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CONGRESO NACIONAL DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA Y RAMAS AFINES 1

Interconexión SICN y SISUR con enlace HVDC incrustado en el

Sistema AC.

Ing. Manuel Juan Casas S. Dennis Casas Ch. Prof. UNMS-UNAC Est. UPRP

RESUMEN Modernos sistemas HVDC pueden transmitir más de dos veces los MW a través de la misma torre y conductores del sistema AC existente y representa la tecnología de selección para transmisión en bulto sobre distancias largas. Este puede ser instalado en grillas AC existentes para estabilizar el flujo de potencia sin la adicional corriente de cortocircuito. Cuando el enlace DC es incrustado en el circuito AC, éste dramáticamente mejora el control del flujo de potencia

1. INTRODUCCIÓN Como en un enlace HVDC no involucra acoplamiento entre ángulos de tensión de fase en barras terminales, sustituyendo las líneas AC Mantaro-Cotaruse-Socabaya por enlaces HVDC puede habilitar propiedades de amortiguamiento natural de sistemas AC con respecto a las variaciones de velocidad del generador, el cual debe consecuentemente cambiar la habilidad del sistema para permanecer en sincronismo. La pérdida de sincronismo está definida como un tipo particular de inestabilidad que afecta el ángulo del rotor de uno o varios generadores de un sistema de potencia interconectado. Este consiste de incrementar la diferencia de ángulos entre generadores interconectados y generalmente resulta de una perturbación severa, como cortocircuito sobre una línea, iniciando un desbalance entre la potencia mecánica recibida por un generador y su inyección de potencia eléctrica dentro de la grilla. Si la perturbación inicial no es despejada con un cierto tiempo, alguna de las diferencias de ángulo del rotor excederá el valor límite relacionado con el acoplamiento electromecánico entre generadores y se producirá las pérdidas de sincronismo del sistema.

Para mejorar significativamente la elasticidad del sistema se propone en esta investigación tres sistemas HVDC-Bipolares, con los siguientes beneficios: (i) una disminución de pérdidas del 10% a 7%, (ii) una mayor disponibilidad de capacidad de transmisión (iii) el amortiguamiento de oscilaciones electromecánicas y las acciones de control que maximiza la estabilidad transitoria en eventos críticos.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

2.1 Descripción del Proyecto La línea de transmisión Mantaro-Cotaruse-Socabaya 220 kV AC, de dos conductores por fase tipo ACSR-Starling de la empresa TransMantaro, cuenta con un doble circuito de 294 km y 315 km de distancia desde la subestación intermedia de Cotaruse a las subestaciones Mantaro y Socabaya respectivamente. Tiene instalado tres fases verticales en el lado izquierdo del eje de la torre y constituye uno de los dos circuitos, las otras tres fases del lado derecho corresponden al segundo circuito. El Proyecto considera la conversión del sistema AC en tres Bi-polos DC como ilustra la Fig. 1.

Fig. 1 Figura esquemática ilustrando: (a)Tres

Bipolos en un sistema HVDC, (b) diagrama unifilar del sistema HVDC CSC.

+ - Bip 3

+ - Bip 2

+ - Bip 1


2.2 Motivación del Proyecto. El crecimiento futuro de los sistemas de potencia está en el incremento de capacidad del sistema de transmisión existente, en lugar de hacer nuevas líneas de transmisión y estaciones de potencia, por razones económicas y medio ambientales. Debido a la desregulación de los mercados eléctricos, la necesidad de nuevos controladores de flujos de potencia capaces de incrementar la capacidad de transmisión a través de predefinidos corredores deben ser investigados. En consecuencia, la conversión a tres Bi-polos de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya, tendrá como principal característica técnica, el amortiguamiento de la oscilación y el control de flujo de carga como ilustra la Fig. 2.

Fig.2 Principal característica técnica de

algunos dispositivos FACTS. Para tal efecto se requiere de la inversión para la adquisición de dos estaciones de convertidores: la estación Rectificadora con conexión en barras de 220 kV del Mantaro y la estación Inversora con conexión en barras de 220 kV de Socabaya. 2.3 Beneficiario Uno de los problemas más importantes acrecentado en la interconexión SICN-SISUR son las oscilaciones electromecánicas pobres o negativamente amortiguadas, que en su debida oportunidad limitó la generación de la C.H. San Gabán. Por otra parte, la interconexión SICN-SISUR cuenta con un nuevo SVC en la subestación Socabaya, que es un compensador de potencia reactiva de estado sólido que puede incrementar la capacidad de transferencia y reducir pérdidas de transmisión manteniendo

un perfil de tensión fino bajo diferentes condiciones del circuito sur. Este cuenta con señales de control POD (Power Oscillation Damping) que desde el momento de su operación comercial no fueron activadas y que deberían ser sintonizadas para amortiguar las oscilaciones electromecánicas, tomando en cuenta los últimos bloqueos de oscilación de potencia de relés de los distancia registrados en la L.T. Mantaro-Cotaruse-Socabaya 220 kV AC de la empresa transmisora TransMantaro. La máxima demanda por el crecimiento minero en el sistema SISUR para el 2014/5/6, hace inevitable una transferencia cercana a su capacidad nominal de 500 MW en la interconexión de TransMantaro como ilustra la Fig. 3 y cuyo Proyecto es su conversión a DC, esto aun contando con la nueva línea de interconexión de 500 kV Marcona-Montalvo (subestación intermedia en Ocoña), cuya operación comercial se proyecta para fines del 2,013. La probable desconexión del circuito simple de la segunda interconexión de propiedad de la empresa de transmisión Abengoa, con una transferencia inicial de 400 MW, ocasionaría la sobrecarga de la interconexión remanente de TransMantaro por la apertura del anillo 220/500 kV de la Fig. 3, perjudicando así a las cargas mineras del sur que son sensitivas a los dips de tensión y a fluctuaciones en la alimentación de la tensión, ante una mala calidad de suministro de potencia o en el peor de los casos con el subsiguiente apagón del SISUR. Lo mencionado en AC suele ser diferente para las interconexiones DC, cuya principal característica radica en el nivel de transferencia de potencia que puede ser controlado directamente y su inmunidad relativa para cada SICN y SISUR, en beneficio de los clientes mineros del sur.

Fig. 3 Línea de interconexión AC de

TransMantaro convertida a DC y línea de interconexión de 500 kV de Abengoa.

TransMantaroMANTARO SOCABAYA

SICN SISUR

MARCONA MONTALVO

Abengoa


2.4 Reto energético del Proyecto en DC 2.4.1 Disminución de Pérdidas de Transmisión La transferencia de potencia activa por la interconexión SICN-SISUR de TransMantaro tiene pérdidas Joule aproximadas al 7% por cada una de las líneas (L2051/2/3/4) ó 15% en los dos tramos de la interconexión como ilustra la Fig. 4 y su correspondiente Tabla 1 adjunta – extraída de los flujos de carga de la página web del COES. Generalmente, las pérdidas de transmisión incrementan los costos operativos de usuarios eléctricos y consecuentemente resultan en el costo muy alto de la electricidad. Entonces la reducción de pérdidas de transmisión es de capital importancia debido a sus valores financieros, económicos y socio-económicos de la compañía transmisora, clientes mineros del sur y el país en general, como beneficiarios.

Fig. 4 Flujos de potencia en la interconexión

SICN-SISUR

Tabla 1. Pérdidas de transmisión en la

interconexión SICN-SISUR

Las altas pérdidas de la línea de interconexión de TransMantaro afectan la economía del sistema eléctrico. La solución

es su conversión a un sistema DC. Así, la Fig. 5 ilustra el flujo de carga de la línea de interconexión para un polo DC de tecnología CSC (Current Source Converter) utilizando una fase de los conductores de la línea AC. Según la Tabla 2, las pérdidas de transmisión HVDC CSC alcanza 8.24% vs 15.30% de la AC para una potencia de envío con 500 MW desde la estación de rectificadores de las barras de Mantaro, con un beneficio de 7% por pérdidas Joule del Proyecto.

Fig. 5 Flujos de carga de corriente directa

Tabla 2 Cálculo de pérdidas DC vs AC

Se escoge para el Proyecto la transmisión HVDC CSC o Convencional en lugar de la VSC (Voltage Source Converter), por su menor costo de transmisión, menores pérdidas, etc como ilustra la Tabla 3.

