguientes razones [2]: El deterioro del funcionamiento de los

servicios auxiliares de las unidades de generación.

Aparición de peligrosos esfuerzos mecánicos en los álabes de las turbinas de unidades de generación a vapor.

Sobrecalentamiento en los núcleos de los transformadores provocado por un excesivo flujo magnético (sobreexcitación), el cual es

inversamente proporcional a la frecuencia.

Los sistemas eléctricos de potencia disponen de recursos inherentes y herramientas de control, que evitan que la frecuencia descienda sin control [3]: En los primeros segundos de ocurrida la

perturbación se manifiesta una acción de freno natural a la caída de frecuencia, proporcionada por las inercias de las masas rotantes del sistema.

Luego de unos pocos segundos de ocurrido el evento acción se inicia una acción de control, denominada regulación primaria de frecuencia, proporcionada por los reguladores de velocidad de las unidades de generación y culmina algunas decenas de segundos más tarde. Este recurso permite que el déficit de generación sea asumido por las unidades que han quedado operativas. Como resultado, la frecuencia revierte su descenso, se recupera y estabiliza a un valor menor al que tenía originalmente, en función a la magnitud del desbalance y estatismos de los reguladores de velocidad.

Finalmente, aparece el efecto de la regulación secundaria de frecuencia, que consiste en que unas pocas unidades predefinidas aumentan su generación para que la frecuencia sea restituida al nivel deseado (nominal).

La integridad de los grupos generadores y de los transformadores de un sistema eléctrico de potencia está respaldada con una serie de protecciones, entre ellas, las de subfrecuencia y sobreexcitación. Si el déficit de generación provocado por un evento es grande, los recursos de control de frecuencia descritos son insuficientes y la

frecuencia cae, activándose las protecciones de mínima frecuencia en unidades de generación y el colapso de los servicios auxiliares, agravándose el déficit de generación y la caída de la frecuencia. Como consecuencia se produce un colapso por frecuencia cuyo resultado es la interrupción total del suministro eléctrico y posiblemente daño en el equipamiento no protegido. Una medida necesaria para prevenir el colapso por frecuencia es el Rechazo de Carga por Mínima Frecuencia. Este medio de defensa pertenece a la categoría de Protecciones Sistémicas y consiste en la desconexión de parte de la demanda para permitir la subsistencia del resto del sistema eléctrico después del evento. Un Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) está constituido por varias etapas que tienen ajustes para desconectar bloques de carga por umbral de frecuencia y/o por gradiente de frecuencia [4]. 1.2. Rechazo de Carga por Mínima

Frecuencia en el SEIN En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la normativa relacionada al Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) está constituida por: La Norma Técnica para la Coordinación

de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI).

El Procedimiento para Supervisar la Implementación y Actuación de los Esquemas de Rechazo Automático de Carga y Generación.

De acuerdo con estas normas, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES-SINAC) debe elaborar anualmente un estudio para definir el ERACMF. El 1 de enero del año siguiente a la elaboración del Estudio, el ERACMF debe estar implementado por los usuarios regulados y libres en forma obligatoria. 2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

2.1. Características del SEIN relevantes

para la estabilidad de frecuencia

El SEIN está constituido por tres grandes Áreas Operativas, conforme se ilustra en el Anexo I. El Área Norte, se extiende desde la

subestación Chimbote hasta la subestación Zorritos, con una red troncal de transmisión radial, conformando un sistema frágil y propenso a que se formen sistemas aislados por la desconexión de las líneas de transmisión. Las líneas de 220 kV Chimbote-Trujillo (L-2232 y L-2233) son las que transmiten los mayores flujos de potencia desde el Área Centro hacia el norte (área deficitaria en generación).

El Área Centro, se extiende desde la subestación Paramonga por el norte hasta la subestación Campo Armiño por el este, con una red de transmisión mas enmallada. Dispone del parque de generación más grande del SEIN (área exportadora).

