Estudio de Estabilidad Permanente en el SEIN de Perúrev 0.0).pdfAprobado: Ing. B. Cova CESI Via R. Rubattino 54 Capitale sociale 8 550 000 Euro Registro Imprese di Milano Centro Elettrotecnico

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Cliente: COES-SINAC

Objeto: Estudio de Estabilidad Permanente del Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional (SEIN) de Perú

Orden: COES-SINAC – Contrato N° 024-2003

Notas: Primera Emisión

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N. de páginas: 108 N. de páginas adjuntas: 331

Fecha de emisión: 16/04/2004

Preparado: Ing. D. Canever, Ing. J. L. Perez

Verificado: Ing. E. Gaglioti, Ing. R. Gomez

Aprobado: Ing. B. Cova

CESI Via R. Rubattino 54 Capitale sociale 8 550 000 Euro Registro Imprese di Milano Centro Elettrotecnico 20134 Milano - Italia interamente versato Sezione Ordinaria Sperimentale Italiano Telefono +39 022125.1 Codice fiscale e numero N. R.E.A. 429222 Giacinto Motta SpA Fax +39 0221255440 iscrizione CCIAA 00793580150 P.I. IT00793580150 www.cesi.it


INDICE DEL CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................... 7

2 CONCLUSIONES................................................................................................................................... 8

3 DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS.................................................................................................. 10 3.1 ESCENARIOS BASE DEL AÑO 2005 ........................................................................................................ 10

3.1.1 Transferencia de la demanda y generación suministrada por COES a PSS/E ...................... 10 3.1.1.1 Demanda ............................................................................................................................. 10 3.1.1.2 Generación .......................................................................................................................... 12

3.1.2 Ajuste de la cargabilidad de algunas líneas de transmisión.................................................... 13 3.1.3 Elaboración de los Escenarios Base ....................................................................................... 13

3.1.3.1 Equilibrio Demanda - Generación ....................................................................................... 13 3.1.3.2 Documentación de los resultados ....................................................................................... 14

3.1.4 Elaboración de los Escenarios con la C.H. Yuncan en servicio.............................................. 14 3.1.4.1 Documentación de los resultados ....................................................................................... 16 3.1.4.2 Datos de las unidades de la Central Yuncan ...................................................................... 16

3.2 ESCENARIOS EN CONTINGENCIA DEL AÑO 2005..................................................................................... 16 3.2.1 Contingencia 1 Tingo Maria – Vizcarra (220 kV)..................................................................... 17

3.2.1.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga................................................................................. 18 3.2.1.2 Escenario Avenida 05, Media carga.................................................................................... 18 3.2.1.3 Escenario Estiaje 05, Máxima carga................................................................................... 18 3.2.1.4 Escenario Estiaje 05, Media carga......................................................................................18 3.2.1.5 Escenario Estiaje 05, Mínima carga.................................................................................... 18

3.2.2 Contingencia 2 Callahuanca 1 - Callahuanca 2 (220 kV)........................................................ 18 3.2.2.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga................................................................................. 18 3.2.2.2 Escenario Avenida 05, Media carga.................................................................................... 19 3.2.2.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga.................................................................................. 19 3.2.2.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga................................................................................... 20 3.2.2.5 Escenario Estiaje 05, Media carga......................................................................................20 3.2.2.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga.................................................................................... 20

3.2.3 Contingencia 3 Chimbote - Trujillo (220 kV)............................................................................ 21 3.2.3.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga................................................................................. 21 3.2.3.2 Escenario Avenida 05, Media carga.................................................................................... 21 3.2.3.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga.................................................................................. 21 3.2.3.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga................................................................................... 21 3.2.3.5 Escenario Estiaje 05, Media carga......................................................................................21 3.2.3.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga.................................................................................... 21

