Esquemas de Rechazo Automático de Carga

Esquemas Especiales de Protección del Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SEIN): Esquemas de Rechazo Automático de Carga y Desconexión
Automática de Generación- Año 2007
Parte II: Metodología de Diseño, Simulaciones y Determinación de Ajustes
Daniel Rodríguez C.
Roberto Ramirez A.
Juan Carlos Pino G.
Comité de Operación Económica del Sistema (COES)
escenarios
especiales.
Con
las
simulaciones de un conjunto de eventos, se
asegura que el diseño del ERACMF cumpla
con los criterios previstos [1], en todos los
escenarios analizados.
Resumen
Se detalla los análisis efectuados en el
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN) del Perú para establecer los
esquemas de rechazo automático de carga
y de desconexión automática de generación
para el año 2007.
La
metodología
utilizada
para
la
especificación de los relés de umbral de
frecuencia del ERACMF del SEIN se detalla
a continuación:
(i). En los escenarios considerados, se
calcula la menor desconexión de
generación (mínimo desbalance) que
produce la actuación de la primera
etapa del ERACMF, ajustada en 59,0
Hz. Asimismo, se calcula el porcentaje
de rechazo de carga de la primera
etapa de modo tal que la frecuencia
final sea próxima a 60,0 Hz. Se
selecciona el menor porcentaje de
rechazo de carga y se verifica que en
los demás escenarios, con este rechazo
de carga, se logre una frecuencia final
post-evento en el rango de 59,5 Hz a
60,5 Hz.
Luego se verifica el desempeño de la
primera etapa en los escenarios
establecidos, calculando el desbalance
que provoque que la frecuencia mínima
llegue cerca al umbral de arranque de la
2da. etapa del ERACMF (58,9 Hz), es
decir, desbalances que no activen esa
etapa. Como se ha mencionado, lo ideal
sería que la frecuencia final sea mayor
o igual a 59,5 Hz, pero es probable que
la frecuencia quede finalmente algo por
debajo de este valor, por lo que podría
ser necesario definir una etapa de
reposición,
lo
cual
se
explica
posteriormente.
(ii). Una vez diseñada la 1ra etapa,
siguiendo la
misma
metodología
planteada en (i), se diseña las
siguientes etapas, hasta llegar a un
escenario donde se ocasione la mayor
desconexión de generación posible en
1.
Introducción
En [1] se ha descrito algunos de los
fenómenos que se pusieron de evidencia y
otros que se acentuaron, luego de la
conformación del SEIN a partir de la
interconexión de los sistemas Centro-Norte
y Sur, con la puesta en servicio de la línea
de transmisión de 220 kV MantaroCotaruse-Socabaya. Asimismo, en [1] se ha
definido a los Esquemas Especiales de
Protección (EEP) de los sistemas eléctricos de
potencia y en particular los EEP que el COES ha
desarrollado y aplicado para el SEIN.
También en [1] se ha definido el Esquema de
Rechazo Automático de Carga por Mínima
Frecuencia (ERACMF), el Esquema de
Desconexión Automática de Generación por
Sobre Frecuencia (EDAGSF) y el Esquema de
Rechazo Automático de Carga por Mínima
Tensión (ERACMT) del SEIN y se establecieron
los criterios de diseño correspondientes.
En el presente trabajo se expone la metodología
de diseño de los EEP del SEIN, así como los
análisis y simulaciones para la definición de sus
ajustes.
2.
2.1
Esquema de Rechazo Automático
de Carga por Mínima Frecuencia
(ERACMF)
Metodología de Diseño
El diseño del ERACMF planteado y
desarrollado por el COES para su
implementación en el año 2007, se basa en
simulaciones, considerando escenarios prefalla típicos de la operación del SEIN en
máxima, media y mínima demanda, para
hidrologías de avenida y estiaje y otros
1
el SEIN. Este escenario se produce con
la desconexión simultánea de las
centrales de Mantaro y Restitución
(aproximadamente 860 MW) y se utiliza
para diseñar el rechazo total del
ERACMF del SEIN. En este evento se
analiza la utilización de los relés de
derivada de frecuencia.
(iii). Una vez diseñado el ERACMF para el
SEIN en su conjunto, se procede a
verificar el desempeño del esquema
simulando eventos que provoquen la
formación de sistemas aislados en el
SEIN, tales como los subsistemas Norte
y Sur, por apertura de líneas. Se analiza
escenarios con flujos de potencia por
las líneas, cercanos a su límite de
transmisión. En estos escenarios es
necesario tener en cuenta la utilización
de relés de derivada de frecuencia, que
por el tamaño de los subsistemas
formados,
resulta
necesaria
su
especificación en el ERACMF.
que activa el ERACMF. Luego se analizó el
nivel de sobrecarga (ecuación 4.2 de [1]) y
el porcentaje aproximado de rechazo de
carga (ecuación 4.3 de [1]). Los resultados
se muestran en el Cuadro 2.1.
Para seleccionar el porcentaje de rechazo
de carga para la primera etapa del
ERACMF, a partir de los resultados del
Cuadro 4.2 se busca un compromiso entre
sub rechazar y sobre rechazar. Por ello, se
seleccionó el valor de 5,2% como
porcentaje de rechazo para la primera etapa
del ERACMF, cuyo valor fue confirmado
mediante simulaciones.
Se simuló 36 casos de desconexiones de
generación comprendidas en el rango de
127 MW a 887 MW, en los escenarios de
máxima, media y minina demanda, tanto en
avenida como en estiaje. Siguiendo la
metodología explicada en 2.1, se obtuvo las
siguientes magnitudes de rechazo de carga
en las siete (7) etapas del ERACMF: 5,2 %,
7,8 %, 4,0 %, 10 %, 10 %, 7 % y 4 %.
(iv). Finalmente, de acuerdo a los resultados
de los puntos anteriores, se evalúa el
diseño de una etapa de reposición.