Tabla 3 Comparación de Transmisión HVDC CSC (Clásica) y VSC

Envío Recepción Pérdidas Pérdidas

Norte MW MW MW %

L-2051 245.51 227.06 18.45 7.5

L-2052 252.44 226.29 26.15 10.4

Sur

L-2053 227.06 211.85 15.21 6.7

L-2054 226.19 209.93 16.26 7.2

COMPARACIÓN DE PÉRDIDAS SISTEMA HVDC CSC SISTEMA AC

Total Potencia activa de envio, MW 621.42 560.88 501.18 497.95

Total Potencia activa de recepción, MW 421.78

Potencia activa de envío por polo, MW 103.57 93.48 83.53

Potencia activa de recepción por polo, MW 93.74 85.2 76.65

Pérdidas de transmisión por polo, MW 9.83 8.28 6.88 76.17

Pérdidas de transmisión por polo, % 9.49 8.86 8.24 15.30

Ajuste de corriente, Amperios 550 500 450


2.4.2 Incremento de Potencia de Transferencia

La Tabla A-1 del Anexo muestra que para una misma relación de aislamiento (1.0 en la relación de longitud de aislamiento AC/DC -- Ecuación 4) del sistema DC (Vd= 190 kV del Proyecto) y la tensión pico de barras AC del Mantaro (230/√3=132.79 kV), la línea de transmisión AC de doble circuito Mantaro-Socabaya puede ser convertida a tres circuitos Bipolares DC de ±190 kV a tierra.

Se deduce que la potencia transmitida por las líneas aéreas AC existentes puede ser incrementada a 147% (Ecuación 9) cuando se convierta a DC, bajo los efectos más desfavorables (precipitación de polución en un extremo del aislador) ó incrementada a 208% cuando la línea cuenta con un área limpia razonablemente. Académicamente, las pérdidas de la línea DC se reducen al 68% respecto de la línea AC.

Como las torres permitirán la instalación de los tres Bi-polos a configuración horizontal con la protección de los dos cables de guarda, se requiere la verificación de flechas y tensiones de las torres de la línea del Consorcio TransMantaro, cuyas principales características originales fueron para una transferencia nominal de 300 MW de entrega en Socabaya (Informe de Factibilidad de la Asociación SNC-LAVALIN-OIST N° 011778.4, Febrero 1,997 “Estudio de la Interconexión SICN-SISUR”) y en el Marco del Contrato de Concesión del MEM, se estableció pérdidas de transmisión de 5% total y su cumplimiento fue verificado por el Concedente, mediante los cálculos de diseño del conductor.

Con 500 MW (67% de incremento de corriente en estado normal) la línea tiene una potencia sustancial de crecimiento. La capacidad nominal de la línea de transmisión está basada sobre la temperatura operativa máxima permitida para limitar el daño en el conductor y mantener las distancias mínimas de seguridad para la seguridad pública.

Desafortunadamente, los conductores pueden alcanzar altas temperaturas operativas cuando aparece una sobrecarga por contingencias del sistema o por mantenimiento programado. Como la temperatura operativa de los conductores incrementa, la expansión térmica causa mayores flechas del conductor, reduciendo la distancia entre la tierra y los conductores energizados.

Por otra parte, con el incremento de Capacitores Serie de la línea del Consorcio TransMantaro, la longitud de la línea de 609 km puede ser considerada como una línea de 244 km como se ilustra en la Tabla 4 determinándose una máxima potencia de transferencia de 560 MW por circuito. El problema de estabilidad de tensión de la interconexión asumirá la importancia vital de un colapso de tensión cuando se presente la desconexión de un circuito de la interconexión con la contribución de varios factores como incremento de pérdidas, restricciones de potencia reactiva, dinámica de los cambiadores de tomas sobre carga (OLTC), enlaces HVDC con bajo SCR y las características de la carga del sistema sur, implicando una disminución de tensión descontrolada provocada por la perturbación.

Este colapso de tensión puede ser rápido debido a las cargas de los motores de inducción de la carga minera o lento debido a la acción de los limitadores de la excitatriz de los generadores y puede manifestarse como oscilaciones de tensión no amortiguadas (o amortiguadas negativamente) previo al colapso de tensión.

Tabla 4 Máxima Transferencia de Potencia

Maximum power transfer in an AC transmission line

560 MW

Vs voltage at the sending end of the line 1.09 p.u

Vr voltage at the receiving end of the line 1 p.u.

SIL surge impedance loading 172 MW

λ wave length of the transmission line 4488 km

Ɩ line lenght 244 km


Afortunadamente, una conexión en HVDC puede ser comisionada con un criterio de confiabilidad N-1. Este contiene una muy corta sobrecarga nominal permitiendo que un polo transmita una corriente de 2.0 p.u. por pocos segundos escalonando hacia abajo para operar continuamente a una corriente de 1.5 p.u. como muestra la Fig. 6. Para mejorar esta sobrecarga sobre un polo remanente puede usarse todo el equipo de enfriamiento redundante para los transformadores y válvulas. El consumo de potencia reactiva se puede incrementar para el polo sobrecargado, pero la plena compensación de potencia reactiva para el Bi-polo estará disponible para ese simple polo.

La desventaja de la línea larga AC de TransMantaro es que no pueden ser cargadas a sus límites térmicos de tal manera de sostener un margen suficiente contra la inestabilidad transitoria. Con este Proyecto es posible cargar estas líneas muy cerca a sus límites térmicos.

La Tabla del Anexo A-1 demuestra que no es necesario alteración de conductores, cadena de aisladores y torres de la línea original. Es obtenida una ganancia sustancial en la habilidad de la carga de la línea.

Además, el Controlador Maestro de Corriente HVDC sensa la corriente AC y regula las órdenes de corriente DC para los convertidores on-line, de tal manera que la corriente del conductor nunca excede sus límites térmicos.

Fig. 6 Sobrecarga continua del HVDC

2.4.3 Confiabilidad del Sistema SISUR

Para toda Concesión de una línea de transmisión se fija una Remuneración Anual Garantizada (RAG), monto anual fijo, a la empresa que se comprometa a brindar el servicio cumpliendo los requisitos de Calidad y Seguridad del Sistema.

La Tabla 5 muestra el resumen de eventos de la estadística de fallas originadas por descargas atmosféricas en la Interconexión SICN-SISUR, año 2012/3, que originaron separación de los dos sistemas (datos resúmenes extraídos de la página Web del COES).

Tabla 5 Estadística de falla Interconexión SICN-SISUR

Al respecto se observa lo siguiente:

◙-A) Los rechazos de carga del SISUR son mayores que los flujos pre-evento por la interconexión (p.e. en el Evento N° 26 se rechazó carga por 350 MW vs 310 MW de pre-evento en la interconexión; en el Evento N° 18 el rechazo de carga fue de 302 MW vs 291 MW pre-evento). En un estudio de rechazo automático de carga, debido al factor de amortiguamiento D de la carga (%∆MW / %∆Hz), la carga rechazada deberá ser menor que el desbalance en potencia activa. Este factor D cambia luego de cada bloque rechazado, p.e. en el primer bloque de rechazo se considera D= 2 MW/s, pero por el rechazo de carga efectuado, el segundo bloque deberá considerar un D= 1.2 Hz/s, como muestran los cálculos del Anexo A-2.

Además, el rechazo de carga en exceso conduce a sobre frecuencias por la acción

2 P.U. CONTINUOUS

POLE 1 OVERLOAD

POWER 1 P..U. 1.5 P.U.

0 6.7 MINUTES

POLE 2

POWER 1 P.U.

N° Eve Fecha Hora Cód. Línea Fases Localiz(%) MWrech MW prev

4 19-ene 17:50 H 2051/2 R/R-S 7

8 04-feb 19:20 H 2053/4 R-S/R-S 62 865 382

18 03-mar 17:58 H 2053/4 R-T/R-T 44 302 291

19 04-mar 16:31 H 2053/4 R/R 44 275 303

20 25-mar 23:08 H 2051/2 S-T/T 69 278 298

24 15-feb 15:11 H 2051/2 S/S 92 282 330

25 18-mar 21:41 H 2051/2 R/* 56 347 384

26 19-mar 05:03 H 2051/2 ?/* 350 310

(*) fuera de servicio por mantenimiento programado (subrayado) año 2013


del gobernador de centrales que cuentan con reserva de potencia, como muestra la Fig. 7.

Fig. 7 Desviación de frecuencia siguiendo un desbalance en potencia activa

Allí, el Control Secundario toma en cuenta las centrales controladoras de la frecuencia de potencia de tal manera de compensar la caída de frecuencia (N° 1 en la fig). El Control Primario toma en cuenta el estado de la caída de frecuencia (MW/Hz) en cada central de tal manera de determinar la contribución de potencia activa (N° 2 en la fig). Dependiendo del desbalance de potencia y de la inercia de las centrales, la frecuencia de estado permanente debe desviarse de su valor nominal, con mayor pendiente para una sobrecarga mayor (N° 3 en la fig).

◙-B) La desconexión de la interconexión con un flujo de potencia de 382 MW en horas punta (Evento N° 8) causó el apagón del SISUR, siendo un indicativo de inapropiados ajustes de los relés de derivada de frecuencia, según el siguiente análisis de relés de estrategia de relés de derivada de frecuencia df/dt.