El Área Sur, se extiende desde la subestación Socabaya hasta la subestación Los Héroes. Se interconecta con el Área Centro mediante la línea de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya (L-2051/L-2052/L-2053/L-2054), a través de las cuales importa energía desde el Área Centro.

En resumen, son críticas para la estabilidad de la frecuencia del SEIN, las desconexiones de las líneas Chimbote-Trujillo y Mantaro-Cotaruse-Socabaya, así como la desconexión de las centrales de generación del Área Centro, en particular, las que se ubican en Chilca. 2.2. Nuevas exigencias operativas en el

SEIN Algunos cambios importantes en el SEIN han motivado que el ERACMF requiera una modificación sustancial para que continúe garantizando la estabilidad por frecuencia del SEIN durante el año 2011 [5]. En Enero de 2011, el límite de

transmisión en la línea de interconexión Mantaro-Cotaruse-Socabaya, que conecta las áreas Sur y Centro del SEIN, ha sido incrementado a 300 MW en el extremo Socabaya, sin riesgo de pérdida de sincronismo [6]. Previamente, el límite de transmisión había sido determinado con un criterio de estabilidad angular, considerando fallas simultáneas en

ambas ternas de la línea y la desconexión de una de ellas [7]. Debido a una mejora reciente en el desempeño de la línea ante descargas atmosféricas (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 ambas circuitos.

Está previsto que en julio de 2011 se concluya el proyecto de repotenciación de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya, que consiste en el incremento del grado de compensación serie al 65 % e instalación de un SVC de -100 MVAr/300 MVAr en la subestación Socabaya. Como resultado se espera que la línea pueda trasmitir hasta 505 MVA [8].

Se ha incrementado notablemente el flujo por las líneas Chimbote-Trujillo, debido crecimiento de la demanda del Área Norte y el retiro de operación comercial de algunas unidades de generación de dicha área.

2.3. Desempeño del ERACMF del año

2010 Se ha analizado cuál sería el desempeño del ERACMF vigente durante el año 2010 en el contexto de las nuevas condiciones operativas del SEIN descritas. 2.3.1 Desconexión por falla de las líneas

L-2053 y L-2054 (Cotaruse-Socabaya)

En máxima demanda del estiaje del 2011, el flujo que transportarían estas líneas es 505 MVA en el extremo de recepción, que equivale a 471 MW. En la Figura 2.1 se muestra que el Área Sur colapsaría por frecuencia. 2.3.2 Desconexión por falla de las líneas

L-2232 y L-2233 (Chimbote-Trujillo) En máxima demanda de la avenida del 2011, el flujo por este enlace es 260 MW en el extremo de envío. La Figura 2.2 muestra que el Área Norte colapsaría por frecuencia. Estos resultados indican que es necesario modificar sustancialmente el ERACMF para adaptarlo a las nuevas exigencias operativas del SEIN.

4.99503.97602.95701.93800.9190-0.1000 [s]

61.25

60.00

58.75

57.50

56.25

55.00

53.75

SOCA220: Electrical Frequency in Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)

EST2011MAX Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date: 8/30/2010

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 2.1 Comportamiento de la frecuencia en el Área Sur

7.0005.5804.1602.7401.320-0.100 [s]

62.50

60.00

57.50

55.00

52.50

50.00

ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)

Date: 8/31/2010

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 2.2 Comportamiento de la frecuencia en el Área Norte

3. PROPUESTA DE SOLUCIÓN

3.1. Criterios para el diseño del ERACMF

del año 2011

Evitar el colapso por frecuencia del SEIN y de sistemas aislados importantes, así como permitir que se restablezca el balance generación-carga a una frecuencia apropiada.

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

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 el tiempo máximo de exposición de las turbinas de vapor), mientras que con la regulación secundaria se lleva la frecuencia al valor nominal.

Frente a los eventos más severos, que provocan caídas de frecuencia de pendiente muy pronunciada, el ERACMF debe utilizar el criterio de desconexión por gradiente de frecuencia.

El ERACMF no debe provocar rechazos excesivos que eleven la frecuencia al punto de activar el Esquema de Desconexión Automático de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF).