El resumen del desempeño del ERACMF
del SEIN se muestra en el Anexo 1. Se
puede mencionar que luego de la actuación
del ERACMF, en ninguno de los escenarios,
el rechazo de carga provoca que la
frecuencia se acerque a 61,0 Hz, que es el
valor de ajuste de la protección de
sobrefrecuencia de la unidad TG1 de la C.T.
Aguaytía [2]. Asimismo, los resultados
muestran el compromiso de cada etapa
entre sub rechazar y sobre rechazar, en los
escenarios y eventos considerados, además
de que la frecuencia post-evento se
establezca en el rango de valores que no
afecta a las turbinas de las unidades
térmicas de generación.
2.2 Resultados en el año 2007
2.2.1 Desconexión de unidades de
generación
En principio se evalúa el desempeño del
ERACMF vigente, para obtener indicadores
debido a los cambios por el incremento en
la demanda, el ingreso de nuevos proyectos
de carga y/o generación en el SEIN.
Indicador
AVENIDA 2007
Mx
Md
Mi
Mx
174
ESTIAJE 2007
Md
Mi
∆PG
(MW)
Unidad
PGrem
∆P (%)
∆PR
(%)
135
TV
Ilo2
174
174
135
Chilca I
156
TG3
Vent.
Chilca I
Chilca I
TV Ilo2
3109
5,6
3034
5,1
2108
6,4
3126
5,6
3046
5,7
2038
6,6
5,1
4,8
5,9
5,0
5,3
5,8
2.2.2 Desconexiones
de
líneas
transmisión
Como segundo punto se evaluó eventos de
desconexiones de líneas, con el fin de
evaluar el desempeño del esquema
propuesto en la formación de islas.
Cuadro 2.1 Dimensionamiento de la primera
etapa del ERACMF-2007
Antes de empezar a verificar el ERACMF,
fue necesario considerar el efecto de los
modos de oscilación existen en el SEIN [1].
De oscilogramas de comportamiento, se ha
verificado la presencia de modos de
oscilación poco amortiguados de 0,7 Hz en
Por ello se verificó la primera etapa con el
ingreso del ciclo combinado de la C.T.
Ventanilla, las centrales térmicas a gas
natural de Chilca y Kallpa, ya que con estas
nuevas centrales en el año 2007, se
modifica la magnitud de la unidad mínima
2
la zona Norte del SEIN. En estas
condiciones existe la probabilidad de la
actuación del ERACMF por derivada de
frecuencia, sin la presencia de un
desbalance de generación, por lo que se
procedió a aumentar la temporización de los
relés de derivada de frecuencia desde 0,15
a 0,40 segundos, con lo cual se aseguró
que los modos de oscilación que puedan
aparecer no activen los relés de derivada de
frecuencia.
Se evaluó la desconexión de líneas del área
Norte, cuyos eventos y resultados se
muestran en el Anexo 2. El caso de mayor
importancia resultó la desconexión de la LT
de 220 kV L-2215 (Paramonga-Chimbote 1),
con flujos de potencia entre 132 a 141 MW,
dirigidos hacia el Norte del SEIN. En estos
casos se comprometió la estabilidad de la
frecuencia del Área Norte, que quedaba en
déficit por la desconexión de la línea.
Los resultados que se muestran en el Anexo
2 denotan un desempeño aceptable, por lo
que no fue necesario realizar modificaciones
al ERACMF propuesto.
solución para evitar que colapse el Área
Norte del SEIN. Se aprecia el colapso del
área Norte del SEIN con el ERACMF con un
rechazo total de 48%. Los resultados
muestran que fue necesario elevar el
porcentaje de rechazo de la séptima etapa,
de 4% a 8%, ya que las demás etapas ya
habían sido coordinadas, con lo cual se
totaliza en el área Norte 52% de rechazo de
carga. Como la frecuencia al final de la
actuación del ERACMF permanecía en 58,5
Hz, para no provocar sobretensiones en el
Norte incrementando el rechazo por sobre el
nivel de 8%, se realiza un rechazo adicional
luego de 30 s, el cual tiene una magnitud de
2,5% de rechazo de carga. A esta etapa se
le denomina Etapa de Reposición, la cual se
ha hecho extensiva a todo el SEIN.
DESCONEXION DE L.T. L-2215 CON 160 MW CON FLUJO DE
CENTRO AL NORTE
61,0
(Hz)
60,0
Etapa de reposisción
Rechazo de 52 %
59,0
58,0
Desconexión de unidad TG4 de C.T. Malacas
Desconexión de C.H. Cañón del Pato
Colpaso del área Norte
57,0
DIgSILENT
De manera similar, se ha evaluado el
desempeño
del
ERACMF
ante
desconexiones del enlace Centro-Norte con
el Sur (desconexiones de líneas L-2051/L2052-L-2053/L2054 Mantaro – Cotaruse Socabaya), considerando flujos de potencia
prefalla de 128 hasta 245 MW con dirección
hacia el Sur. En la Figura 2.2 se muestra el
resultado de una verificación adicional en la
cual por el enlace se está transfiriendo
inicialmente 245 MW en mínima demanda y
por una falla simultánea se provoca la
formación de dos sistemas aislados. Se
aprecia que en el Sistema Sur actúa el
ERACMF controlando y manteniendo la
frecuencia. En el Centro Norte actúa el
EDAGSF.
62.00
56,0
tiempo
55,0
61.00
0
5
10
15
20
25
30
Rechazo de 48 %
35
40
45
50
55
60
Rechazo de 52 %
60.00
Figura 2.1 Evaluación del ERACMF con flujo
límite en la línea L-2215
59.00
Sin embargo para un escenario crítico
cuando por la línea Paramonga-Chimbote
(L-2215) se transmite hacia el Norte del
SEIN una potencia de 160 MW, que
constituye el límite por estabilidad
establecido en [9], ha sido necesario
incorporar una modificación en el ERACMF.