La salida de resultados del comportamiento de la frecuencia del evento del 04 de Febrero 2,013 se muestra en el Anexo A-2, el cual considera los siguientes parámetros favorables al Evento para el desempeño de la derivada de frecuencia: (a) se asume una constante de inercia H= 2.5, siendo en promedio 2.17 en centrales del SISUR, (b) La temporización de los relés de derivada de frecuencia se asume 0.15 s y no incluye el

tiempo requerido por cada relé para la medición de la derivada de frecuencia como lo establece el Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN año 2013 (Informe Final COES/DP/SNP-064-2012 - Nov. 2012)

Según los resultados del Anexo A-2, el primer rechazo de carga por la separación de los dos sistemas se da para un tiempo de interrupción t= 170ms (20 ms dura el paso por 59.8 Hz + 150 ms de accionar de la protección é interruptor) descendiendo hasta un umbral de frecuencia de 58.64 Hz para el tiempo de interrupción mencionado. Si en toda la zona sur, asumiéramos una temporización de los relés de derivada de frecuencia como t= 0.35 s tal como lo establece el Informe Final, para las cargas asociadas a las subestaciones de Quencoro, Cachimayo, Machupicchu y Abancay, el umbral de frecuencia del primer bloque de rechazo de carga se efectuaría en 46.55 Hz, lo que demuestra que mencionadas subestaciones cuentan con relés inapropiados para una estrategia de rechazo de carga por derivada de frecuencia.

Adicionalmente, el Anexo A-3 del Informe Final muestra ajustes de relés de derivada de frecuencia, p.e. -1.1 Hz/s a -1.5 Hz/s, mientras que los cálculos del Anexo A-2 obtiene una derivada de frecuencia de -9.49 Hz/s por el Evento.

Los ajustes df/dt del Informe Final sólo se recomiendan para relés con medidas basadas sobre cinco (5) muestras pero consecuentemente son más lentos para responder. En cambio, lo apropiado para detectar altas tasas de derivada de frecuencia, p.e. -9.49 Hz/s por apertura de la interconexión, se requiere relés con medida basadas en dos (2) muestras por tener una rápida respuesta. Se demuestra que el sistema sur no cuenta con los ajustes apropiados por derivada de frecuencia.

También se deberá verificar que algunos relés son bloqueados automáticamente si la


frecuencia del sistema o la tensión están fuera del rango de las especificaciones del relé, mientras que otros relés permanecen en servicio pero que están sujetos a una mala operación.

◙-C) Entre los eventos se tiene que el exceso de generación en el SICN (superávit de potencia activa) y consecuente elevación de la frecuencia (no indicado en la tabla de eventos), manda disparo de las turbinas a gas de Aguaytía y de turbinas de centrales hidráulicas como de Callahuanca, Caña Brava ó Cahua, para ajustes debajo de 61.5 Hz, por lo que debe asegurarse que la protección no dispare la unidad para una condición desde la cual el gobernador deba restaurar la unidad a una aceptable condición operativa.

Académicamente, se establece que la operación de la turbina-generador fuera de una banda permitida de frecuencia, la anormalidad de la frecuencia puede impactar las paletas de la turbina resultando daños a las chumaceras debido a la vibración, por lo que la IEEE C37.102 recomienda ajustes de 59.5 Hz : 10 s y 60.6 Hz : 5 s sólo para alarma y fuera de esta banda, recomienda consultar al fabricante de la turbina para casos de disparos. Sin embargo el requerimiento de la NERC (North American Electric Reliability Corporation) establece que el disparo instantáneo del relé de sobrefrecuencia debe ser ajustado no más bajo de 62.2 Hz y el de baja frecuencia no más alto de 57.8 Hz como ilustra la Fig. 8.

Fig. 8. Curva de capacidad de frecuencia

◙-D) El tradicional Análisis de Seguridad usando criterio N-1 para el sostenimiento de la salida de un elemento no se cumple en la interconexión de TransMantaro.

3. PROPUESTA DE SOLUCIÓN El análisis de pérdidas, máxima transferencia y confiabilidad del sistema AC anterior apuesta por la necesidad de un sistema de transmisión HVDC en la interconexión de TransMantaro, donde las líneas AC serían convertidas a CD utilizando los conductores de la misma torre, sin cambiar el cuerpo y las fundaciones de la torre existente. Para tal efecto se presenta el siguiente diseño conceptual. 3.1 Análisis de Efecto Corona por altura La transmisión DC tipo Bi-polar tendría tres polos positivos (1-2-3) a la izquierda del eje y tres polos negativos (4-5-6) a la derecha y dos cables de guarda (8-9) con lo cual se podría transmitir 500 MW (Fig. 1), es decir 67% más de su capacidad nominal original (300 MW). El Anexo-4 ilustra la disposición de los conductores para dos torres típicas ubicadas a diferentes altitudes sobre el nivel del mar de la línea de TransMantaro, tomando en consideración la altura promedio de la flecha (Hmedia) que se ubica a 2/3 de la flecha D por debajo de la altura de la cadena de aisladores, haciendo más exigente el diseño de corona y que sirven de datos de entrada para el cálculo del efecto corona. Se consideró 2.0 mm/año de precipitación por lluvia (Cerro de Pasco, Quiulacocha, se registró 1.025 mm/año a 4,340 m.s.n.m). Para la determinación del Campo Magnético (MF) se consideró la corriente de emergencia (2 p.u.) para cada polo, lo cual hace más conservador al sistema DC. La Fig. 9 ilustra las salidas de las variables para los siguientes casos simulados con las dos torres típicas mencionadas: HVAC4: Conductor AC a 4,000 m.s.n.m. HVDC4: Bi-polos DC a 4,000 m.s.n.m. HVDC3: Bi-polos DC a 3,000 m.s.n.m.


El Campo Eléctrico (EF) de la Fig. 9 muestra un valor máximo de 3.5 kV/m en el eje central de los conductores HVDC. Cuando una persona está en un EF, una corriente eléctrica alterna fluye en el cuerpo. Aún en campos de 50 kV/m (bien debajo de los campos más altos presente bajo líneas de transmisión AC), las corrientes inducidas son demasiadas pequeñas de tal manera que ellas no pueden ser fatales. El Campo Magnético (MF) de la Fig. 9 muestra un valor máximo de 0.47 Gauss en el eje central para los conductores HVDC.

El ministerio de salud de nueva Zelandia da las restricciones básicas y niveles de referencia para exposiciones ocupacional y público de EF y MF, como ilustra la Tabla 6. En ocupacional se considera gente adulta que deben recibir entrenamiento para informarles de riesgo potencial y las precauciones que deben tomar en cuenta. El público en general incluye individuos de todas las edades y en todos los estados de salud y pueden ser expuestos las 24 horas del día.

En resumen el máximo Campo Eléctrico en el Proyecto está debajo de las restricciones básicas (3.5 < 5 kV/m), y también del máximo Campo Magnético (0.47 < 1.00 Gauss)

Fig. 9 Efecto Corona HVDC vs HVAC en la

línea de TransMantaro.

Tabla 6 Restricciones Básicas para EF y MF

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

-30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30

kV/m

Distancia lateral desde el eje (m)

Campo eléctrico

HVAC4

HVDC4

HVDC3

0.02

0.07

0.12

0.17

0.22

0.27

0.32

0.37

0.42

0.47

-30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30

Gau

ss


Campo magnético

HVAC4

HVDC4

HVDC3

15

20

25

30

35

40

45

50

55

-30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30

dB(u

V/m

)


Interferencia de radio con lluvia

HVAC4

HVDC4

HVDC3

10

15

20

25

30

35

40

-30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30

dBA


Ruido audible con lluvia

HVAC4

HVDC4

HVDC3

02468

10121416182022

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

kV/c

m

posición de conductores

Pérdidas corona por fase

HVAC4

HVDC4

HVDC3

-14-12-10

-8-6-4-202468

101214

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9kV/c

m

posición de conductores

Gradiente máximo por fase

HVAC4

HVDC4

HVDC3


La Interferencia de Radio (RI) para el sistema existente AC supera todos los valores permitidos: 40 dB para áreas rurales, 46 urbanas y 52 deshabitadas, como lo establecen las normas canadienses. En cambio el Proyecto en DC está muy por debajo de las restricciones. Similar para los resultados de Ruido Audible (AN). Las Pérdidas Corona del Proyecto DC no superan los 10 y 20 kW/km en altitudes de 3,000 y 4,000 respectivamente, siendo 30 kW/km el límite permitido. El estrés superficial en Gradiente Crítico Ec= 14 kV/cm para líneas HVDC que representan pérdidas de 0.3 a 0.5 kW/km, no son superados por el Proyecto. En resumen, ha sido observado de los cálculos computacionales que a pesar de haberse considerado corrientes DC de emergencia en los seis polos del Proyecto y aún bajo las más severas condiciones ambientales con lluvia en grandes alturas, no se tiene problemas con Efectos Corona en el Proyecto. Sin embargo, se observa que la línea AC existente de TransMantaro cuenta con niveles de Interferencia de Radio que superan los límites permitidos. Se debe tomar en cuenta que la degradación del Efecto Corona sucede con una mayor flecha en los conductores al considerar una menor distancia media Hmedia como ilustra el Anexo A-4, no consideradas para el presente análisis como consecuencia de la mayor transferencia en la línea AC (500 MW vs 300 MW). La línea HVDC del proyecto produce campos estáticos EF y MF que son no cambiantes en el tiempo. El más significante MF es el campo geomagnético de la tierra el cual varía entre 0.350 a 0.700 Gauss (en Alberta 0.580 Gauss). El campo magnético estático producido por la línea DC del Proyecto es de 0.420 Gauss (Fig. 8) en la ranura del ROW (faja de servidumbre) y debe adicionarse o sustraerse del campo de la tierra, resultando un máximo de 1.0 Gauss, lejos de la exposición del nivel ocupacional de la Tabla 6 ó de baterías y dispositivos

médicos que producen 3.0 y 15.0 Gauss respectivamente.