Se espera que el ERACMF opere satisfactoriamente en un amplio rango de demanda. La condición de mínima demanda supone la menor disponibilidad de carga para ser rechazada, así como la menor inercia equivalente; en consecuencia, la situación más peligrosa desde el punto de vista de la estabilidad de frecuencia. Contrariamente, la condición de máxima demanda supone la mayor disponibilidad de carga para ser rechazada y la mayor inercia equivalente; en consecuencia, la situación más propensa a que se produzca rechazos mayores a los necesarios. Debe procurarse alcanzar una solución de compromiso, favoreciendo la seguridad.

El ERACMF ha sido desarrollado a partir de modificaciones al esquema del año anterior, a fin de minimizar los cambios que deban hacer los usuarios.

El ERACMF debe activar sus etapas en forma gradual frente a magnitudes crecientes de pérdida de generación (o de flujo importado en el caso de formación de sistemas aislados). El número de etapas de los esquemas zonales del ERACMF debe acondicionarse para satisfacer este objetivo.

La primera etapa del ERACMF debe ser suficiente para afrontar la

desconexión de la unidad más grande del sistema.

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, y que se sustenta en la indicación de la NTCSE que admite una variación súbita de ±1 Hz.

Luego de la actuación del ERACMF, las tensiones en barras de 220 kV y 138 kV no deben exceder de las tensiones máximas de servicio normalizadas para estos niveles de tensión (245 kV y 145 kV). Sobretensiones inferiores a dichas tensiones máximas pueden ser controladas mediante acciones operativas dispuestas por el Coordinador del SEIN.

3.2. Criterios de Desempeño Zonal El ERACMF del año 2011 ha sido diseñado para responder a las necesidades individuales de cada zona del SEIN, con especificaciones adaptadas al comportamiento zonal de la frecuencia al aislarse. Entonces, el porcentaje total de rechazo de carga en cada ERACMF zonal está especificado para la contingencia más severa, desde el punto de vista de la estabilidad de la frecuencia, que puede experimentar la zona en particular. El SEIN ha sido dividido en las siguientes zonas:

(i) Zona 1: Comprende al Área Norte del SEIN, a partir de la subestación Trujillo Norte.

(ii) Zona 2: Comprende al Área Centro del SEIN e incluye a la subestación Chimbote 1.

(iii) Zona 3: Comprende al Área Sur del SEIN.

3.2.1 ERACMF de la Zona 1 Se diseña para evitar el colapso por frecuencia de esta zona, que ocurriría ante la desconexión de las líneas de 220 kV L-2232 y L-2233 (Chimbote-Trujillo), con una transmisión máxima total de 260 MW. Dicha desconexión puede ocurrir en forma secuencial, por falla de la primera y por la sobrecarga resultante de la segunda. Esta contingencia será crítica durante buena parte del año 2011, hasta el ingreso en operación de las líneas L-2069, L-2070, L-2072 y L-2074, (Conococha - Kiman Ayllu - Cajamarca Norte). Estas nuevas líneas constituyen un nuevo enlace entre el Área Norte y el Área Centro; por lo tanto, luego de su ingreso, la desconexión de las líneas L-2232 y L-2233 no provocará separación de sistemas. 3.2.2 ERACMF de la Zona 3 Ha sido diseñado para evitar el colapso por frecuencia de esta zona, que ocurriría ante la desconexión de las líneas de 220 kV L-2051 y L-2052 (Mantaro-Cotaruse) o L-2053 y L-2054 (Cotaruse-Socabaya). Dicha desconexión puede ser provocada por fallas consecutivas. El ERACMF de la Zona 3 ha sido diseñado considerando transmisiones máximas de 300 MW y 505 MVA, medidos en el extremo de Socabaya, que corresponden a las etapas previa y posterior a la repotenciación de la interconexión Mantaro-Cotaruse-Socabaya. 3.2.3 ERACMF de la Zona 2 Ha sido diseñado para proveer el rechazo complementario a los rechazos de las zonas 1 y 3, que evite el colapso por frecuencia de todo el SEIN, en caso de desconectar intempestivamente las centrales que se conectan a la subestación Chilca REP, por constituir estas el complejo de generación más grande del SEIN. Dicha desconexión puede suceder en circunstancias en que estas centrales tengan que operar en una misma barra y ocurra una falla en esta última. El ERACMF de la Zona 2 ha sido diseñado considerando la generación de las centrales, Chilca, Kallpa y Platanal. 3.3. Modelo dinámico del SEIN y