En la Figura 2.1 se muestra la evolución de
la frecuencia con el ERACMF propuesto y la
58.00
0.00
12.50
SJNLS220: Electrical Frequency in Hz
SOCA220: Electrical Frequency in Hz
COES-SINAC
25.00
37.50
Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación
FALLA 2F-T DESC. L-2053/2054
50.00
Frecuencia
FLUJO MANTARO-SOCABAYA: 244,72 MW
Figura 2.2 Evaluación del ERACMF con flujo
límite en la línea Mantaro-Socabaya
3
[s]
62.50
Date: 9/1/2006
Annex: MI_EST /11
Los resultados de las simulaciones
realizadas cumplieron con los requisitos
establecidos en [1], por lo que fue
satisfactorio el desempeño del ERACMF.
El ERACMF para el año 2007 se muestra en
el Cuadro 2.3. Con el ingreso de nuevas
unidades de generación y el progresivo
crecimiento de la demanda, fue necesario
rediseñar el ERACMF para el año 2007,
optimizando el rechazo de carga en cada
etapa, para cumplir con los requisitos
normales de un Esquema Especial de
Protección (EEP) de éstas características.
Número Porcentaje
de
de rechazo
Etapa
en c/etapa
1
5,2%
2
7,8%
3
4,0%
4
10,0%
5
10,0%
6
7,0%
7
4,0% (1)
Reposición 2.5% (2)
(ii). Tomando como referencia los resultados
de los casos base de flujo de potencia del
año 2007, se analizó e identificó las
contingencias iniciales a simular para la
verificación del EDAGSF vigente en el año
2006 y el diseño del EDAGSF para el año
2007.
(iii). Se efectuó las simulaciones para
obtener el comportamiento de la frecuencia,
luego de la desconexión súbita de líneas de
interconexión de áreas operativas del SEIN.
El criterio consiste en simular la
desconexión de la línea en la condición de
demanda en la que se presenta el mayor
flujo de potencia y en la dirección más
desfavorable, para efectos de evaluar las
sobrefrecuencias en el sistema aislado.
RELES POR UMBRAL
SEIN
(Hz)
(s)
59,0
0,15
58,9
0,15
58,8
0,15
58,7
0,15
58,6
0,15
58,5
0,15
58,4
0,15
59,1
30,00
(iv). Mediante el análisis de los resultados y
utilizando el criterio de evitar el colapso por
frecuencia de los sistemas aislados
(conformados luego de la desconexión de
líneas de transmisión) y las desconexiones
de generación innecesarias, se incorporó
unidades de generación y/o algunos
cambios de ajustes necesarios en las
unidades que lo conforman.
(1) Para el área norte a partir de la S.E. Chimbote 1
se considera un porcentaje de 8,0 % de la demanda.
(2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los
rechazos de carga ésta se queda por debajo de 59,1 Hz
Número
Porcentaje
RELES POR DERIVADA DE FRECUENCIA
de
de rechazo ZONA NORTE ZONA CENTRO ZONA SUR (1) Arranque
Etapa
en c/etapa (Hz/s)
(s)
(Hz/s)
(s)
(Hz/s)
(s)
(Hz)
1
5,2%
-0,75
0,40
-0,65
0,27
-1,10
0,27
59,8
2
7,8%
-0,75
0,40
-0,65
0,27
-1,10
0,27
59,8
3
4,0%
-0,75
0,40
-0,65
0,27
-1,10
0,27
59,8
4
10,0%
-1,10
0,27
-1,50
0,27
59,8
5
10,0%
-1,40
0,27
-2,10
0,27
59,8
6
(1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia
7
de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro,
Reposición
Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s
(v). Finalmente, se realizó verificaciones del
esquema
propuesto
simulando
la
desconexión de la línea de interconexión de
doble terna Mantaro-Socabaya, así como el
evento de la pérdida de un bloque de carga
importante en la zona de Lima (desconexión
de la subestación Balnearios) en las
condiciones de mayor solicitación para el
SEIN.
Cuadro 2.3: ERACMF para el año 2007
3.
3.1
Esquema
de
Desconexión
Automática de Generación por
Sobrefrecuencia (EDAGSF)
3.2
Resultados
Siguiendo los criterios y metodología de
diseño, en los escenarios de máxima, media
y mínima demanda, tanto en avenida como
en estiaje, se simuló 26 eventos de
desconexión de líneas de transmisión que
produjeran sobrefrecuencia en los sistemas
aislados formados. Entre las desconexiones
de líneas de transmisión simuladas se
encuentran: Talara-Piura, Piura-Chiclayo,
Chiclayo-Guadalupe,
Guadalupe-Trujillo,
Chimbote
1-Paramonga,
MantaroSocabaya, Quencoro-Tintaya, asi como la
desconexión del sistema Sur Este del SEIN.
Metodología de Diseño
Los pasos seguidos para el diseño de un
EDAGSF para el SEIN se enumeran a
continuación:
(i). Se utilizó la estructura del EDAGSF
vigente establecido para propiciar la
formación de islas en el SEIN y la
estabilidad de la frecuencia del sistema
aislado conformado por la desconexión
de líneas de transmisión.
4
Evento
Frecuencia en el
Generación
sistema aislado (Hz)
desconectada
Máximo
Final
(MW)
1
64,87
62,16
15,0
2
65,63
62,52
15,0
3
64,92
62,13
31,0
4
65,46
62,43
31,0
5
65,86
62,59
31,0
6
62,11
60,57
50,8
7
62,86
61,29
50,8
8
62,96
61,34
31,0
9
61,72
60,42
15,0
10
62,71
61,38
15,0
11
61,89
60,42
35,8
12
62,06
60,82
31,0
13
62,34
60,55
32,0
14
61,25
60,66
0,0
15
61,49
60,4
16,0
16
61,95
60,71
32,0
17
61,08
60,19
87,0
18
61,06
59,94
87,0
19
61,37
60,69
90,6
20
61,21
60,24
87,0
21
61,52
60,36
157,4
22
61,38
60,64
150,8
23
65,19
60,34
28,3
24
64,88
60,21
28,3
25
61,67
60,52
50,0
26
62,15
59,91
68,3
Como una evaluación final del EDAGSF
final se simuló un gran evento de
desconexión de carga a producirse en el
SEIN. Se simuló la desconexión de la S.E.