3.2 La Relación de Corto-Circuito (SCR)

La relación de cortocircuito (SCR= MVAcc-bus / MVARectificador) del sistema AC es el indicador más importante de posibles problemas operativos HVDC-HVAC. El sistema con SCR < 2 son conocidos como sistemas muy débiles y deben ser evitados en la práctica, pues los problemas operativos son la magnitud-alta de oscilaciones de tensión AC y la dificultad de recuperación después de las perturbaciones. Las fluctuaciones de tensión AC son altamente indeseables y pueden ser dañinas para el equipo AC y calidad de suministro de potencia, mientras que sobre el lado DC incrementará la probabilidad de defecto de conmutación. La magnitud alta de las oscilaciones de tensión AC es una consecuencia de una alta impedancia del sistema AC; entonces las perturbaciones de pequeña corriente AC causarán grandes desviaciones de tensión.

Tradicionalmente, el uso de condensadores síncronos—SC y/o SVCs ha sido la técnica más empleada para el mejoramiento de la estabilidad. La desventaja del SC son su respuesta lenta (0.5 s) y altas pérdidas (2%). Aparte de sus soluciones costosas, el SVC tiene la desventaja que este aparece menos efectivo cuando el nivel de tensión AC es reducido, p.e. durante fallas y grandes perturbaciones en la interconexión SICN-SISUR.

La Tabla 7 muestra las relaciones de impedancia en barras como la potencia de cortocircuito (MVAcc) sin la contribución de falla de la línea de interconexión 220 kV de TransMantaro y por otra parte la línea de 500 kV de Abengoa en operación conformando el anillo. El SCR de 11 y 5 en las estaciones de convertidores HVDC CSC de Mantaro y Socabaya respectivamente, indican que no se tendrá defectos de conmutación en horas de amanecida con la más baja potencia de


cortocircuito para mencionadas horas de amanecida (mínima demanda) del año 2015.

Tabla 7 Relación de Corto-Circuito (SCR)

3.3 Análisis de Estado Permanente Casos Base El Anexo A-5 (a), ilustra los Flujos de Carga de avenida 2015 de Mínima Demanda (Base de Datos DIgSILENT – COES de su página Web Marzo 2,013). Allí, la línea de Interconexión de TransMantaro muestra un envío de 462.69 MW desde barras del Mantaro y 403.78 MW de recepción de barras de Socabaya, es decir pérdidas Joule demasiadas altas de 12.77% (59.12 MW), corroborando lo mencionado en el párrafo 2.4.1, sin alcanzar el valor de 500 MW de entrega en Socabaya. Además, a nivel del SEIN se tienen pérdidas de 5.8% (291.28 MW) de una generación total de 5,025.05 MW en mínima demanda. Contingencias El Anexo A-5 (b), ilustra la transferencia de 502 y 438 MW hacia adelante en las líneas Chilca-Marcona 500 kV y Marcona-Ocoña 500 kV respectivamente. Es elocuente que la salida de servicio intempestiva de una de mencionadas líneas de Abengoa dará la apertura de anillos 500/220 kV siguientes: ◙ Anillo-1: Chilca-Marcona 500 kV vs Chilca- Independencia-Marcona 220 kV, ◙ Anillo 2: Marcona-Ocoña-Montalvo 500 kV vs Mantaro-Cotaruse-Socabaya 220 kV. Estos anillos no están diseñados para soportar una contingencia N-1 con las líneas remanentes de 220 kV, como ilustra la Tabla 8, donde las observaciones indican con NCG a los casos No ConverGentes de flujos de carga, mientras que el paréntesis (1) indica la salida de servicio de la línea Chilca-Marcona 500 kV y el paréntesis (2) la salida de servicio de la línea Marcona-Ocoña 500 kV.

Sólo la contingencia de Máxima Demanda en Estiaje tiene CVG, aunque con las barras de Marcona 220 kV con 85% de su tensión nominal. El gráfico mostrado en la Fig. 10 es usado para ilustrar los efectos de desviaciones de tensión sobre el desempeño de los motores. Cuando los motores son sujetados a bajas tensiones, p.e. las corrientes deben ser más altas para proveer la misma cantidad de potencia. Si supera la corriente nominal, ésta puede producir calentamiento lo cual acorta la vida del motor.

El Anexo 5 (c) -- para la desconexión de un circuito Mantaro-Cotaruse -- se ilustra la línea Chilca-Marcona 500 kV operando a su plena carga (99.9% = 567 MVAnominal) después de 1½ año de su operación comercial, como consecuencia esta línea debió ser diseñada como doble circuito. Asimismo, los cálculos efectuados con los parámetros de la mencionada línea (conductores bundle= 4) determinan una Potencia Natural (SIL: Surge Impedance Loading) de 923 MW, quiere decir que la línea de Abengoa ha sido diseñada con una capacidad nominal con 39% por debajo de su Potencia Natural. Como todo diseño de una línea de transmisión arranca con la Carga Natural, la línea de Abengoa pudo haber sido de doble circuito de 345 kV, considerando que su SIL es 2x320 MW como ilustra el Anexo A-6. Para mitigar eventos en líneas de simple circuito, sugerimos conceptos de nuevas tecnologías como: (a) operación de fase independiente, a través del cual una línea trifásica convencional deba permanecer en servicio con dos fases solamente siguiendo una falla monofásica sostenida para permitir el re-despacho confiable del sistema, (b) interruptores de “tanque muerto” con resistencias de cierre y/o maniobra sincronizada para mejorar la confiabilidad del sistema. También sugerimos que las NCG podrían superarse usando cargas de impedancia constante y/o de motores de inducción de la planta de Marcona, en lugar de potencia constante modelada en la Base de Datos COES.

IMPEDANCE RATIO Z2/Z1 Xo/X1 Ro/Xo MVAcc R/X Z1 SCR

SE MANTARO 1.03877 0.53787 0.02519 6581 0.1194 7.95 11

SE SOCABAYA 1.02993 0.65077 0.0644 2929 0.285 16.5 5


Tabla 8 Contingencias en líneas de Abengoa

Figura 10 Cambios (%) de desempeño del

motor con variación de tensión El Anexo A-7 ilustra el flujo de carga de los seis polos DC que reemplazan las seis fases del doble circuito AC existente, con una reducción de 36.52 MW en el SEIN como muestra la Tabla 9. Por la capacidad de sobrecarga de la Fig. 6 y los capacitores/filtros (con parámetros en la Tabla 10) del 50% de la capacidad nominal del convertidor, el sistema soporta las contingencias por apertura de anillos 550/220 kV.

Tabla 9 Pérdidas del SEIN Pérdidas

MW Flujo de carga original 291.28 Flujo de carga con HVDC por AC 254.76 Diferencia 36.52

Tabla 10 Parámetros de los modelos

3.4 Análisis de Factibilidad Económica La Factibilidad del Proyecto HVDC tiene como objeto la toma de decisiones, donde todos los costos de capital se evalúan en términos reales, esto significa que los componentes inflacionarios se eliminan de estos costos. Los beneficios calculados alcanzan cerca de 138.34 millones de dólares por año, de los cuales incluyen beneficios por pérdidas, confiabilidad y ATC.

A. Beneficio por pérdidas

La Tabla 11 muestra un ahorro calculado de 15´773,055 USD por año como beneficio por la disminución de las pérdidas activas del sistema con la alternativa HVDC CSC, con respecto al sistema AC original de TransMantaro.