3.2.4 Contingencia 4 Chimbote – Huallanca (138 kV)...................................................................... 21 3.2.4.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga................................................................................. 21 3.2.4.2 Escenario Avenida 05, Media carga.................................................................................... 21

3.2.5 Contingencia 5 Pomacocha – San Juan (220 kV)................................................................... 21 3.2.5.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga................................................................................. 22 3.2.5.2 Escenario Avenida 05, Media carga.................................................................................... 22

3.2.6 Contingencia 6 Oroya Nueva - Pachachaca (220 kV)............................................................. 23 3.2.6.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga................................................................................. 23 3.2.6.2 Escenario Avenida 05, Media carga.................................................................................... 23 3.2.6.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga.................................................................................. 23 3.2.6.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga................................................................................... 23 3.2.6.5 Escenario Estiaje 05, Media carga......................................................................................23 3.2.6.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga.................................................................................... 23

3.2.7 Contingencia 7 Vizcarra - Paramonga (220 kV) ...................................................................... 23 3.2.7.1 Escenario Avenida 05, Mínima carga.................................................................................. 24 3.2.7.2 Escenario Estiaje 05, Mínima carga.................................................................................... 24

3.2.8 Contingencia 8 Santuario – Socabaya (138 kV)...................................................................... 24 3.2.8.1 Escenario Estiaje 05, Máxima carga................................................................................... 24

3.2.9 Contingencia 9 Carhuamayo – Paraghsa (138 kV) ................................................................. 24 3.2.9.1 Escenario Estiaje 05, Máxima carga................................................................................... 24

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3.2.9.2 Escenario Estiaje 05, Máxima carga con Yuncan............................................................... 24 3.2.10 Contingencia 10 Mantaro – Socabaya (220 kV)...................................................................... 24

3.2.10.1 Escenario Estiaje 05, Máxima carga............................................................................... 24 3.2.11 Contingencia 11 Mantaro – Socabaya doppia terna (220 kV)................................................. 24

3.2.11.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga ............................................................................ 25 3.2.11.2 Escenario Avenida 05, Media carga ............................................................................... 25 3.2.11.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga ............................................................................. 25 3.2.11.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga............................................................................... 26 3.2.11.5 Escenario Estiaje 05, Media carga ................................................................................. 26 3.2.11.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga ............................................................................... 26

3.2.12 Contingencia 12 Tintaya – Callalli (138 kV)............................................................................. 26 3.2.12.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga ............................................................................ 26 3.2.12.2 Escenario Avenida 05, Media carga ............................................................................... 27 3.2.12.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga ............................................................................. 27 3.2.12.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga............................................................................... 27 3.2.12.5 Escenario Estiaje 05, Media carga ................................................................................. 27 3.2.12.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga ............................................................................... 27

3.2.13 Contingencia 13 Azangaro – Juliaca (138 kV) ........................................................................ 27 3.2.13.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga ............................................................................ 27 3.2.13.2 Escenario Avenida 05, Media carga ............................................................................... 27 3.2.13.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga ............................................................................. 27 3.2.13.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga............................................................................... 27 3.2.13.5 Escenario Estiaje 05, Media carga ................................................................................. 27 3.2.13.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga ............................................................................... 27

3.2.14 Contingencia 14/15 Talara fuera de servicio ........................................................................... 27 3.2.14.1 Objetivo ........................................................................................................................... 27 3.2.14.2 Consideraciones ............................................................................................................. 28 3.2.14.3 Escenario Avenida 05, Máxima carga ............................................................................ 28 3.2.14.4 Escenario Avenida 05, Media carga ............................................................................... 29 3.2.14.5 Escenario Avenida 05, Mínima carga ............................................................................. 29 3.2.14.6 Escenario Estiaje 05, Máxima carga............................................................................... 30 3.2.14.7 Escenario Estiaje 05, Media carga ................................................................................. 30 3.2.14.8 Escenario Estiaje 05, Mínima carga ............................................................................... 31