Balnearios, en escenarios de máxima
demanda en avenida y estiaje, con una
desconexión de carga de aproximadamente
456 MW en cada caso. En la Figura 3.2 se
aprecia la recuperación de la frecuencia
luego de la actuación del EDAGSF.
Cuadro 3-1 Resultados de diseño de EDAGSF
ante desconexión de líneas
En la Figura se muestra el comportamiento de la
frecuencia en el SEIN en el evento 20
(Desconexión de la LT Mantaro-Socabaya con
239 MW en la condición de mínima demanda en
estiaje). Se aprecia la sobrefrecuencia en el
Centro Norte y su recuperación debido a la
desconexión de generación por 150,8 MW. La
subfrecuencia en el Sur es manejada con el
ERACMF (256,5 MW).
Figura 3.2 Evaluación del EDAGSF ante
desconexión de la S.E. Balnearios
En el Cuadro 3.2 se muestra los resultados
de
estas
simulaciones,
resultando
satisfactoria la operación del EDAGSF.
Escenario
Potencia
de
desconectada
análisis
(MW)
Máxima
Avenida
456,47
Máxima
Estiaje
456,32
61,52
60,28
61,47
60,27
Unidades del EDAGSF
que desconectaron
por el evento
TG1-Aguaytía, Callahuanca G4
Cahua G1
TG1-Aguaytía, CT Tumbes
Callahuanca G4, Cahua G1
Generación
desconectada
(MW)
136,2
151,1
Cuadro 3.2 Resultados de desempeño
del EDAGSF ante desconexión de la S.E.
Balnearios
62.00
61.00
60.00
59.00
58.00
0.00
Frecuencia en el
SEIN (Hz)
Máximo
Final
12.50
SJNLS220: Electrical Frequency in Hz
SOCA220: Electrical Frequency in Hz
25.00
37.50
50.00
[s]
Por lo tanto, el EDAGSF implementado en
el año 2007 se muestra en el Cuadro 3.3
61.60
61.20
60.80
Central
60.40
60.00
59.60
0.00
12.50
CARMI220: Electrical Frequency in Hz
25.00
37.50
50.00
[s]
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
0.00
12.50
AGUA220: Electrical Frequency in Hz
25.00
37.50
50.00
Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación
Desconexión de Mantaro-Socabaya (238,8 MW)
Mínima Demanda Estiaje 2007
[s]
Freq_2
Date:
Annex: EV-22 /3
Figura 3.1 Evaluación del EDAGSF ante
desconexión Mantaro-Socabaya con 239 MW
C.T. Aguaytía
C.H. Callahuanca
C.H. Cahua
C.T. Tumbes
C.T. Tumbes
C.H. Gallito Ciego
T.G. Piura
C.T. Malacas
C.T. Malacas
C.H. Machupicchu
C.H. Gallito Ciego
C.H. San Gabán II
Unidad Arranque Derivada Temp.
(Hz)
(Hz/s)
(s)
1ra
G4
1ra
1ra
2da
1ra
TG
1ra
2da
1ra
2da
1ra
60,2
60,2
1,80
1,80
0,2
0,2
60,2
60,2
2,00
2,00
0,4
0,6
61,0
1,19
0,3
Cuadro 3.3 EDAGSF para el año 2007
5
Arranque
(Hz)
Temp.
(s)
61,0
61,3
61,3
61,3
61,3
61,5
61,7
61,7
61,7
62,0
62,3
62,5
0,0
2,0
3,0
1,0
1,0
15,0
0,2
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
4.
Coordinador del SEIN un margen
adecuado para operar el sistema.
Esquema de Rechazo Automático
de Carga por Mínima Tensión
(ERAMT)
4.2
Estimación de las Tensiones de
Colapso
4.1
Metodología de Diseño
El ERACMT ha sido verificado utilizando la
siguiente metodología:
(i)
(ii)
(iii)
(iv)
(v)
(vi)
Las tensiones de colapso en las barras de
220 kV de las subestaciones de la zona de
Lima en condiciones de máxima demanda
en avenida para el año 2007, han sido
estimadas utilizando un método simple de
diagnóstico de la estabilidad de tensión que
puede ser utilizado para subestaciones de
carga.
Estimación de la tensión de colapso
en las barras de 220 kV de las
subestaciones de carga de Lima
(Chavarría, Santa Rosa, Balnearios y
San Juan), mediante un método
simple de estabilidad de tensión que
aplicó a tales casos. Estos cálculos se
han realizado para cuatro escenarios
de generación en la condición de
máxima demanda en avenida. Con los
valores estimados de las tensiones de
colapso se ha definido los umbrales
de tensión del ERACMT.
Caracterización del comportamiento
en estado estacionario de las
tensiones de Lima, para estimar la
sensibilidad de las tensiones en las
barras
de
220
kV
de
las
subestaciones de carga de Lima,
respecto de la potencia activa. De
esta manera se estimó los cambios en
las tensiones luego de eventuales
rechazos
de
carga.
Estas
evaluaciones
también
se
han
realizado para los cuatro escenarios
de generación.
Caracterización del comportamiento
de las tensiones en las barras de 220
kV de las subestaciones de carga de
Lima, ante un determinado escenario
que provocó un descenso sostenido
de las tensiones y un acercamiento a
las tensiones de umbral para la
activación del ERACMT propuesto.
Diseño y propuesta de ERACMT.
Con el escenario de déficit de
potencia reactiva en la zona de Lima y
Sur Medio, se simuló desconexiones
de líneas que provocaron la actuación
del ERACMT. De esta manera, se
verifica la operación del esquema
propuesto ante condiciones extremas.
Modificación de las especificaciones
del ERACMT de modo que se
mantengan
tensiones
post-falla
apropiadas, que le ofrezcan al
El método se basa en el equivalente
Thevenin del SEIN visto desde la barra de
carga. (Figura 4.1).
Figura 4.1 Equivalente Thevenin visto
desde la barra de carga V i.
