11.3 Algoritmos inadecuados (22)

18/01/2015
Evento
:
Falla monofásica en la L-1122
(Tingo María – Aucayacu) de 138 kV
Fecha
:
16.02.2009
Hora
:
07:38:14 h
Anomalía
:
Falla detectada hacia atrás
1
Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María –
Aucayacu) de 138 kV
Ubicación de la falla y registro oscilográfico:
Aucayacu
Tingo María
Tocache
L - 1122
L - 1124
138 kV
Falla fase “R”
138 kV
Siemens
7SA511
I/kA
1
0
-0.08
-0.06
-0.04
-0.02
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
-0.02
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
t/s
-1
-2
-3
Current Ia
Current Ib
Current Ic
U/kV
100
0
-0.08
-0.06
-0.04
t/s
-100
Voltage Va
Voltage Vb
Voltage Vc
1
18/01/2015
Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María –
Aucayacu) de 138 kV
Diagrama de impedancia fase a tierra:
150
125
100
75
“R”
X/Ohm(primary)
50
25
0
“T”
-25
-50
“S”
-75
-100
-125
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
R/Ohm(primary)
Z1E
Z2E
Z L2E*
Z L3E*
Z3E
ZAE
ZAE
Z L1E*
In = 150 A
Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María –
Aucayacu) de 138 kV
Tipo de arranque de la función distancia:
2
18/01/2015
Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María –
Aucayacu) de 138 kV
Diagrama de impedancia fase - fase:
150
125
100
75
X/Ohm(primary)
50
25
0
-25
-50
-75
-100
-125
-150
-175
-200
-100
0
100
200
300
R/Ohm(primary)
Z1
Z2
Z3
ZA
Z L12*
Z L23*
Z L31*
Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María –
Aucayacu) de 138 kV
Registro oscilográfico completo:
K1:L-122 UR A/kV
100
0
-100
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
t/s
K2:L-122 US B/kV
100
0
-100
t/s
K3:L-122 UT C/kV
100
0
-100
t/s
K1:L-122 IR A/kA
1
0
-1
-2
t/s
-3
K2:L-122 IS B/A
100
t/s
0
-100
K3:L-122 IT C/A
200
100
t/s
0
-100
-200
Desconexión de la fase “R” y “T” (Z1), no abrió la fase “S” por falla mecánica
Desconexión del transformador de la S.E. Aucayacu
Desconexión de la L-1124 por la
función 59
3
18/01/2015
INFORME TÉCNICO
COES/D/DO/SEV/IT-148-2011
EVENTO
:
FECHA
HORA
ANOMALÍA
:
:
:
Desconexión de la L-1006
(Azángaro – Tintaya) de 138 kV
09.08.2011
02:45 h
Disparo durante el tiempo muerto
de recierre
Nota: Evento similar se presentó el 12.11.2012 a las 01:14:01 h, referencia COES/D/DO/SEV/IT-189-2011
7
Disparo durante el tiempo muerto de recierre
Registro oscilográfico y señalizaciones del relé ABB REL316 de la
línea L-1006, S.E. Azángaro:
Trigger
09/08/2011
02:40:22 a.m..480
100000
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
t/s
0
-100000
UR
US
UT
2000
1000
0.00
t/s
0
-1000
IR
IS
IT
Oscilografía de la línea L-1006 en la
S.E. Azángaro (Fuente: REP)
Secuencia de eventos del relé REL316
de la línea L-1006 en la S.E. Azángaro
(Fuente: REP).
4
18/01/2015
Disparo durante el tiempo muerto de recierre
Descripción y conclusiones:
En la S.E. Azángaro, la falla monofásica a tierra en la línea L-1006 fue despejada después de
58 ms con la apertura de la fase afectada, por la activación de su protección de distancia en
tiempo de zona 1 (REL316), propiedad de la empresa SAN GABÁN. Sin embargo, después
de 41 ms de despejado la falla se registró desconexión trifásica de la línea L-1006 por la
actuación de su protección distancia. La ubicación de la falla, localizada por protección, fue a
70,24 km de dicha subestación.