Tabla 11 Cálculo de ahorro por pérdidas

B1- Beneficio por pérdidas: $15´773,055

AVENIDA Chil-Marco 5 (1) Marc-Ocon 5 (2) TR Marcona 5 Observaciones

MW MVAR MW MVAR MW MVAR

max 526 56 443 -14 62 -13 N-1 sin CVG (1) (2)

med 523 70 440 6 62 18 N-1 sin CVG (1) (2)

min 502 60 438 -4 43 -15 N-1 sin CVG (1) (2).

ESTIAJE Chil-Marco 5 (1) Marc-Ocon 5 (2) TR Marcona 5 Observaciones

max 456 42 362 -6 75 23 (1) V=0.85 Marc5

med 509 43 416 -11 73 -26 N-1 sin CVG (1) (2)

min 547 62 478 -4 49 -21 N-1 sin CVG (1) (2)

DC Capacitor

3.21E-05 Faradios

<0.010 sec 0.003684142 sec

SN nominal apparent power of the converter 157.5 MVAR

udcN nominal direct voltage 190 kV

∆udc allowed rippled, peak to peak (18%) 34.2 kVpp

ωe electrical frequency 376.991 Rad/sec

Phase reactor

Smoothing reactor

S nominal apparent power of the reactor 157.5 MVA

Udc nominal direct voltage 190 kV

Uk short-circuit voltage 10 % imped

Zbase 229.2 Ohms

Xself 22.9 Ohms

60.8 mH

Rself 2.3 Ohms

ENERGY-SAVING CALCULATIONPower-saving 36.52 MWEnergy-saving 319,915,200 kWh/yearEnergy-saving with LLF 225,329,359 kWh/yearLosses cost 0.07 USD/kWhYearly save cost $15,773,055

LLF Loss Load Factor 0.704340896

LLF = 0.1*LF + 0.9*LF2 0.692212416

LLF = 0.3*LF + 0.7*LF2. 0.721320768

LLF =0.15*LF + 0.85*LF2 0.699489504LF Load factor 0.8232 IDCOS No 329/2007


B. Beneficio por Confiabilidad

Las cuatro Componentes de Costos, evaluadas de los costos asociados con la interrupción de potencia se presentan en la Tabla 12 según las encuestas efectuadas a varias empresas industriales extranjeras. El Total de Todos los Componentes de Costos son comparados con la Facturación Promedio de Electricidad, obteniendo un costo de interrupción de 17.4 veces la facturación de electricidad.

Tabla 12. Comparación entre el costo de interrupción

y venta de electricidad para clientes industriales

Cost Components

Average Cost (Tk/hours of interruption)

Total of all cost components (Tk/hours of interruption)

Average Electricity Bill (Tk/hours of interruption)

Additional Wave

1859.00

136.72

Alternative Source

363.44

2379.06 Damage of Appliance

82.37

Perishable Goods

74.26

Las líneas de transmisión paralelas AC han sido extensivamente utilizadas en sistemas de potencia para acrecentar la confiabilidad y seguridad para la transmisión de la energía eléctrica. Sin embargo un análisis complejo es requerido para los fenómenos de acoplamiento mutuo que puede tener efectos adversos sobre el desempeño del relé. La protección diferencial de las líneas paralelas provee operación instantánea, sin embargo requiere comunicaciones de alta velocidad. Por el contrario las líneas de transmisión paralelas DC del Proyecto no cuentan con estos fenómenos y consiste de tres Bi-polos, por lo cual será tres veces más confiable, puesto que un Bi-polo representa un doble circuito AC como ilustra la Fig. 11.

Fig. 11 Dos líneas paralelas

La posibilidad de una sola perturbación en la interconexión DC por año, al costo de una hora de interrupción como 17.4 veces la facturación de carga industrial ($0.20/kWh – dato Edelnor) se obtiene el costo de energía no servida de la Tabla 13. Tabla 13 Cálculo de ahorro por confiabilidad

B2- Beneficio por confiabilidad: 1´044,400 $. C. Beneficio por Capacidad de Transferencia Disponible (ATC).

El incremento de la Capacidad de Transmisión Disponible del Proyecto en 47% (Anexo A1) determinará un mayor Margen de Confiabilidad de Transmisión (TRM) sobre la Capacidad de Transmisión Neta (NTC) de la interconexión original del Consorcio TransMantaro como ilustra la Fig 12.

Fig. 12 Incremento de Capacidad de

Transmisión Total (TTC)

La Tabla 14 ilustra el cálculo efectuado para el 47% ATC (P= 141 MW de 300 MW originales de la interconexión de TransMantaro), p.e. para una nueva línea DC del mismo tipo de conductores ACSR starling con dos conductores por fase existente, considerando pérdida Joule (Cj) sin incluir pérdidas corona (Cc) y a un costo aproximado de una línea bi-polar DC de ±190 kV como US $130,000 por kilómetro. Por tanto, tomando en cuenta términos de sólo Costo de Capital y de Costo de Pérdidas, el beneficio obtenido es 121´530,359 $. B3- Beneficio por ATC: 1´044,400 $.

Rechazos de carga 300,000 kWCosto de facturación de energía industrial 0.2 $/kWhVeces por costos de componentes 17.4Costo de energía por rechazos de carga 1,044,000 $


Tabla 14 Total de Costo Anual de la línea de transmisión

D. Costo de estaciones de convertidores Los costos aproximados de los enlaces de transmisión se ilustran en la Fig. 13. Usando la base de 500 MW de potencia de transmisión, el rango de costo de los convertidores incluyendo su instalación es de 75 a 100 Millones de dólares. La entrada de transformadores a Mantaro y Socabaya se estima en 9 y 3 millones de dólares lo que representa un costo de 112 millones de dólares del Proyecto.

Fig. 13 Costos de enlaces HVDC

El retorno previsto sobre el patrimonio del Proyecto con la tasa mínima de 8% de interés mensual aceptada por los accionistas, ver Tabla 15, muestra pagos de 10.3 millones de dólares anuales El análisis de costo beneficio resulta ser de un beneficio muy significante para el

Proyecto, que bastaría su sustentación con el beneficio de pérdidas. C1. Costo del Proyecto: 112´000,000 $

Tabla 15 Capital equivalente de pagos uniformes

4. CONCLUSIONES

◙ Se concluye que los recientes cambios aparecidos en la interconexión Mantaro-Cotaruse-Socabaya 220 kV debido a la incrementada utilización y la más alta cargabilidad de la interconexión permite su operación en el margen de sus límites técnicos por la apertura del anillo con el sistema de transmisión de la línea de 500 kV Marcona- Ocoña-Montalvo, volviéndose más vulnerable a las inestabilidades y defectos en cascada, con perjuicios para la industria minera, en especial. Así, la seguridad del SISUR no tiene el grado de riesgo suficiente en su habilidad para sobrevivir en inminentes perturbaciones sin interrupción de servicio.

En cambio, la materialización del Proyecto HVDC cumple con los objetivos de una mejora en la eficiencia del uso de la energía en la industria minera del sur del país (disminución de pérdidas, mayor confiabilidad e incremento de transferencia de potencia). Así, el HVDC CSC Impulsa y difunde los avances tecnológicos en el uso eficiente de la energía para la aplicación y resolución de problemas industriales y ecológicos de nuestra realidad nacional. Así, esta investigación concluye por la factibilidad técnica de la interconexión HVDC CSC incrustado en la interconexión AC SICN-SISUR de 500 kV por medio de tres bi-polos en corriente continua en ±190 kV 3x175 MVA.

5. RECOMENDACIONES

Cya Total annual cost of transmission line 121,530,359 $/year

Cc + Cj

P Specified capacity (power transmitted) 141000 kW

Va Voltage (line-to-line for AC; bipole for DC) 190 kV

R0a Resistance factor per phase (or pole) of 1.0-kV line 1968.80565 Ω

Rta*KV

Rta Total resistance per phase or pole, Ra*km 10.362135 Ω

Ra Resistance per km of transmission line phase or pole 0.03403 Ω/km

B Bundle: Number of conductors/pole/phase 2

D Transmission distance 609 km

CL Cost of losses 750 $/kW-year

LsF Loss factor = 0.15*LF + 0.85*LF^2 0.664 p.u

LF Load factor 0.8 p.u.

Cj Cost of losses 2,841,905 $/year

Aa Total line cost per kV [km*($/kV-km)] 7,032,468 $

Aa´ Line cost 130,000 $/km

Ct Capital recovery factor: CRF 0.088827433

i Interes 0.08

n Number of years 30

Cc Annual fixed (investment) cost 118,688,454 $/year

100

120

140

160

180

200

220

240

200 300 400 500 600 700 800 900 1000Cost

os H

VDC

+ co

stos

de

inst

alac

ión

(k$/

kW)

Potencia de transmisión (MW)

Costos aproximados de convertidores HVDC

$ min

$ max

Capital Equivalent of Uniform PaymentsCC = PMT*(1 + r)*[1-(1+r)-n] / r 112,011,812 USD

PMT Monthly Payment 858,800 USD/month10,305,600 USD/year

r Monthly interest rate 8% 0.006666667 pun Number of monthly payment 300 month

years: 25


La tecnología HVDC CSC es recomendada pues provee la ventaja del control de la potencia activa y su posibilidad de sobrecarga impidiendo inestabilidades de tensión del sistema sur.