En el circuito de la Figura 4.1, un cálculo
simple muestra que en el punto de colapso
por tensión, se cumple que la impedancia
de la carga y la impedancia Thevenin son
iguales ( Z L = Z th ). Luego, si φ es el factor
de potencia de la carga, la tensión en el
punto de colapso se calcula mediante la
siguiente relación:
6
VPC =
adicionalmente salieron de servicio las
centrales hidroeléctricas Yanango y Chimay
por falla en la línea Yanango-Pachachaca.
En las fechas indicadas el Coordinador del
SEIN dispuso rechazos manuales de carga
por baja tensión, en coordinación con las
distribuidoras Edelnor y Luz del Sur.
ETH
2 * [1 + sen(φ )]
Para el cálculo del equivalente Thevenin del
SEIN visto desde la barra de carga se ha
supuesto que es despreciable la parte
resistiva de la impedancia Thevenin. Luego,
para un punto de operación, la potencia
activa y la potencia reactiva “enviadas a una
tensión Vi a la carga”, se expresan como:
Pi =
ETH Vi
senδ i
X TH
Qi =
En los Cuadros 4.1 y 4.2 se muestran los
registros utilizados y las tensiones de
colapso VPC de las barras de 220 kV de las
subestaciones San Juan y Chavarría
estimadas. Se puede notar que la tensión
de colapso en San Juan está en el rango de
169 kV a 177 kV, mientras que en Chavarría
esta en el rango 170 a 183 kV.
y
ETH Vi
V2
cos δ i − i
X TH
X TH
Según este método, es necesario conocer la
tensión, potencia activa y potencia reactiva
(Vi, Pi, Qi) de dos puntos de operación
cercanos entre si y con el mismo esquema
de generación. Resolviendo estas dos
ecuaciones para los dos puntos de
operación se determina ETH y XTH.
Las tensiones de colapso correspondientes
al año 2006 han sido estimadas utilizando
como fuente de información los registros del
sistema de
Supervisión,
Control
y
Adquisición de Datos (SCADA) del COES
correspondientes a los meses de abril y
junio. Las tensiones de colapso para el año
2007 han sido estimadas a partir de un
conjunto de registros (Vi, Pi, Qi) generados a
partir de las curvas V-P, obtenidas mediante
simulaciones.
4.2.1
Cuadro 4.1 Tensiones de colapso en la
S.E. San Juan
Tensiones de colapso del año
2006
Cuadro 4.2
Tensiones de colapso en
la S.E. Chavarría
Se ha considerado los registros del SCADA
correspondientes a las subestaciones
Chavarría y San Juan, de los días 24, 25, 26
de abril y 8 de junio del 2006.
En los días 24 y 25 de abril estaban
indisponibles todas unidades de la C.T.
Ventanilla y la unidad TG-7 de la C.T. Santa
Rosa, mientras que el 26 de abril, se
encontraban indisponibles la C.T. Ventanilla
y las unidades TG-7 y UTI 5 de la C.T.
Santa Rosa. El 8 de junio, se encontraban
indisponibles la C.T. Ventanilla por falla,
todas las unidades de la C.T. Santa Rosa y
4.2.2
Tensiones de colapso del año
2007
Para la estimación de las tensiones de
colapso de las barras de 220 kV de las
subestaciones Chavarría, Santa Rosa,
Balnearios y San Juan para el año 2007, se
utilizaron registros de tensiones, potencia
activa y potencia reactiva, obtenidos de
simulaciones de estado estacionario.
7
este caso los SVC de Chavarría y
Balnearios trabajan en su máxima
capacidad de generación reactiva.
Utilizando
los
puntos
obtenidos
anteriormente se han estimado tensiones de
colapso para cada una de las subestaciones
Chavarría, Santa Rosa, Balnearios y San
Juan, tal como se muestra en el Cuadro 4.3.
Se puede resumir que los valores de tensión
de colapso para el año 2007 son: 183 kV en
Balnearios, 175 kV en Chavarría, 183 kV en
Santa Rosa y 168 kV en San Juan.
Las curvas V-P fueron determinadas
mediante
simulaciones
en
estado
estacionario,
utilizando
un
programa
elaborado en DPL (DigSilent Program
Language), desarrollado específicamente
para estos fines, en el programa DigSilent
Power Factory. Para ello se incrementa las
potencias de las cargas (asumidas con
factor de potencia constante) ubicadas
aguas abajo de las barras de 220 kV
mencionadas, respetando las capacidades
de sus transformadores de potencia de
suministro y los límites reactivos de las
centrales de generación.
CURVAS V - P
AVENIDA 2007/SIN C.T. VENTANILLA
kV
225
Se ha tomado como caso base el escenario
de máxima demanda en avenida del año
2007, que considera el ingreso de la nueva
C.T. Chilca (Enersur) con 175 MW, cuyo
efecto se traduce en un incremento de la
rigidez en la zona de Lima. Como
escenarios de generación, con deterioro de
la rigidez de la tensión ante el incremento
de carga, se ha considerado los siguientes:
•
220
215
210
205
200
1580
Sin la C.T. Ventanilla: La rigidez de la
S.E. Chavarría al crecimiento de la
demanda disminuye. Como en el área
de
Lima
sólo
se
encuentran
despachadas las unidades UTI 5 y UTI
6 de la C.T. Santa Rosa, las tensiones
en las barras de 220 kV de Lima son
menores que en el caso base. En este
caso
debe
notarse
que
los
compensadores estáticos de potencia
reactiva (SVC) de las subestaciones
Chavarría y Balnearios están operando
en su capacidad máxima de generación
reactiva.
•
Sin la C.T. Chilca (Enersur): Se reduce
la rigidez de la tensión en la S.E. San
Juan con respecto al caso base. En el
área de Lima se encuentran operando
la C.T. Ventanilla y la C.T. Santa Rosa.
•
Sin las unidades de la C.T. Santa Rosa:
Al igual que en los escenarios
anteriores, la tensión en el área de
Lima, esta sostenida por la C.H. Huinco,
las centrales térmicas Ventanilla y la
C.T. Chilca.