escenarios de análisis Se ha utilizado un modelo dinámico del SEIN, implementado en el programa Power Factory-DIgSILENT.

Entre otras características, dicho modelo cuenta con una representación completa del sistema de transmisión del SEIN (hasta el nivel de 60 kV) y las unidades de generación son modeladas incluyendo reguladores de velocidad, reguladores de tensión, estabilizadores de sistemas de potencia (PSS) y protecciones de mínima frecuencia. Están modeladas las protecciones de mínima tensión de los centros mineros de Cerro Verde y los de la zona de Cajamarca. Se ha utilizado escenarios representativos de las condiciones esperadas de operación del SEIN en máxima, media y mínima demanda, de avenida y estiaje en el año 2011. La demanda del SEIN, a nivel de generación, se muestra en el Cuadro 3.1.

Condición

hidrológica

Condición

de demanda Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima

Norte 756 654 492 759 662 481

Centro 3007 2898 1905 3100 2997 2004

Sur 883 757 687 904 782 689

Total SEIN 4646 4309 3085 4763 4441 3174

Avenida Estiaje

Cuadro 3.1 Demandas (MW) de Generación, año 2011

4. DISEÑO DEL ERACMF DEL SEIN

PARA EL AÑO 2011

El ERACMF propuesto para cada una de las tres zonas definidas, resultado del análisis, se presenta en el Anexo II . Se destaca que el rechazo total del ERACMF del Área Sur ha sido incrementado de 39,5% a 59,5%, en razón al aumento del límite de transmisión por la interconexión Centro-Sur. Ha sido necesario adicionar una sexta etapa de 17% con un umbral de 58 Hz, alejado del umbral de la quinta etapa, a fin de garantizar que esta se active solamente cuando se haya hecho efectivo el incremento a 505 MVA y evitar sobre-rechazos en la condición anterior. De modo similar, ERACMF del Área Norte ha sido incrementado de 37,5% a 53,5%, en razón al aumento del flujo por las líneas Chimbote-Trujillo. Se ha requerido adicionar una sexta etapa. También ha sido necesario reducir la temporización de la derivada, de 300 ms a 150 ms para apresurar la actuación

por pendiente, así como adicionar ajustes por derivada a la cuarta etapa que solamente desconectaba por umbral. De otra parte, el porcentaje de las dos primeras etapas ha sido reducido de 5,2% y 7,8% a 4% y 6%, respectivamente. Como se ha señalado, la primera etapa está dimensionada para contrarrestar el déficit de generación de la unidad de generación más grande del SEIN. En tanto la magnitud de dicha unidad se mantenga invariable y la demanda del SEIN se incremente, es natural que el porcentaje de rechazo requerido para la primera etapa sea menor. Reducir la magnitud de las dos primeras etapas minimiza la posibilidad de que se produzcan sobre-rechazos en eventos que activen únicamente dichas etapas (La mayoría de eventos activan solamente la primera etapa). Adicionalmente, se espera que con esta medida, la participación de las cargas en el rechazo sea más equitativa en los eventos que activan las dos primeras etapas. Se presenta a continuación el desempeño del ERACMF en algunas contingencias selectas. 4.1. ERACMF propuesto para el Área Sur

del SEIN Se ha simulado la desconexión por falla en las líneas L-2053/2054 (Cotaruse-Socabaya), muy cerca de Cotaruse, con apertura definitiva para provocar la separación de los sistemas Centro-Norte y Sur. Se ha considerado los escenarios de avenida y estiaje en que los límites de transmisión son distintos, 300 MW y 505 MVA, respectivamente. 4.1.1 Desconexión de LT Cotaruse-