Los beneficios adicionales al ahorro energético luego de la implementación del proyecto serían:

Reducción de costos de operación Aumento de la vida útil de las

máquinas, pues mejora la estabilidad del sistema AC y desde luego, mejora la capacidad transportadora de potencia interna, por la modulación de potencia en respuesta a la frecuencia, la oscilación de potencia o el nominal de la línea.

Mejora de la calidad del producto por la Inmunidad desde la impedancia, ángulo de fase, frecuencia o fluctuaciones de tensión respecto al sistema de transmisión AC.

Mayor confiabilidad del sistema Recomendamos su factibilidad económica para el subsector eléctrico del Perú, tomando en cuenta los beneficios encontrados de mucho interés nacional, que holgadamente corroboran la implantación de esta obra.

6. BIBLIOGRAFÍA Manuel Casas egresó de la Universidad Nacional de Ingeniería (1980) y recibió el grado de Ingeniero Electricista en 1987 (CIP 33403). En lo laboral, trabajó para la empresa ELECTROPERÚ S.A. desde marzo de 1982, por 13 años, como Ingeniero Analista de Sistemas de Potencia, llegando a ocupar el cargo de Jefe de Análisis. En julio de 1994 aceptó una posición como Jefe de la Unidad de Ingeniería de la empresa ETECEN S.A. De setiembre de 2002 al 2004 se desempeñó como Especialista de Análisis Operativo de la Gerencia de Operaciones de la empresa RED DE ENERGÍA DEL PERÚ. En lo académico, en 1991 recibió Diploma de Honor del Rector de la Universidad Nacional del Callao (UNAC) en reconocimiento a su labor de investigación en el

área de la Ingeniería Eléctrica. En el 2005 se le nominó en la plana docente de TECSUP. En el 2008 se le nombró Director de la Escuela profesional de Ingeniería de la Universidad Nacional del Callao. Es profesor asociado de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos y de la Universidad Nacional del Callao.

El Ing. Casas ha presentado numerosos trabajos técnicos para el Sub Comité de Planificación é Ingeniería del CIER. Ha sido COORDINADOR representante de diferentes empresas en los Comités de Trabajo del COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO-COES. Ganador de varios concursos a nivel Nacional AEP (primer premio año 1991, 1994, 2007), CONIMERA (1991), COPIMERA (1992). Nominación de beca OEA-Electroperú para el curso internacional de Sistemas Eléctricos de potencia en la UNAM-México. Cuenta con varios cursos de especialización en el extranjero: En 1987 en la empresa HYDRO QUEBEC-CANADÁ para la capacitación de “Análisis de Armónicos de hornos de arco”. En 1991 en México con el Congreso Nacional Bienal del CIME. En 1992 en la CENTRAL RESEARCH INSTITUTE-JAPÓN para “Análisis de Sobretensiones Anormales aparecidas en Sistemas de Potencia”. En 1996 en ABB-SUECIA para “Provisión de prueba para hardware/software incluyendo simulador SVC”. En 1997 en SNC-LAVALIN-CANADÁ participó en el programa “Planificación y factibilidad de Sistemas Eléctricos de Potencia”. En el 2003 en ISA-COLOMBIA en el “Estudio de Compensación Reactiva del Perú”. En el 2013 ganó el Primer lugar del Concurso de Eficiencia Energética de la IEEE-ABB. Referencias [1] Baljit Singh – “Power upgrading and loss reduction of transmission line by converting EHVAC into EHVDC”

[2] EPRI – “HVDC Transmission - Program 162”


Anexo A-1

Capacidad de transporte de potencia de líneas AC y DC

Power carrying capability of AC and DC lines

For a given insulation length, the ratio of continuous working withstand voltage is:

K = DC withstand voltage / [AC withstand voltage (rms)] [1]

√2 overhead line is passing through a reasonably clean area (corresponding to the peak value of RMS alternating voltage)

1 outdoor DC overhead-line insulators, due to unfavourable effects (precipitation of pollution on one end of the insulator)

2 cables

A line has to be insulated for overvoltages expected during faults, switching operation, etc

AC transmission lines are normally insulated against overvoltages of more then 4 times normal RMS voltage

This insulation requirement can be met by insulation corresponding to an AC voltage of 2.5 to 3 times normal rated voltage

K1 = AC insulation level / rated AC voltage (Ep) = 2.5 [2]

On the other hand with suitable conversor control the corresponding HVDC transmission ratio is:

K2 = DC insulation level / rated DC voltage (Vp) = 1.7 [3]

Thus for a DC pole to earth voltage Vd and AC phase to earth voltage Ep the relation exist:

Insulation ratio = Insulation length required for each AC phase/Insulation lenght required for each DC pole

and sustituting [1], [2] and [3] equations, we obtain:

Insulation ratio = [K*K1/K2]*Ep/Vd 1.0 [4]

Ep peak value of RMS alternating voltage 132.79 kVp 230 kVl-l

Vd direct voltage 190 kV

DC transmission capacity of an existing three-phase double circuit AC line

The AC line can be converted to three DC circuits, each having two conductors at ±Vd to earth respectively.

Power transmitted by AC Pa = 6 Ep IL [5]

Power transmitted by DC Pd = 6 Vd Id [6]

On the basis of equal current and insulation IL = Id [7]

Vd = [K*K1/K2]*Ep [8]

The following relation shows the power ratio Pd/Pa = Vd Id / (Ep IL) = Vd/Ep = [K*K1/K2]*Ep/Ep [9]

1.47

The power transmitted by overhead lines can be increased to 147% due to unfavourable effects (208% reasonably clean area

with the percentage line losses reduced to 68%


Anexo A-2

Estrategia de rechazo de carga df/dt

Anexo A-3

EVENTO DEL 04 DE FEBRERO 2,013ESTRATEGIA df/dt Pérdida de cargaDESCONEXIÓN DE INTERCONEXIÓN 382 MW 0.79ÁREA MVA MWGeneración local 483.00 483 1 puCarga local 865 1.79 puConstante de inercia local 2.5 sFrecuencia del sistema 60 Hz ~Pérdida de carga de Interc. dP 0.79 puRate de caída de frecuencia -9.49 Hz/s 1 1.79Sobrecarga (OL) 79.09 % Generación CargaTiempo interruptor de distrib - ciclos= 6 100.00 ms Local LocalTiempo relé+margen 50.00 msTiempo adicional al disparo (suma de 2 anteriores) 150.00 ms CICLOSTiempo de rechazo previniendo 1 Hz de caída (invers 105.37 ms Tiempo de operación del relé 12Señal de disparo necesaria (Diferencia de 2 anteriore -44.63 ms Tiempo de operación del relé aux 2Factor de amortiguamiento de carga (d) 2 %MW/%HZ Tiempo del interruptor 6Frecuencia operativa más baja sin rechazo ff 46.75 Hz 20Factor de amortiguamiento total inicial D 1.21Cambio de frecuencia df Frecuencia de ajuste PASO 1 (Block 1) 59.8 HzFrecuencia en el tiempo de interrupción 58.64 Hz


Anexo A-4

Anexo A-5

(a) Caso Base

(b) Caso Base

(c) Salida de servicio una línea Mantaro-Socabaya

Alturas medias (Hmedia) de la línea de transmisión Mantaro-Cotaruse-Socabaya

Altitud 2000-3500 3500-5000 m C.G.

Altura mínima 7.8 7.9 m ph_H

Flecha D 28.3 26.2 m ph_I

Altura media C.G. 40.73 40.33 m ph_L

Altura media fase ph_H 33.23 32.53 m

Altura media fase ph_I 25.23 23.13 m

Altura media fase ph_L 17.23 15.23 m

Hmedia Hmed

MANTARO

SVCSOC20.281.04

35.90

COTARUSE 13

222.951.01

18.76

220CCOTARUSE 11

222.951.01

18.76

SOCA220220.00

1.005.90

238.001.08

28.22

SER

12

208.090.95-1.52

SER

11

208.090.95-1.52

SAM713.861.00

61.51

AM613.851.00

61.42

SER

14

200.680.91

41.07

SER

13

200.680.91

41.07

COTARUSE 14

222.951.01

18.76

COTARUSE 12

222.951.01

18.76 Lod

Inm

acul

ada

-0

.00

51.3

5

1

0.12-79.6026.53

-0.1282.7726.53

h7 Socabaya

0.12

-33.

12

1

SVSSVC Socabaya

0.0016.61

h5 Socabaya

-0.0

0-6

6.25

1

-201.8990.8546.93

215.