1590
1600
1610
1620
1630
1640
1650
BAL220 Ul, Magnitude in kV
CHAVA220 Ul, Magnitude in kV
SJNLS220 Ul, Magnitude in kV
ROSA220 Ul, Magnitude in kV
Figura 4.2
Escenario
Caso Base
Sin CT Ventanilla
Sin CT Chilca I
Sin CT S. Rosa
V c_max
Vc_min
Balnearios
174
183
183
173
183
173
Tension de Colapso Vc (kV)
Chavarría Santa Rosa San Juan
169
177
164
175
183
168
167
178
166
164
175
161
175
183
168
164
175
161
Sensitividad de las tensiones en
Lima a los cambios en la potencia
activa
Se calcularon factores de sensitividad con la
finalidad de estimar la variación de la
tensión en las barras de 220 kV de la zona
de Lima ante eventuales rechazos de carga.
El factor de sensitividad FS P = ∆V / ∆P
de una determinada barra se utiliza para
estimar la potencia a rechazar, a fin de
obtener
una
variación
de
tensión
determinada. Para el cálculo de los factores
de sensitividad se ha utilizado un programa
elaborado en DPL (DigSilent Program
Language) desarrollado específicamente
En la Figura 4.2 se muestra la curva V-P
obtenida para el escenario en el cual la C.T.
Ventanilla se encuentra indisponible. En
8
MW
Curvas V-P
Cuadro 4.3 Tensiones de colapso año 2007
4.3
1660
4.4
para este cálculo, utilizando el programa
DigSilent Power Factory.
Los factores de sensitividad han sido
calculados para el Caso Base y para los tres
escenarios de generación explicados en el
numeral 4.2, simulando rechazos de carga
de 20 MW, 40 MW, 60 MW y 80 MW,
distribuidos proporcionalmente en las
cargas ubicadas aguas abajo de las
subestaciones de Chavarría, Santa Rosa,
Balnearios y San Juan.
Los resultados muestran que por la cercanía
de las subestaciones Chavarría, Santa
Rosa, Balnearios y San Juan, la evolución
de los factores de sensitividad en función
del
rechazo
simulado
muestra
características similares. En las Figuras 4.3
y 4.4 se presenta el comportamiento de los
factores de sensitividad, para las barras de
220 kV de Chavarría y San Juan. Se aprecia
que en el escenario con las unidades de la
C.T. Ventanilla fuera de servicio se presenta
la menor rigidez. Por lo tanto, para fines de
diseño del ERACMT se ha utilizado la
información y los coeficientes del escenario
de operación sin las unidades de la C.T.
Ventanilla.
kV/MW
Factores de Sensitividad S.E. Chavarria
0,28
0,26
0,0 30
0,0 20
0,24
0,22
0,20
0,18
0,16
0,14
0,0 15
0,12
0,10
0,0 25
20
30
40
Caso Base
Sin Chilca
Figura 4.3
Chavarría
kV/MW
50
60
Sin StRosa
4.4.1 Umbrales
de
tensión
temporizaciones básicas
70
Sin Vent
(i) El umbral de ajuste de los relés de un
ERACMT puede estar normalmente
comprendido en el rango de 0,88 p.u. a
0,90 p.u. de la tensión normal de
operación. Para el caso de Lima el
rango resulta entre 184,8 kV y 189,0 kV.
(ii) Cuando el ERACMT asociado a una
barra de carga en particular necesita
dos escalones, el relé debe tener un
segundo bloque de carga a ser
desconectada. Este escalón podría
estar ajustado 0,5 % debajo del primer
escalón. Para el caso de Lima, como la
tensión de operación es 210 kV, se
especifica un paso de 1,05 kV.
(iii) Se ha utilizado una temporización de 5
a 10 segundos para no detectar fallas
fugaces, incluyendo aquellas fallas en la
distribución que no sean despejadas
rápidamente
por
los
relés
de
sobrecorriente.
Los
ajustes
con
temporizaciones largas son apropiados,
sin embargo introducen un pequeño
riesgo de que el ERACMT no opere lo
suficientemente rápido cuando las
tensiones están cayendo rápidamente.
Se puede concluir que no hay beneficio
para la seguridad (libre de disparos
indeseados) por ajustes de tiempo
largos.
(iv) El total de carga rechazada podría estar
normalmente del orden de 10 a 15 % de
la carga del sistema.
80
MW
Sensitividad de la tensión de
Factores de Se nsitividad S.E. San Juan
A partir de las tensiones de colapso
estimadas para el año 2007 en las
subestaciones
Balnearios
(183
kV),
Chavarría (175 kV), Santa Rosa (183 kV) y
San Juan (168 kV), se estableció 186 kV,
185 kV y 184 kV como umbrales de ajuste
de los relés de tensión del ERACMT. Como
temporizaciones se ha utilizado 5, 10 y 15 s.
kV/MW
0,035
0,28
0 ,03
0,26
0,24
0,22
0,2
0,025
0,18
0,16
0,14
0,12
0,1
0 ,02
0,015
20
30
Cas o Base
40
50
Sin Chilc a
60
Sin StRosa
70
Sin Vent
y
En conformidad a la referencia [3], es
posible resumir los siguientes criterios:
kV/M W
0,0 35
ERACMT propuesto
80
4.4.2 ERACMT propuesto
MW
En principio es necesario definir la magnitud
total de rechazo del ERACMT. Como el
ERACMT debe ser el último escalón de
Figura 4.4 Sensitividad de la tensión de San
Juan
9
Callahuanca
1-Callahuanca
2
(Purunhuasi).
(2) Desconexión simultánea de las líneas
Pomacocha-San Juan (una terna) y
Callahuanca
1-Callahuanca
2
(Purunhuasi).
(3) Desconexión simultánea de las líneas
Pomacocha-San Juan (una terna) y
Campo Armiño-Independencia.
(4) Desconexión simultánea de las líneas
Pomacocha-San Juan (doble terna).
defensa del sistema que debe activarse y
actuar cuando, se produzca un evento que
provoque un desbalance súbito de la
potencia reactiva en Lima y se presente una
caída brusca de la tensión por debajo de
195,0 kV. Por lo tanto el rechazo total
previsto debería ser tal que las tensiones en
Lima se recuperen desde 184 kV
(aproximadamente) hasta 195 kV, desde
luego sin provocar una sobrefrecuencia
instantánea, que active el EDAGSF del
SEIN.