3.2.15 Contingencia 16 Yuncan - Carhuamayo (220 kV) ................................................................... 31

4 DESCRIPCIÓN DEL MODELO Y DE LOS SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE CONTROL ................. 32 4.1 REGULADORES AUTOMÁTICOS DE TENSIÓN............................................................................................ 32

4.1.1 Modelo EXPIC1 ....................................................................................................................... 32 4.1.2 Modelo EXAC1 ........................................................................................................................ 34 4.1.3 Modelo EXAC4 ........................................................................................................................ 35 4.1.4 Modelo ESST1A ...................................................................................................................... 36 4.1.5 Modelo IEEEX1 ....................................................................................................................... 37 4.1.6 Modelo EXBAS ........................................................................................................................ 38 4.1.7 Otros modelos.......................................................................................................................... 39

4.2 SEÑALES ESTABILIZANTES .................................................................................................................... 41 4.2.1 Modelo IEEEST ....................................................................................................................... 41 4.2.2 Modelo PSS2A......................................................................................................................... 42 4.2.3 Modelo IEE2ST........................................................................................................................ 43

4.3 GOVERNOR ......................................................................................................................................... 44 4.3.1 Modelo HYGOV ....................................................................................................................... 45 4.3.2 Modelo IEEEG3 ....................................................................................................................... 46 4.3.3 Modelo WPIDHY...................................................................................................................... 48 4.3.4 Modelo TGOV5........................................................................................................................ 51 4.3.5 Modelo GAST2A...................................................................................................................... 53 4.3.6 Modelo GASTWD .................................................................................................................... 56 4.3.7 Modelo DEGOV1 ..................................................................................................................... 59

5 VALIDACIÓN DEL MODELO FRENTE A ENSAYOS EN CAMPO Y REPRODUCCIÓN DE EVENTOS...................................................................................................................................................... 60

5.1 APERTURA LÍNEA L-1011 AZÁNGARO – JULIACA ................................................................................... 60



5.2 REPRODUCCIÓN PARCIAL DEL EVENTO DEL 25 DE JULIO 2002................................................................ 66 5.3 ENSAYO APERTURA LÍNEA 138 KV TINGO MARÍA – HUANUCO ................................................................ 71 5.4 CONCLUSIONES ................................................................................................................................... 75

6 PRUEBAS PRELIMINARES DE SENSIBILIDAD DE LOS RESULTADOS SOBRE EL MODELO .. 76 6.1 VARIACIONES DE LOS COEFICIENTES DE LA DEPENDENCIA DE LA CARGA CON LA TENSIÓN ........................ 76 6.2 DATOS ESTÁNDAR PARA LOS ALTERNADORES ........................................................................................ 76 6.3 DATOS Y MODELOS ESTÁNDAR PARA REGULADORES AUTOMÁTICOS DE TENSIÓN ..................................... 77 6.4 REGULACIÓN A POTENCIA CONSTANTE .................................................................................................. 77 6.5 MOTORES SINCRÓNICOS TRASFORMADOS EN CARGA ............................................................................. 77 6.6 COMPARACIONES ENTRE SIMULACIONES EN EL TIEMPO Y LOS RESULTADOS DEL ANÁLISIS MODAL ............. 77

7 MODOS ELECTROMECÁNICOS DE OSCILACIÓN NO AMORTIGUADOS O CON BAJO AMORTIGUAMIENTO .................................................................................................................................. 79

7.1 SITUACIÓN SIN SEÑALES ESTABILIZANTES ............................................................................................. 79 7.2 HIPÓTESIS DE YUNCAN EN SERVICIO ..................................................................................................... 87 7.3 SITUACIONES CON SEÑALES ESTABILIZANTES “ACTUALES”...................................................................... 88 7.4 OPTIMIZACIÓN DE LAS SEÑALES ESTABILIZANTES ................................................................................... 89