85-1

4.20

46.9

3

93.45-0.2156.94

34.838.66

33.49

34.838.66

33.49

-0.0

051

.35

1

73.016.23

45.54

-64.78-13.7753.55

-0.0

051

.35

1

-0.0

051

.35

1

-0.0

051

.35

1

-68.31-16.9159.78

68.7521.5259.78

2

G~Sam G7

68.7521.5260.03

-66.53-16.5658.25

66.9620.9658.25

2

G~Sam G6

66.9620.9658.47

-201.8990.8546.93

215.

85-1

4.20

46.9

3

-0.0

051

.35

1

-64.791354

231.4563.1645.79

-218

.81

-2.9

645

.79

231.4563.1645.79

-218

.81

-2.9

645

.79

215.

85-1

05.6

546

.93

-215

.85

14.2

046

.93

215.

85-1

05.6

546

.93

-215

.85

14.2

046

.93

218.

812.

9645

.79

-218

.81

-84.

2245

.79

218.

812.

9645

.79

-218

.81

-84.

2245

.79

lod

Haq

uira

493.48

0.9920.47

TERMOCHILCA500

MARCONA Nueva 220218.95

100

MARCONA Nueva 500

495.660.9915.26

Brk Cs Chilca-Marcona

Cs Chil-Marc

492.

2027

1.48

64.1

4

-492

.20

-403

.64

64.1

4

Rp

Mar

c500

-L2

3.19

127.

67

1

Brk

Mar

c N

ueva

500-

2

Lne Chilca-Marcona 500 kV

501.6459.7891.73

-492

.20

-271

.48

91.7

3

Tr2

Mar

cona

500

/220

kV 43.21

-14.9310.48

-43.1218.5510.48

0

128.

4814

.86

0.00

Rp MarcB

2.4698.21

1

438.44-3.7374.33

Brk

Mar

c N

ueva

500-

1

Rp

Mar

c500

-L1

4.91

196.

42

1

Rp

Chi

lca5

00-L

4.87

194.

70

1

Brk

Chi

lca5

00

Chilca Nueva 500/..490.45

Chilca Nueva 500/..490.450.9819.49

NEYRA10C10.051.00

-129.09

a23B Neyra2323.061.0121.27

TERMOCHILCA500490.450.9819.49

MARCONA Nueva 220216.38098

MARCONA Nueva 500

489.980.9813.54

Brk Cs Chilca-Marcona

Cs Chil-Marc

548.

9724

9.18

69.4

9

-548

.97

-404

.33

69.4

9

-154.20-218.1319.45

-411.59-46.9670.48

137.

1118

.30

0.00

137.

1118

.30

0.00

-0.000.0015.11

-5.80-1.8015.11

1

0.000.004.43

0.27-7.950.94

5.801.80

Rp

Mar

c500

-L2

3.12

124.

76

1

Brk

Mar

c N

ueva

500-

2

Lne Chilca-Marcona 500 kV

560.6282.0299.39

-548

.97

-249

.18

99.3

9

Tr2

Mar

cona

500

/220

kV 32.09

-13.748.19

-32.0017.068.19

0

137.

1118

.30

0.00

Rp MarcB

2.4095.97

1

506.565.3982.95

Brk

Mar

c N

ueva

500-

1

Rp

Mar

c500

-L1

4.80

191.

94

1

Rp

Chi

lca5

00-L

4.81

192.

31

1

Brk

Chi

lca5

00

Tr2

Te

0.100.700.31

Lne

Chi

lca-

Ter

moc

hilc

a 50

0 kV

0.10-1.300.07

-0.10-0.700.07


(d) Potencias Naturales de líneas de transmisión

ANEXO A-6

ANEXO A-7

S O C A B A Y A

M A N T A R O

R E C TI F I C A D O R I N V E R S O R

S I C N

S I S U R


S I C N

S I S U R


S I C N

S I S U R


S I C N

S I S U R


S I C N

S I S U R


S I C N

S I S U R

SOCA2202 2 7 .4 91 .0 31 2 .9 8

CARMI220 2 3 7 .6 01 .0 82 8 .3 5

MAN

TARO

(6)

237.

601.

0828

.35

IN C D C 1 ( 6 )9 0 .9 80 .9 60 .0 0

R E C D C 1 ( 6 )9 3 .0 50 .9 80 .0 0

REC

AC

1(6

)82

.79

1.14

28.2

4

REC

AC

2(6

)82

.79

1.14

58.2

4

INV

AC 2

(6)

77.7

81.

0743

.33

R E C D C 2 ( 6 )1 8 6 .0 9

0 .9 80 .0 0

IN V D C 2 ( 6 )1 8 1 .9 6

0 .9 60 .0 0

SOC

ABAY

A(6)

227.

491.

0312

.98IN

V AC

1(6

)77

.78

1.07

13.3

3

MAN

TARO

(5)

237.

601.

0828

.35

IN C D C 1 ( 5 )9 0 .9 80 .9 60 .0 0

R E C D C 1 ( 5 )9 3 .0 50 .9 80 .0 0

REC

AC

1(5

)82

.79

1.14

28.2

4

REC

AC

2(5

)82

.79

1.14

58.2

4

INV

AC 2

(5)

77.7

81.

0743

.33

R E C D C 2 ( 5 )1 8 6 .0 9

0 .9 80 .0 0

IN V D C 2 ( 5 )1 8 1 .9 6

0 .9 60 .0 0

SOC

ABAY

A(5)

227.

491.

0312

.98IN

V AC

1(5

)77

.78

1.07

13.3

3

MAN

TARO

(4)

237.

601.

0828

.35

IN C D C 1 ( 4 )9 0 .9 80 .9 60 .0 0

R E C D C 1 ( 4 )9 3 .0 50 .9 80 .0 0

REC

AC

1(4

)82

.79

1.14

28.2

4

REC

AC

2(4

)82

.79

1.14

58.2

4

INV

AC 2

(4)

77.7

81.

0743

.33

R E C D C 2 ( 4 )1 8 6 .0 9

0 .9 80 .0 0

IN V D C 2 ( 4 )1 8 1 .9 6

0 .9 60 .0 0

SOC

ABAY

A(4)

227.

491.

0312

.98

INV

AC 1

(4)

77.7

81.

0713

.33

MAN

TARO

(3)

237.

601.

0828

.35

IN C D C 1 ( 3 )9 0 .9 80 .9 60 .0 0

R E C D C 1 ( 3 )9 3 .0 50 .9 80 .0 0

REC

AC

1(3

)82

.79

1.14

28.2

4

REC

AC

2(3

)82

.79

1.14

58.2

4

INV

AC 2

(3)

77.7

81.

0743

.33

R E C D C 2 ( 3 )1 8 6 .0 90 .9 80 .0 0

IN V D C 2 ( 3 )1 8 1 .9 60 .9 60 .0 0

SOC

ABAY

A(3)

227.

491.

0312

.98IN

V AC

1(3

)77

.78

1.07

13.3

3

MAN

TARO

(2)

237.

601.

0828

.35

IN C D C 1 ( 2 )9 0 .9 80 .9 60 .0 0

R E C D C 1 ( 2 )9 7 .3 71 .0 20 .0 0

REC

AC

1(2

)82

.80

1.14

28.2

3

REC

AC

2(2

)82

.80

1.14

58.2

3

INV

AC 2

(2)

77.7

81.

0743

.33

R E C D C 2 ( 2 )1 9 4 .7 41 .0 20 .0 0

IN V D C 2 ( 2 )1 8 1 .9 6

0 .9 60 .0 0

SOC

ABAY

A(2)

227.

491.

0312

.98IN

V AC

1(2

)77

.78

1.07

13.3

3

MAN

TARO

(1)

237.

601.

0828

.35

IN C D C 1 ( 1 )9 0 .9 80 .9 60 .0 0

R E C D C 1 ( 1 )9 3 .0 50 .9 80 .0 0

REC

AC

1(1

)82

.79

1.14

28.2

4

REC

AC

2(1

)82

.79

1.14

58.2

4

INV

AC 2

(1)

77.7

81.

0743

.33

R E C D C 2 ( 1 )1 8 6 .0 9

0 .9 80 .0 0

IN V D C 2 ( 1 )1 8 1 .9 6

0 .9 60 .0 0

SOC

ABAY

A(1)

227.

491.

0312

.98IN

V AC

1(1

)77

.78

1.07

13.3

3

L in e ( 5 )

82.9

50.

0037

.34

-81.

980.

0037

.34L in e ( 4 )

82.9

50.

0037

.34

-81.

980.

0037

.34

L in e ( 3 )

82.9

50.

0037

.34

-81.

980.

0037

.34 L in e ( 2 )

82.9

50.

0037

.34

-81.

980.

0037

.34

L in e ( 1 )

82.9

50.