Cuadro 4.4 ERACMT para el año 2007
Subestación
Cargas (MW)
a desconectar (*)
Balnearios (LDS)
San Juan (LDS)
28,1
23,7
25,9
11,6
41,9
28,5
39,1
41,2
30,2
Santa Rosa (LDS)
Chavarría (EDS)
Ajustes
Umbral (**) Temporización
(kV)
(s)
186,0
12,0
186,0
10,0
186,0
10,0
185,0
5,0
185,0
5,0
184,0
5,0
186,0
10,0
186,0
10,0
186,0
12,0
(*) Aguas debajo de la subestación
(**) Medición en barras de 220 kV
Figura 4.6 Respuesta transitoria de las
210.00
Figura 4.5 Umbrales y tensión de colapso
200.00
Constant Y =195.000 kV
En la Figura 4.5 se grafica los umbrales de
tensión del ERACMT y las zonas operación
en Estado Normal, de Alerta y de
Emergencia del sistema, desde el punto de
vista de las tensiones. La magnitud total de
rechazo del ERACMT, distribuida en etapas,
ha sido prevista para que la tensión luego
del rechazo automático de carga se acerque
a 195 kV.
190.00
Constant(1) Y =186.000 kV
Constant(2) Y =184.000 kV
180.00
170.00
160.00
0.00
4.5
Verificación
del
esquema
propuesto
Considerando el esquema del año 2006 y
en función de los resultados de
simulaciones de prueba y error, se definió el
siguiente ERACMT-2007 que se muestra en
el Cuadro 4.4.
Para verificar la aptitud del presente
ERACMT, sobre la base de un escenario de
desconexión de los cuatro grupos de C.H.
Huinco, luego que las tensiones se
estabilizaron se simuló los siguientes
eventos:
(1) Desconexión simultánea de las líneas
Campo
Armiño-Independencia
y
12.50
BAL220: Line-Line Voltage, Magnitude in kV
CHAVA220: Line-Line Voltage, Magnitude in kV
ROSA220: Line-Line Voltage, Magnitude in kV
SJNLS220: Line-Line Voltage, Magnitude in kV
25.00
37.50
Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación
Sin C.T. Ventanilla - Máxima Demanda Avenida 2007
Evento_2
Desconexión adicional de L-2205 y L-2716
tensiones en el evento 2
En la Figura 4.6 se muestra la recuperación
de las tensiones luego de que en el
escenario de desconexión de los cuatro
grupos de C.H. Huinco, se produce la
desconexión simultánea de las líneas
Pomacocha-San Juan (una terna) y
Callahuanca 1-Callahuanca 2 (Purunhuasi).
Los resultados de las simulaciones
mostraron la aptitud del Esquema de
Rechazo Automático de Carga por Mínima
10
[s]
Date:
Annex: /13
Si bien es cierto que no se ha producido en
el SEIN un evento que haya comprometido
la estabilidad de la tensión de las barras de
220 kV de Lima y que haya activado el
ERACMT, sus etapas han sido tomadas
como
referencia
para
estimar
las
magnitudes de carga a rechazar de modo
manual. En los meses de marzo, abril y
junio de 2006, se tuvieron bajas tensiones
en Lima debido a las indisponibilidades de
las centrales térmicas del área de Lima por
falta del suministro de gas natural de
Camisea, por indisponibilidades fortuitas y/o
por mantenimiento simultáneo de algunas
unidades. La medida adoptada para el
control de la tensión en estos casos fue el
rechazo de carga manual en el área de
Lima, con lo cual se evitó la posibilidad de
algún colapso por tensión.
Tensión para el control de las tensiones en
Lima y Sur medio.
5.
Conclusiones
El COES ha establecido mediante estudios
apropiados de sistemas eléctricos de
potencia, esquemas de rechazo automático
de cargas y de desconexión automática de
generadores para el año 2007, los cuales se
encuentran vigentes y están siendo
aplicados en el SEIN desde inicios del
presente año.
En el presente trabajo se ha mostrado la
aplicación de la metodología para el diseño
del Esquema de Rechazo Automático de
Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF),
del Esquema de Rechazo Automático de
Carga por Mínima Tensión (ERAMT) y del
Esquema de Desconexión Automática de
Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF),
llamados Esquemas Especiales de Protección
Agradecimientos
Los autores agradecen a los ingenieros
Rolando Zarate y Ciro Álvarez, que también
conformaron el equipo de trabajo del COES,
que realizó el estudio de Actualización del
Esquema de Rechazo Automático de
Carga/Generación del SEIN año 2007,
Septiembre 2006, por su apoyo en las
simulaciones y en el desarrollo de los DPL
en el software DIgSILENT.
(EEP), para evitar colapsos totales del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), ante la
ocurrencia de perturbaciones y eventos
operativos anormales.
Es importante mencionar que la efectividad
del ERACMF y EDAGSF ha quedado
demostrada al activarse en todos los
eventos que comprometieron el balance de
potencia activa en el sistema y provocaron
su activación, por lo que con su operación
evitaron el colapso por frecuencia del SEIN.
Se
puede
mencionar
dos
eventos
importantes:
• Evento del 12.08.2006: en el cual se
produjo la desconexión de las centrales
de Mantaro y Restitución con 853 MW.
Debido al desbalance, se alcanzó una
frecuencia mínima de 58,37 Hz, actuó el
ERACMF rechazándose 846 MW y se
evitó el colapso del SEIN.
• Evento del 18.03.2007: en el cual
desconecto la línea de interconexión
Mantaro-Socabaya con 264 MW. En el
Centro Norte actuó el EDAGSF
desconectando 125 MW y se controló la
frecuencia. En el Sur la frecuencia
descendió hasta 58,0 Hz y se activó el
ERACMF desconectando 320 MW,
evitándose el colapso por frecuencia de
este subsistema.