De la secuencia de eventos del relé REL316 (relé de la línea L-1006 en la S.E. Azángaro), se
observa que posterior a la apertura monofásica arranca la fase “T” y realiza disparo triásico
definitivo. La corriente de la fase “T” instante antes de la desconexión trifásica de la línea era
95 A, en valores primarios aproximadamente.
El lazo de la función impedancia del relé ABB modelo REL316 arranca si la corriente de fase
(Iph) supera un umbral de corriente ajustable (Imin), ver ítem 4.2.1.1.3 del manual del relé ABB
REL 316*4. Por tal motivo, se recomienda incrementar el ajuste Iph de 60 A a 150 A con el
objetivo de evitar que el relé arranque para similares eventos. Con el ajuste recomendado se
garantiza que el lazo de la función distancia arranque para fallas con resistencia de fallas
mayores a 100 ohm.
Disparo durante el tiempo muerto de recierre
Lógica de Arranque por mínima impedancia relé ABB REL316:
5
18/01/2015
INFORME TÉCNICO
COES/D/DO/SEV/IT-008-2013
EVENTO
:
FECHA
HORA
ANOMALÍA
:
:
:
Desconexión de las L-2053/L-2054
(Cotaruse – Socabaya) de 220 kV
04.02.2013
19:20:22 h
Desconexión de la L-1013 después
de 210ms de energizado
11
Disparo de la función distancia
Condiciones previas al evento:
Mazuko
G1
114,25 MW
G2
San Gabán II
G1
G2
Puerto
Maldonado
G3
85,21 MW
San Rafael
Quencoro
Tintaya
Combapata
Cachimayo
Ayaviri
138 kV
L-1008
Dolorespata
Sistema Sur
Generación Sur
492,38 MW
Importación
373,00 MW
Total
865,38 MW
Azángaro
Juliaca
L-1020
Callalli
84,38 MW
138 kV
140,75 MW
G1
G2
Puno
G3
Generación - Carga
Cotaruse
L-2052
L-2054
138 kV
373 MW
Los Heroes
38,80 MW
Moquegua
220 kV
Campo Armiño
L-2051
CENTRO-NORTE
220 kV
L-2030
Santuario
L-2053
Falla bifásica a tierra en las
fases “R” y “S”, simultáneas en
las líneas L-2053 y L-2054
L-2025
L-2026
Carga - Generación
Socabaya
SVC
89,20 MW
TV21
6
18/01/2015
Disparo de la función distancia
Consecuencia:
Debido a la falla, desconectaron las líneas L-2053/L-2054 por la actuación adecuada de
su sistema de protección.
Con la desconexión de las líneas L-2053/L-2054 se produjo el desbalance entre la
generación y la carga con 343 MW (flujo por las líneas), por lo que la frecuencia en el
área Sur disminuyó gradualmente.
Las empresas del área Sur informaron al COES la desconexión de 431,29 MW de carga
por la activación del ERACMF y 396,39 MW de carga por colapso.
Después de 3,937 segundos de la desconexión de las líneas L-2053/L-2054, se registró
la desconexión de la unidad TV21 de la C.T. Ilo 2 con una generación de 85,20 MW, por
actuación de la protección de sobreexcitación (V/Hz). Esta desconexión se produjo
cuando la frecuencia del sistema Sur se encontraba alrededor de 57 Hz (ver Figura).
Disparo de la función distancia
Comportamiento de la frecuencia en el área Sur:
60.00
Desconexión de las L-2053/2054
(Cotaruse – Socabaya) de 220 kV
59.75
59.50
59.25
59.00
58.75
58.25
Desconexión de la unidad TV21 de
la C.T. Ilo 2
58.00
57.75
57.50
57.25
57.00
56.75
La frecuencia permaneció cerca a 57 Hz
aproximadamente 2 segundos
56.50
56.25
56.00
55.75
55.50
S.E. Socabaya
55.25
S.E. Dolorespata
55.00
Desconexión de la C.H.
San Gabán II.