Socabaya en avenida En los escenarios de avenida, el flujo por ambas líneas Cotaruse-Socabaya es 300 MW en el extremo de recepción. Por la desconexión de la LT Cotaruse-Socabaya, el Área Sur se separa del resto del SEIN y su frecuencia desciende, activando las protecciones propias que desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde (en las tres

condiciones de demanda). El ERACMF se activa hasta la etapa 5. La reducción de carga en Cerro Verde contribuye positivamente a restablecer el balance generación-carga cuando la falla provoca la separación del Área Sur del SEIN.

En el Cuadro 4.1 se resume el resultado del desempeño del ERACMF y en las Figuras 4.1 y 4.2 se muestra el comportamiento de la frecuencia en el Área Sur.

VALOR

MINIMO

VALOR

FINAL

MAXIMA 300 290 58.57 59.95

MEDIA 300 291 58.37 59.98

MINIMA 300 274 58.21 59.87

FRECUENCIA (HZ)FLUJO PREVIO

EN SOCABAYA

(MW)

RECHAZO

TOTAL

(MW)

CONDICION

DE

DEMANDA

Cuadro 4.1 Resultados en avenida-Área Sur

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

SOCA220: Electrical Frequency in Hz

1.273 s58.574 Hz

59.958 s59.945 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 4.1 Comportamiento de la frecuencia en el Área Sur para máxima demanda en avenida

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

58.00

SOCA220: Electrical Frequency in Hz

1.454 s58.208 Hz 1.454 s58.208 Hz

59.932 s59.868 Hz59.932 s59.868 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)

Date: 9/29/2010

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 4.2 Comportamiento de la frecuencia en el Área Sur para mínima demanda en avenida

4.1.2. Desconexión de LT Cotaruse-

Socabaya en estiaje En los escenarios de máxima y media demanda en estiaje, el flujo por ambas líneas Cotaruse-Socabaya es 505 MVA en el extremo de recepción, que equivalen a 471 MW y 464 MW, respectivamente;en el escenario de mínima demanda el flujo es 408

MW, sin alcanzar el límite de 505 MVA. Por la desconexión de la LT Cotaruse-Socabaya, el Área Sur se separa del resto del SEIN y su frecuencia desciende, activando las protecciones propias que desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde (en las tres condiciones de demanda). El ERACMF se activa hasta la etapa 6, rechazando las magnitudes mostradas en el Cuadro 4.2. En las Figuras 4.3 y 4.4 se muestra el comportamiento de la frecuencia en el Área Sur.

CONDICION FLUJO PREVIO RECHAZO

DE EN SOCABAYA TOTAL VALOR VALOR

DEMANDA (MW) (MW) MINIMO FINAL

MAXIMA 471 463 57.09 60.00

MEDIA 464 398 56.75 59.63

MINIMA 408 350 57.18 59.75

FRECUENCIA (HZ)

Cuadro 4.2 Resultados en estiaje-Área Sur

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

56.00

SOCA220: Electrical Frequency in Hz

1.194 s57.092 Hz 1.194 s57.092 Hz

59.949 s60.009 Hz59.949 s60.009 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)

Date: 9/29/2010

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 4.3 Comportamiento de la frecuencia en el Área Sur para máxima demanda en estiaje

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

56.00

SOCA220: Electrical Frequency in Hz

1.303 s57.175 Hz 1.303 s57.175 Hz

59.834 s59.748 Hz59.834 s59.748 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 4.4 Comportamiento de la frecuencia en el Área Sur para mínima demanda en estiaje

4.2. ERACMF propuesto para el Área

Norte del SEIN Se ha simulado una falla bifásica a tierra en el punto medio de la línea L-2232 (Chimbote-Trujillo) y apertura definitiva, seguida de la desconexión de la línea L-2233, en los escenarios de avenida. 4.2.1. Desconexión de líneas Chimbote-

Trujillo en avenida Por efecto de la desconexión de las líneas Chimbote-Trujillo, las protecciones propias desconectan 21 MW de las cargas de Cajamarca. Como consecuencia de la separación del Área Norte del SEIN, su frecuencia desciende y activa el ERACMF hasta la etapa 6. En el Cuadro 4.3 se resume el resultado del desempeño del ERACMF y en las Figuras 4.5 y 4.6 se muestra el comportamiento de la frecuencia en el Área Norte.