8 ANÁLISIS DE LA DOCUMENTATION DE LOS SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE CONTROL ......... 93 8.1 C.T. MALACAS TGN4 .......................................................................................................................... 93

8.1.1 Sistema de Excitación y Compensador................................................................................... 93 8.1.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia .................................................................................... 93 8.1.3 Estabilizador del Sistema de Potencia .................................................................................... 94 8.1.4 Limitador de subexcitación ...................................................................................................... 94 8.1.5 Limitador de sobreexcitación ................................................................................................... 94

8.2 C.T. AGUAYTÍA.................................................................................................................................... 95 8.2.1 Reducción de Potencia en el Control Carga/Frecuencia ........................................................ 95

8.3 C.T. ILO 2 .......................................................................................................................................... 95 8.3.1 Sistema de Excitación y Compensador................................................................................... 95 8.3.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia .................................................................................... 95 8.3.3 Estabilizador del Sistema de Potencia .................................................................................... 96 8.3.4 Limitador de subexcitación ...................................................................................................... 96 8.3.5 Limitador de sobreexcitación ................................................................................................... 96

8.4 C.H. CAÑÓN DEL PATO ........................................................................................................................ 96 8.4.1 Sistema de Excitación y Compensador................................................................................... 96 8.4.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia .................................................................................... 97 8.4.3 Estabilizador del Sistema de Potencia .................................................................................... 97 8.4.4 Limitador de subexcitación ...................................................................................................... 97 8.4.5 Limitador de sobreexcitación ................................................................................................... 97

8.5 C.H. CARHUAQUERO ........................................................................................................................... 97 8.5.1 Sistema de Excitación y Compensador................................................................................... 97 8.5.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia .................................................................................... 98 8.5.3 Estabilizador del Sistema de Potencia .................................................................................... 98 8.5.4 Limitador de subexcitación ...................................................................................................... 98 8.5.5 Limitador de sobreexcitación ................................................................................................... 98

8.6 C.H. MACHU PICCHU........................................................................................................................... 98 8.6.1 Sistema de Excitación y Compensador................................................................................... 98 8.6.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia .................................................................................... 98 8.6.3 Estabilizador del Sistema de Potencia .................................................................................... 99 8.6.4 Limitador de subexcitación ...................................................................................................... 99 8.6.5 Limitador de sobreexcitación ................................................................................................... 99 8.6.6 Limitador Volt/Hertz y de Máxima Corriente Estatórica........................................................... 99

8.7 C.H. SAN GABÁN................................................................................................................................. 99 8.7.1 Sistema de Excitación y Compensador................................................................................... 99 8.7.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia .................................................................................... 99 8.7.3 Estabilizador del Sistema de Potencia .................................................................................. 100 8.7.4 Limitador de subexcitación .................................................................................................... 100 8.7.5 Limitador de sobreexcitación ................................................................................................. 100



8.8 C.H. CHARCANI V..............................................................................................................................100 8.9 CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 101

ANEXO 1: ESTIMACIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA DE LÍNEAS................................................. 102

ANEXO 2: DOCUMENTACION DE LOS ESCENARIOS BASE................................................................ 106

ANEXO 3: DOCUMENTACION DE LOS ESCENARIOS BASE CON C.H. YUNCAN.............................. 106

ANEXO 4: DATOS EMPLEADOS PARA REPRESENTAR LA C.H. YUNCAN........................................ 106 DESCRIPCIÓN GENERAL.............................................................................................................................. 106 DATOS EMPLEADOS PARA MODELAR EL GENERADOR.................................................................................... 106 DATOS EMPLEADOS PARA MODELAR LOS EQUIPOS DE CONTROL ................................................................... 107

Modelo del control Potencia/Frecuencia ............................................................................................ 107 Modelo del control de Excitación........................................................................................................ 107

ANEXO 5: MODOS CRÍTICOS SIN PSS - ESCENARIOS BASE Y ESCENARIOS EN CONTINGENCIA..................................................................................................................................................................... 108