19:20:22.416
19:20:22.502
19:20:22.589
19:20:22.675
19:20:22.762
19:20:22.848
19:20:22.934
19:20:23.021
19:20:23.107
19:20:23.194
19:20:23.280
19:20:23.366
19:20:23.453
19:20:23.539
19:20:23.626
19:20:23.712
19:20:23.798
19:20:23.885
19:20:23.971
19:20:24.058
19:20:24.144
19:20:24.230
19:20:24.317
19:20:24.403
19:20:24.490
19:20:24.576
19:20:24.662
19:20:24.749
19:20:24.835
19:20:24.922
19:20:25.008
19:20:25.094
19:20:25.181
19:20:25.267
19:20:25.354
19:20:25.440
19:20:25.526
19:20:25.613
19:20:25.699
19:20:25.786
19:20:25.872
19:20:25.958
19:20:26.045
19:20:26.131
19:20:26.218
19:20:26.304
19:20:26.390
19:20:26.477
19:20:26.563
19:20:26.650
19:20:26.736
19:20:26.822
19:20:26.909
19:20:26.995
19:20:27.082
19:20:27.168
19:20:27.254
19:20:27.341
19:20:27.427
19:20:27.514
19:20:27.600
19:20:27.686
19:20:27.773
19:20:27.859
19:20:27.946
Frecuencia (Hz)
58.50
Hora
(hh:mm:ss)
7
18/01/2015
Disparo de la función distancia
Análisis de la carga rechazada por activación del ERACMF,
reportado por las empresas:
La carga rechazada (431,29 MW) por las empresas es superior a la carga pérdida por la
desconexión de las líneas (373 MW).
Usuarios
Zona
EMPRESA
Demanda
Referencia para el
ERACMF (MW)
Demanda
Real previa
al evento
(MW)
Porcentaje
Ideal (%)
Carga ideal hasta la 6ta etapa del
ERACMF (MW)
(52% de la carga para el área Sur Este
53% de la carga del área Sur Oeste)
(A)
Carga que fue
verificada
la activación del
ERACMF (MW)
(B)
Déficit de carga
rechaza por el
ERACMF (MW)
(A – B)
% del déficit
de carga
ERACMF
ELECTRO PUNO
62,39
58,31
52
30,32
0
30,32
13,0
ELECTRO SUR ESTE
105,31
101,55
52
52,81
0
52,81
22,6
ELECTRO SUR
56,62
53,71
53
28,47
26,26
2,20
0,9
Zona 3
Regulados
Zona 4
Zona 3
SEAL (SUR)
163,20
156,72
53
83,06
0,67
82,39
35,3
ARASI-ARUNTANI
8,98
9,37
52
4,87
0
4,87
2,1
ARES
18,64
12,37
52
6,43
0
6,43
2,8
BATEAS
3,91
2,65
52
1,38
0
1,38
0,6
CEMENTO SUR
0,97
1,39
52
0,73
0
-
0,0
CONENHUA
(Buenaventura y
Cedemín)
14,94
15,30
52
7,96
1,25
6,71
2,9
INDUSTRIAS
CACHIMAYO
23,99
5,91
52
3,07
0
3,07
1,3
MINSUR
15,60
12,89
52
6,70
0
6,70
2,9
XSTRATA (TINTAYA
Y ANTAPACCAY)
101,00
77,20
52
40,14
27,20
12,94
5,5
CEMENTOS YURA
34,84
24,75
53
13,12
0
13,12
5,6
CERRO VERDE
162,25
103,30
53
54,75
54,75
0,00
0,0
MOLYCOP
(AREQUIPA)
4,99
0,00
53
2,64
0
2,64
1,1
SOUTHERN PERÚ
201,13
192,15
53
101,84
93,96
7,88
3,4
TASA (MOLLENDO)
0,22
0,10
53
0,06
0
-
0,0
438,35
204,09
234,25
100,0
Libres
Zona 4
Total
827,68
Disparo de la función distancia
Energización de la línea L-1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138
kV:
A las 20:55:21 h, el CC-SGB procedió a energizar la línea
L-1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV. Sin
embargo, después de 210 ms de energizada, desconectó
la L-1013 en la S.E. San Gabán II, por actuación
inadecuada de su protección distancia (GE DLP).