Referencias Bibliografícas
11
[1]
D. Rodríguez C., Roberto Ramirez
A., J. C. Pino G., “Esquemas
Especiales de Protección del
Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SEIN): Esquemas de
Rechazo Automático de Carga y
Desconexión
Automática
de
Generación- Año 2007, Parte I:
Conceptos Fundamentales, Modelo
Matemático del SEIN y Criterios de
Diseño, COES, Junio, 2007.
[2]
Comunicación APOEM-L-036-2005,
Ajustes
de
protecciones
de
sobrefrecuencia de las unidades
TG-1 y TG-2 de la C.T. Aguaytía,
Termoselva, setiembre, 2005.
[3]
H. Clark, “Voltage and Reactive
Power for Planning and Operation”,
Seminario, Portland, Oregon, Julio,
2006.
Anexo 1
Desconexión de generación en
avenida
Eventos
AVE-G01
AVE-G02
AVE-G03
AVE-G04
AVE-G05
AVE-G06
AVE-G07
AVE-G08
AVE-G09
AVE-G10
AVE-G11
AVE-G12
AVE-G13
AVE-G14
AVE-G15
AVE-G16
AVE-G17
Pérdida
Generación
(MW)
190
221,7
286,2
575,3
886,7
127,5
190
223,7
286,2
575,3
886,7
150
190
210
265,8
534,3
823,8
Frecuencia
Mínima
(Hz)
58,991
59,974
58,892
58,731
58,62
58,993
58,922
58,994
58,847
58,646
58,557
58,994
58,977
58,993
58,891
58,687
58,481
Frecuencia
Final
(Hz)
59,737
59,488
59,976
59,964
59,944
59,992
59,629
60,065
59,921
59,927
59,942
59,833
59,535
59,737
59,931
60,005
59,503
Rechazo de Carga
(MW)
SICN
SIS
TOTAL
140,3
36,1
176,4
140,3
36,1
176,4
350,0
85,0
435,0
462,9
121,0
583,9
758,4
204,5
962,9
126,2
30,3
156,6
133,9
33,3
167,2
132,9
33,3
166,2
332,3
83,1
415,4
460,1
114,9
575,0
766,2
189,6
955,8
87,0
29,9
116,9
87,0
29,9
116,9
87,0
29,9
116,9
217,4
71,7
289,1
455,9
158,3
614,2
732,4
257,1
989,5
Rechazo de Carga
(% de su demanda)
SICN
SIS
SEIN
5,2%
5,1%
5,2%
5,2%
5,1%
5,2%
12,9%
12,1%
12,7%
17,1%
17,2%
17,1%
27,9%
29,0%
28,2%
4,9%
4,7%
4,8%
5,2%
5,1%
5,2%
5,2%
5,1%
5,1%
12,9%
12,8%
12,9%
17,8%
17,7%
17,8%
29,7%
29,1%
29,6%
5,2%
5,1%
5,1%
5,2%
5,1%
5,1%
5,2%
5,1%
5,1%
12,9%
12,3%
12,7%
27,0%
27,1%
27,0%
43,4%
43,9%
43,5%
Etapa
Frecuencia
última
Máxima
activada
(Hz)
1
-1
-2
60,172
3
60,08
5
60,01
1
-2
-1
-2
60,14
4
60,232
5
-1
-1
-1
-2
59,945
3
60,16
7
59,563
Desconexión de generación en
estiaje
Eventos
EST-G01
EST-G02
EST-G03
EST-G04
EST-G05
EST-G06
EST-G07
EST-G08
EST-G09
EST-G10
EST-G11
EST-G12
EST-G13
EST-G14
EST-G15
EST-G16
EST-G17
EST-G18
EST-G19
Pérdida
Generación
(MW)
204,0
264,5
334,0
462,3
531,6
819,0
160,0
174,0
204,0
264,5
462,3
531,6
819,0
159,2
170,1
245,2
395,1
462,3
590,1
Frecuencia
Mínima
(Hz)
58,993
58,947
58,892
58,807
58,747
58,616
58,984
58,984
58,942
58,881
58,744
58,730
58,537
58,994
58,991
58,887
58,788
58,737
58,620
Frecuencia
Final
(Hz)
59,904
59,811
59,949
59,810
59,976
59,835
59,909
59,901
59,750
59,963
60,121
59,920
59,921
59,723
59,562
59,324
59,512
59,407
59,754
Rechazo de Carga
(MW)
SICN
SIS
TOTAL
140,9
36,1
177,0
142,3
36,1
178,4
328,9
90,1
419,0
355,6
90,1
445,7
469,3
98,7
568,1
538,5
140,6
679,1
134,2
33,3
167,5
134,2
33,3
167,5
134,2
33,3
167,5
335,5
83,1
418,6
443,0
105,2
548,2
443,0
107,7
550,6
763,8
171,6
935,4
88,9
29,9
118,8
88,9
29,9
118,8
108,3
33,5
141,7
268,5
84,2
352,6
294,7
100,9
395,6
465,6
158,3
623,9
12
Rechazo de Carga
(% de su demanda)
SICN
SIS
SEIN
5,1%
5,1%
5,1%
5,2%
5,1%
5,2%
12,0%
12,8%
12,1%
12,9%
12,8%
12,9%
17,1%
14,0%
16,4%
19,6%
19,9%
19,6%
5,1%
5,1%
5,1%
5,1%
5,1%
5,1%
5,1%
5,1%
5,1%
12,8%
12,8%
12,8%
16,9%
16,2%
16,8%
16,9%
16,5%
16,9%
29,2%
26,4%
28,6%
5,2%
5,1%
5,1%
5,2%
5,1%
5,1%
6,3%
5,7%
6,1%
15,6%
14,4%
15,3%
17,1%
17,2%
17,1%
27,0%
27,1%
27,0%
Etapa
Frecuencia
última
Máxima
activada
(Hz)
1
60,01
1
-2
60,28
2
59,90
3
60,30
4
59,94
1
60,22
1
60,16
1
-2
60,42
3
60,81
3
60,29
5
60,30
1
-1
-2
-3
-3
-4
--