0037

.34

-81.

980.

0037

.34

L in e

86.8

10.

0044

.80

-81.

960.

0044

.80

Bre

aker

/S..

Bre

aker

/S..

Bre

aker

/S..

Bre

aker

/S..

Bre

aker

/S..

Bre

aker

/S..

Bre

aker

/S..

Bre

aker

/S..

Bre

aker

/S..

Bre

aker

/S..

B r e a k e r / S . .B r e a k e r / S w i t c h

G~G

50H

z(6

)

60H

z G

rid(6

)

Shu

nt/F

ilter

(13)

-0.0

0-2

6.73

Shu

nt/F

ilter

(12)

-0.0

0-2

6.73

DC

2(6

)

0.34

0.00

DC

1(6)

0.35

0.00

Ser

ies

Re

acto

r(13

)

8 3 .7 40 .0 0

-83.

300.

00

Ser

ies

Re

acto

r(12

)

- 8 1 .2 00 .0 0

81.6

40.

00

Shu

nt(2

7)

-0.0

0-2

9.16

Shu

nt(2

6)

-0.0

0-2

9.16

Shu

nt(2

5)

-0.0

0-2

9.16

Shu

nt(2

4)

-0.0

0-2

6.73

RE

C 1

(6)

41.8

727

.90

- 4 1 .8 70 .0 0

INV

1(6

)

-40.

6023

.43

4 0 .6 00 .0 0

INV

2(6

)

-40.

6023

.43

8 1 .2 00 .0 0

- 4 0 .6 00 .0 0

TR

F 6

0Hz(

6)

-80.

9447

.79

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

TR

F 5

0Hz(

6)

84.0

356

.42

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

RE

C 2

(6)

41.8

727

.90

- 8 3 .7 40 .0 0

4 1 .8 70 .0 0

0.00

0.00

0.00

L in e R o u t e ( 3 3 )

0.00

0.00

0.00

60H

z G

rid(5

)

Shu

nt/F

ilter

(11)

-0.0

0-2

6.73

Shu

nt/F

ilter

(10)

-0.0

0-2

6.73

DC

2(5

)

0.34

0.00

DC

1(5)

0.35

0.00

Ser

ies

Re

acto

r(11

)

8 3 .7 40 .0 0

-83.

300.

00

Ser

ies

Re

acto

r(10

)

- 8 1 .2 00 .0 0

81.6

40.

00

-0.0

0-2

9.16

-0.0

0-2

9.16

-0.0

0-2

9.16

Shu

nt(2

0)

-0.0

0-2

6.73

RE

C 1

(5)

41.8

727

.90

- 4 1 .8 70 .0 0

INV

1(5

)

-40.

6023

.43

4 0 .6 00 .0 0

INV

2(5

)

-40.

6023

.43

8 1 .2 00 .0 0

- 4 0 .6 00 .0 0

TR

F 6

0Hz(

5)

-80.

9447

.79

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

TR

F 5

0Hz(

5)

84.0

356

.42

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

RE

C 2

(5)

41.8

727

.90

- 8 3 .7 40 .0 0

4 1 .8 70 .0 0

0.00

0.00

0.00

L in e R o u t e ( 2 8 )

0.00

0.00

0.00

G~G

50H

z(4

)

60H

z G

rid(4

)

Shu

nt/F

ilter

(9)

-0.0

0-2

6.73

Shu

nt/F

ilter

(8)

-0.0

0-2

6.73

DC

2(4

)

0.34

0.00

DC

1(4)

0.35

0.00

Ser

ies

Re

acto

r(9)

8 3 .7 40 .0 0

-83.

300.

00

Ser

ies

Re

acto

r(8)

- 8 1 .2 00 .0 0

81.6

40.

00

Shu

nt(1

9)

-0.0

0-2

9.16

Shu

nt(1

8)

-0.0

0-2

9.16

Shu

nt(1

7)

-0.0

0-2

9.16

Shu

nt(1

6)

-0.0

0-2

6.73

RE

C 1

(4)

41.8

727

.90

- 4 1 .8 70 .0 0

INV

1(4

)

-40.

6023

.43

4 0 .6 00 .0 0

INV

2(4

)

-40.

6023

.43

8 1 .2 00 .0 0

- 4 0 .6 00 .0 0

TR

F 6

0Hz(

4)

-80.

9447

.79

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

TR

F 5

0Hz(

4)

84.0

356

.42

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

RE

C 2

(4)

41.8

727

.90

- 8 3 .7 40 .0 0

4 1 .8 70 .0 0

0.00

0.00

0.00

L in e R o u t e ( 2 3 )

0.00

0.00

0.00

60H

z G

rid(3

)

Shu

nt/F

ilter

(7)

-0.0

0-2

6.73

Shu

nt/F

ilter

(6)

-0.0

0-2

6.73

DC

2(3

)

0.34

0.00

DC

1(3)

0.35

0.00

Ser

ies

Re

acto

r(7)

8 3 .7 40 .0 0

-83.

300.

00

Ser

ies

Re

acto

r(6)

- 8 1 .2 00 .0 0

81.6

40.

00

-0.0

0-2

9.16

-0.0

0-2

9.16

-0.0

0-2

9.16

Shu

nt(1

2)

-0.0

0-2

6.73

RE

C 1

(3)

41.8

727

.90

- 4 1 .8 70 .0 0

INV

1(3

)

-40.

6023

.43

4 0 .6 00 .0 0

INV

2(3

)

-40.

6023

.43

8 1 .2 00 .0 0

- 4 0 .6 00 .0 0

TR

F 6

0Hz(

3)

-80.

9447

.79

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

TR

F 5

0Hz(

3)

84.0

356

.42

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

RE

C 2

(3)

41.8

727

.90

- 8 3 .7 40 .0 0

4 1 .8 70 .0 0

0.00

0.00

0.00

L in e R o u t e ( 1 8 )

0.00

0.00

0.00

G~

60H

z G

rid(2

)

Shu

nt/F

ilter

(5)

0.00

0.00

Shu

nt/F

ilter

(4)

0.00

0.00

DC

2(2

)

0.34

0.00

DC

1(2)

0.38

0.00

Ser

ies

Re

acto

r(5)

8 7 .6 30 .0 0

-87.

190.

00

Ser

ies

Re

acto

r(4)

- 8 1 .1 90 .0 0

81.6

30.

00

Shu

nt(1

1)

0.00

0.00

Shu

nt(1

0)

0.00

0.00

Shu

nt(9

)

0.00

0.00

Shu

nt(8

)

-0.0

0-2

6.73

RE

C 1

(2)

43.8

224

.75

- 4 3 .8 20 .0 0

INV

1(2

)

-40.

5923

.43

4 0 .5 90 .0 0

INV

2(2

)

-40.

5923

.43

8 1 .1 90 .0 0

- 4 0 .5 90 .0 0

TR

F 6

0Hz(

2)

-80.

9247

.79

55.0

8

40.5

9-2

3.43

55.0

8

40.5

9-2

3.43

55.0

8

TR

F 5

0Hz(

2)

87.9

250

.12

56.7

9

-43.

82-2

4.75

56.7

9

-43.

82-2

4.75

56.7

9

RE

C 2

(2)

43.8

224

.75

- 8 7 .6 30 .0 0

4 3 .8 20 .0 0

0.00

0.00

0.00

L in e R o u t e ( 1 3 )

0.00

0.00

0.00

G~G

50H

z(1

)

60H

z G

rid(1

)

Shu

nt/F

ilter

(3)

0.00

0.00

Shu

nt/F

ilter

(2)

0.00

0.00

DC

2(1

)

0.34

0.00

DC

1(1)

0.35

0.00

Ser

ies

Re

acto

r(3)

8 3 .7 40 .0 0

-83.

300.

00

Ser

ies

Re

acto

r(2)

- 8 1 .2 00 .0 0

81.6

40.

00

Shu

nt(7

)

0.00

0.00

Shu

nt(6

)

0.00

0.00

Shu

nt(5

)

0.00

0.00

Shu

nt(4

)

0.00

0.00

RE

C 1

(1)

41.8

727

.90

- 4 1 .8 70 .0 0

INV

1(1

)

-40.

6023

.43

4 0 .6 00 .0 0

INV

2(1

)

-40.

6023

.43

8 1 .2 00 .0 0

- 4 0 .6 00 .0 0

TR

F 6

0Hz(

1)

-80.

9447

.79

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

40.6

0-2

3.43

55.0

9

TR

F 5

0Hz(

1)

84.0

356

.42

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

-41.

87-2

7.90

56.8

0

RE

C 2

(1)

41.8

727

.90

- 8 3 .7 40 .0 0

4 1 .8 70 .0 0

0.00

0.00

0.00

L in e R o u t e ( 8 )

0.00

0.00

0.00

interconexion sicn y sisur con enlace hvdc.pdf

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