Probablemente la causa de la perturbación fue la
energización de un equipo de la S.E. San Rafael (ver
Figura 16), tal como señala en el Anexo 3, cuya
energización no fue informada por la empresa MINSUR,
propietaria de la subestación.
8
18/01/2015
Disparo de la función distancia
Registro oscilográfico de la L-1013, a las 20:55:21 h:
U/kV
100
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.20
0.25
0.30
t/s
0
-100
K2:Linea L1013 UR A
K2:Linea L1013 US B
K2:Linea L1013 UT C
I/A
200
100
0
0.00
0.05
0.10
0.15
-100
t/s
-200
-300
K2:Linea L1013 IR A
K2:Linea L1013 IS B
K2:Linea L1013 IT C
Registro oscilográfico del registrador de fallas BEN 5000, la línea L-1013, S.E.
San Gabán II
Disparo de la función distancia
ANEXO 3 del Informe Técnico
COES/D/DO/SEV/IT-008-2013
Simulaciones de la energización de la línea L-1013 (San Gabán II –
San Rafael) de 138 kV y el transformador de 138/10 kV de 24 MVA
de la S.E. San Rafael
9
18/01/2015
Disparo de la función distancia
0,00
0,00
0,00
Tr2-2 MSR
Carga EPU
SRaf ael10
SRafael2.16
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Tr2-1 MSR
0,00
0,00
0,30
0,08
0,17
0,30
T r2
0,10
0,05
C4
0,00
0,00
0,00
C3
C6 MS R
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
C2
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
L-1009
0,00
0,00
0,00
SRaf ael138
13,80
1,00
0,00
0,18
0,22
0,45
G
~
L-1013
Tr2-3 MSR
Barra13.8G1
0,00
0,00
0,00
T r1
GS1
L1010
0,00
0,00
0,00
~
G
C1
San Gabán II
138,00
1,00
150,00
Barra13.8G2
0,00
0,00
0,00
GS2
Azángaro138 kV
Simulaciones de la energización del transformador de la línea L1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV y el Transformador
de 138/10 KV de 24 MVA de la S.E. San Rafael
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
C4 MS R
Disparo de la función distancia
DIgSILENT
Energización de la L-1013 y falla trifásica cerca a la S.E. San Rafael
(simulación):
20,00
10,00
0,00
-10,00
-20,00
-0,1000
-0,0200
0,0600
0,1400
0,2199
[s]
0,2999
-0,0200
0,0600
0,1400
0,2199
[s]
0,2999
GS1: Phase Current A in kA
GS1: Phase Current B in kA
GS1: Phase Current C in kA
20,00
10,00
0,00
-10,00
-20,00
-0,1000
GS1: Phase Voltage A in kV
GS1: Phase Voltage B in kV
GS1: Phase Voltage C in kV
Generador
Date: 3/5/2013
Annex: /2
10
18/01/2015
Disparo de la función distancia
DIgSILENT
Energización de la L-1013 y energización del transformador de la
S.E. San Rafael (simulación):
0,375
0,250
0,125
0,000
-0,125
-0,250
-0,375
-0,1000
-0,0200
0,0600
0,1400
0,2199
[s]
0,2999
0,0600
0,1400
0,2199
[s]
0,2999
L-1013: Phase Current A/Terminal i in kA
L-1013: Phase Current B/Terminal i in kA
L-1013: Phase Current C/Terminal i in kA
300,00
200,00
100,00
0,00
-100,00
-200,00
-300,00
-0,1000
-0,0200
L-1013: Phase Voltage A/Terminal i in kV
L-1013: Phase Voltage B/Terminal i in kV
L-1013: Phase Voltage C/Terminal i in kV
Línea
Date: 3/5/2013
Annex: /1
Disparo de la función distancia
Conclusiones de las simulaciones:
De las simulaciones, se observa que la energización del transformador de la
S.E. San Rafael, después de 255 ms de energizada la línea L-1013 (San
Gabán II – San Rafael) de 138 kV desde la S.E. San Gabán II, es similar al
evento real, por el cual se concluye que durante el evento se registró la
energización del transformador de la S.E. San Rafael y no se registró falla en
la línea L-1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV.
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