ANEXO 6: MODOS CRÍTICOS SIN PSS - ESCENARIOS CON C.H. YUNCAN ...................................... 108

INDICE DE LAS TABLAS

TABLA 1: CAMBIOS EN EL DESPACHO DEBIDOS AL INGRESO DE LA C.H. YUNCAN................................................. 15 TABLA 2: ESCENARIOS EN CONTINGENCIA ........................................................................................................ 16 TABLA 3 – AMORTIGUAMIENTOS % DE LOS MODOS DE OSCILACIÓN DE CENTROMIN SIN YUNCAN......................... 88 TABLA 4 – AMORTIGUAMIENTOS % DE LOS MODOS DE OSCILACIÓN DE CENTROMIN CON YUNCAN ....................... 88 TABLA 5: AJUSTE DE LAS SEÑALES ESTABILIZANTES ACTUALES Y SUGERIDAS...................................................... 91 TABLA 6: CAPACIDAD ESTIMADA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN............................................................................ 102

INDICE DE LAS FIGURAS

FIGURA 1 - REGULADOR DE TENSIÓN EXPIC1 .................................................................................................. 33 FIGURA 2 - REGULADOR DE TENSIÓN EXAC1 ................................................................................................... 34 FIGURA 3 – REGULADOR DE TENSIÓN AVR1..................................................................................................... 35 FIGURA 4 - REGULADOR DE TENSIÓN EXAC4 ................................................................................................... 35 FIGURA 5 – REGULADOR DE TENSIÓN AVR4..................................................................................................... 36 FIGURA 6 - REGULADOR DE TENSIÓN ESST1A ................................................................................................. 37 FIGURA 7 - REGULADOR DE TENSIÓN IEEEX1 .................................................................................................. 37 FIGURA 8 – REGULADOR DE TENSIÓN EXBAS .................................................................................................. 38 FIGURA 9 – REGULADOR DE TENSIÓN AVR3..................................................................................................... 39 FIGURA 10 - REGULADOR DE TENSIÓN SEXS ................................................................................................... 39 FIGURA 11 - REGULADOR DE TENSIÓN IEET5A................................................................................................. 40 FIGURA 12 - REGULADOR DE TENSIÓN EXDC2 ................................................................................................. 40 FIGURA 13 - REGULADOR DE TENSIÓN EXST2.................................................................................................. 41 FIGURA 14 – SEÑALES ESTABILIZANTES IEEEST .............................................................................................. 42 FIGURA 15 – SEÑALES ESTABILIZANTES PSS1.................................................................................................. 42 FIGURA 16 - SEÑALES ESTABILIZANTES PSS2A ................................................................................................ 43 FIGURA 17 – SEÑALES ESTABILIZANTES IEE2ST .............................................................................................. 44 FIGURA 18 –GOVERNOR TGF .......................................................................................................................... 44 FIGURA 19 – GOVERNOR HYGOV ................................................................................................................... 46 FIGURA 20 – GOVERNOR IEEEG3 ................................................................................................................... 48 FIGURA 21 – GOVERNOR WPIDHY.................................................................................................................. 51 FIGURA 22 – GOVERNOR TGOV5.................................................................................................................... 53 FIGURA 23 – GOVERNOR GAST2A.................................................................................................................. 56 FIGURA 24 – GOVERNOR GASTWD ................................................................................................................ 59


CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 6/108 FIGURA 25 - ENSAYO EN CAMPO – REGISTRO DE POTENCIA ACTIVA GRUPO 1.................................................... 61 FIGURA 26 -SIMULACIÓN – POTENCIA ACTIVA GRUPO 1 .................................................................................... 61 FIGURA 27 - ENSAYO EN CAMPO – REGISTRO DE POTENCIA REACTIVA GRUPO 1 ............................................... 62 FIGURA 28 - SIMULACIÓN – POTENCIA REACTIVA GRUPO 1 ............................................................................... 62 FIGURA 29 - ENSAYO EN CAMPO – REGISTRO DE TENSIÓN GRUPO 1 ................................................................. 63 FIGURA 30 - SIMULACIÓN – TENSIÓN GRUPO 1................................................................................................. 63 FIGURA 31 - ENSAYO EN CAMPO – REGISTRO DE ∆FRECUENCIA GRUPO 1 ......................................................... 64 FIGURA 32 - SIMULACIÓN – ∆FRECUENCIA GRUPO 1......................................................................................... 64 FIGURA 33 - ESCENARIO EMPLEADO PARA LA HOMOLOGACIÓN DEL MODELO....................................................... 65 FIGURA 34 - CARGA EN LÍNEAS L-213 Y L-253 (PRESENTACIÓN COES) ........................................................... 66 FIGURA 35 - CARGA EN LÍNEAS L-213 Y L-253 (SIMULACIÓN) ........................................................................... 67 FIGURA 36 - CARGA EN LÍNEAS L-240 Y L-103/104/105 (PRESENTACIÓN COES) ............................................. 67 FIGURA 37 - CARGA EN LÍNEAS L-240 Y L-103/104/105 (SIMULACIÓN) ............................................................. 68 FIGURA 38 - TENSIÓN EN NODOS DE 220 KV (SIMULACIÓN)............................................................................... 69 FIGURA 39 - FRECUENCIA EN CHIMBOTE 138 KV (SIMULACIÓN) ........................................................................ 69 FIGURA 40 - ESCENARIO EMPLEADO PARA SIMULACIÓN DEL EVENTO DEL 25 DE JULIO 2002 ............................... 70 FIGURA 41 - POTENCIA ACTIVA GENERADA POR EL G11 [MW] (REGISTRO)........................................................ 71 FIGURA 42 - POTENCIA ACTIVA GENERADA POR EL G11 [MW] (SIMULACIÓN)..................................................... 72 FIGURA 43 - POTENCIA REACTIVA G11 [MVAR] (REGISTRO)............................................................................. 72 FIGURA 44 - POTENCIA REACTIVA G11 [MVAR] (SIMULACIÓN).......................................................................... 73 FIGURA 45 - ESCENARIO PARA SIMULAR LA APERTURA DE LA LÍNEA L-121 TINGO MARÍA – HUANUCO 138 KV...... 74 FIGURA 46 - DISTRIBUCIÓN DE LOS MODOS CRÍTICOS INTERÁREA Y INTERPLANTA ............................................... 80 FIGURA 47 - DISTRIBUCIÓN DE LOS MODOS CRÍTICOS POR PERIODOS HIDROLÓGICOS Y NIVELES DE DEMANDA...... 81


CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 7/108 1 INTRODUCCIÓN

El sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú ha evidenciado recientemente problemas de oscilaciones de potencia sostenidas, o sea poco amortiguadas o no amortiguadas, particularmente luego de fallas y/o separación de mallas o también en condiciones de red integra en fase de toma de carga por parte de las centrales. Como consideración general, independientemente de las peculiaridades del caso peruano, debe notarse que estos fenómenos están relacionados a la continua evolución y crecimiento de los sistemas eléctricos interconectados y a su utilización cada vez más intensa y por lo tanto cercanos a condiciones potencialmente críticas. Como consecuencia se requiere siempre más la necesidad de verificar la eventual presencia de oscilaciones de potencia sostenidas que pueden causar intervenciones intempestivas de líneas en los corredores críticos y por lo tanto importantes separaciones de mallas y disfunciones aún en ausencia de fallas. Para la evaluación de tales comportamientos oscilatorios es necesario disponer de instrumentos de análisis lineales del sistema eléctrico para el cálculo de los modos de oscilación electromecánica; estos deben poder identificar la posible existencia de modos críticos, determinando también la ubicación, y de asistir al experto de sistemas en la individualización de las acciones a adoptar para la resolución del problema. Normalmente las acciones se refieren a la implementación y/o el ajuste de las señales estabilizantes (Power System Stabilizers – PSS) las que intervienen sobre los reguladores automáticos de tensión de los grupos generadores (AVR), sin embargo, para aquellos modos interáreas que interesan de manera significativa un gran número de máquinas rotantes y que evidencian las oscilaciones de potencia en pocos corredores críticos, la elección podría dirigirse también hacia algunos controles especiales sobre dispositivos de red tales como TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitors), HVDC (High Voltage Direct Current), y en general de los dispositivos FACTS (Flexible AC Transmission Sistems). Optimizando la localización y los ajustes de los dispositivos citados se suprimen las oscilaciones de potencia sostenidas, evitando las temidas consecuencias o, equivalentemente se permite una mayor utilización de la capacidad de transporte preservando contemporáneamente la seguridad en la operación del sistema. Los objetivos del estudio son: • Validación del modelo digital empleado por el presente estudio de estabilidad