VALOR

MINIMO

VALOR

FINAL

MAXIMA 260 277 57.92 60.34

MEDIA 260 235 57.56 59.67

MINIMA 210 162 57.60 59.28

CONDICION

DE

DEMANDA

FLUJO PREVIO

EN CHIMBOTE 1

(MW)

RECHAZO

TOTAL

(MW)

FRECUENCIA (HZ)

Cuadro 4.3 Resultados en avenida-Área Norte

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz

1.598 s57.915 Hz

59.912 s60.340 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)

Date: 9/29/2010

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 4.5 Comportamiento de la frecuencia en el Área Norte para máxima demanda en avenida

25.6520.5015.3510.205.050-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz

24.153 s59.278 Hz24.153 s59.278 Hz

1.232 s57.601 Hz 1.232 s57.601 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)

Date: 9/29/2010

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 4.6 Comportamiento de la frecuencia en el Área Norte para mínima demanda en avenida

4.3. ERACMF propuesto para el Área

Centro del SEIN Se ha simulado la desconexión simultánea de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP (Chilca, Kallpa y Platanal), en los escenarios de estiaje, en los cuales se presenta el mayor despacho. 4.3.1. Desconexión de la generación de la

subestación Chilca-REP en estiaje Como consecuencia de la pérdida de generación, la frecuencia del SEIN desciende y activa el ERACMF hasta la etapa 5 (máxima, media y mínima demanda). En mínima demanda se activa también la etapa de reposición (etapa 7). En el Cuadro 4.4 se resume el resultado del desempeño del ERACMF y en las Figuras 4.7 y 4.8 se muestra el comportamiento de la frecuencia en el Área Centro.

VALOR

MINIMO

VALOR

FINAL

MAXIMA 1227 1190 58.60 59.6

MEDIA 1176 1290 58.57 60.3

MINIMA 1075 1039 58.50 59.96

CONDICION

DE

DEMANDA

GENERACION

PREVIA EN

CHILCA (MW)

RECHAZO

TOTAL

(MW)

FRECUENCIA (HZ)

Cuadro 4.4 Resultados en avenida-Área Norte

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

2.431 s58.601 Hz 2.431 s58.601 Hz

59.907 s59.603 Hz59.907 s59.603 Hz

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Date: 9/29/2010

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 4.7 Comportamiento de la frecuencia en el Área Centro para máxima demanda en estiaje

60,0047,9835,9623,9411,92-0,100 [s]

62,00

61,00

60,00

59,00

58,00

SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz

2.403 s58.501 Hz 2.403 s58.501 Hz

59.912 s59.959 Hz59.912 s59.959 Hz

30.664 s59.014 Hz30.664 s59.014 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)

Date: 9/29/2010

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 4.8 Comportamiento de la frecuencia en el Área Centro para mínima demanda en estiaje

4.4. Desempeño del ERACMF propuesto

ante eventos de desconexión de unidades de generación

Se ha evaluado el desempeño del ERACMF propuesto para el año 2011 ante la desconexión de una amplia gama de unidades de generación. La simulación de estos eventos ha permitido distribuir mejor los rechazos totales de los esquemas zonales. Se ha escogido unidades y centrales cuyo despacho sea superior a 150 MW, pues a partir de esta desconexión de generación se puede activar al umbral de la primera etapa. En el Anexo III, se muestra gráficamente los indicadores de desempeño del ERACMF, agrupados en avenida y estiaje. Se presenta los valores de frecuencias mínima y final, la magnitud total del rechazo y las etapas activadas. Los resultados se consideran satisfactorios.

5. COMPORTAMIENTO DEL ERACMF IMPLEMENTADO DURANTE EL AÑO 2011

En el transcurso del año 2011 se registraron varios eventos en los que la actuación del ERACMF evitó el colapso del SEIN. Destaca en particular, el evento ocurrido el 31.01.2011 a las 23:00 horas, en que una nevada provocó la desconexión por falla de la línea L-2054; cinco minutos después, ocurrió lo mismo con la línea L-2053. Como consecuencia, la frecuencia en el Área Sur disminuyó hasta 58,32 Hz. Se activó el ERACMF hasta la etapa 5, interrumpiendo 223 MW. El flujo por ambas líneas antes del evento era 292 MW. En la figura 5.1 se aprecia, que luego de su separación del SEIN y de la actuación del ERACMF, el Área Sur mantiene la estabilidad de la frecuencia.

Figura 5.1 Registro de frecuencia en las subestaciones San Juan y Socabaya

6. CONCLUSIONES

El incremento de los flujos de potencia en las líneas de transmisión Mantaro-Cotaruse-Socabaya y Chimbote-Trujillo ha hecho necesario introducir importantes modificaciones al Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia del SEIN, para su operación durante el Año 2011 y así continuar garantizando la estabilidad de la frecuencia del sistema. 7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFÍCAS

[1] P. Kundur, Power System Stability and

Control, Mc Graw Hill, 1994. [2] IEEE, C37.106 – IEEE Guide for

Abnormal Frequency Protection for Power Generating Plants, 2003.

[3] Fabio Saccomanno, Electric Power Systems, IEEE Press, 2003.

[4] General Electric, Load Shedding, Load Restoration and Generator Protection Using Solid-state and Electromechanical Underfrequency Relays.

[5] COES-SINAC, Informe Final “Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN - Año 2011”, Setiembre 2010.

[6] COES-SINAC/ESC, Informe Parte III “Estudio de Tensiones de Operación y Estabilidad del SEIN – Año 2010”, Junio 2010.

[7] COES-SINAC, Informe Técnico “Límite de Transmisión por Estabilidad en la línea Mantaro-Socabaya en la dirección Centro Norte a Sur”, Julio 2007.

[8] ISA/CONCOL, Estudio de la compensación serie para la línea de transmisión a 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya, 2009.

[9] Informe COES/D/DO/SEV/ERACG-008-2011.

ANEXO I ÁREAS OPERATIVAS Y DEFINICIÓN DE

ZONAS PARA LA APLICACIÓN DEL ERACMF

ANEXO II ESPECIFICACIONES DEL ESQUEMA DE

RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA (ERACMF) DEL SEIN PARA EL AÑO 2011

ERACMF de la Zona 1

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 0,152 6,0% 58,90 0,15 59,8 -0,75 0,153 10,0% 58,80 0,15 59,8 -0,75 0,154 9,0% 58,70 0,15 59,8 -0,75 0,155 11,0% 58,60 0,156 11,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada7 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

ERACMF de la Zona 2

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 -0,65 0,152 6,0% 58,90 0,15 59,8 -0,65 0,153 7,0% 58,80 0,15 59,8 -0,65 0,154 5,0% 58,70 0,15 59,8 -1,1 0,155 5,0% 58,60 0,156 12,0% 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 UMBRAL RELES DE DERIVADA

ERACMF de la Zona 3 (Área Sur)

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 -1,1 0,152 6,0% 58,90 0,15 59,8 -1,1 0,153 10,0% 58,80 0,15 59,8 -1,1 0,154 11,0% 58,70 0,15 59,8 -1,5 0,155 9,0% 58,60 0,156 17,0% 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

(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

ANEXO III DESEMPEÑO DEL ERACMF DEL SEIN

PROPUESTO PARA EL AÑO 2011 FRENTE A CONTINGENCIAS DE GENERACIÓN