permanente a través de simulaciones de algunos eventos o ensayos realizados en campo.

• Identificar los modos de oscilación críticos del sistema eléctrico peruano, caracterizándolos en particular con su distribución geográfica - eléctrica, con sus amortiguamientos y las sensibilidades de los amortiguamientos a los PSS. Los escenarios estudiados se referirán al año 2005, a los varios períodos hidrológicos y a los niveles de demanda y en las varias situaciones de falla que se retienen más críticas.

• Identificar las centrales de generación del SEIN que participan en la producción de modos electromecánicos de oscilación no amortiguados o con un bajo amortiguamiento, para dar explicación a las inestabilidades detectadas durante la operación en estado estacionario del sistema peruano y en otros casos, luego de que se despejan determinadas fallas.

• Proponer las medidas aptas a la eliminación de estas oscilaciones de potencia, sobre la base de informaciones actualmente disponibles, indicando en cuales centrales y eventualmente con que ajustes introducir los PSS.


• Indicar las centrales de generación del SEIN para las cuales resulta esencial una correcta representación de las características dinámicas de los reguladores automáticos de tensión, a los fines de un correcto ajuste de los PSS.

• Evidenciar eventuales situaciones en las cuales las prestaciones dinámicas de los reguladores de tensión son penalizantes a los fines del control, a través de los PSS, de las oscilaciones electromecánicas poco o no amortiguadas.

2 CONCLUSIONES

Las siguientes conclusiones se basan en los resultados obtenidos a partir de un modelo del SEIN predispuesto por el CESI y aprobada por el COES en el ámbito del estudio de "COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL"; se recuerda que algunos parámetros, fueron estimados por el CESI en ausencia de informaciones más precisas. Las comparaciones entre las simulaciones y los registros de eventos o ensayos en campo han demostrado que el modelo digital presenta una reproducción aceptable de los fenómenos de inestabilidad provocados por insuficiente amortiguamiento de las oscilaciones interáreas. El análisis de los modos de oscilación electromecánica, en términos de distribución geográfica - eléctrica, de amortiguación y de la sensibilidad de estos últimos respecto a los medios de control de los mismos, tales como señales estabilizantes introducidas en los reguladores automáticos de tensión de los grupos de generación, permitió llegar a la siguientes conclusiones: • Las 8 centrales de producción ya dotadas con PSS, o sea Machu Picchu, San Gaban,

Cañón del Pato, Aguaytia, Talara, Charcani V, Mantaro y Restitución, junto a la central Yaupi, actualmente no equipada con PSS, son suficientes, si son oportunamente ajustadas con el fin de garantizar una buena amortiguación (>=5%) para todos los modos de oscilación electromecánica evidenciados en el SEIN, en todas las condiciones de base previstas para el año 2005 (períodos hidrológicos y niveles de demanda – 6 escenarios) y en todas las contingencias consideradas más críticas y descriptas detalladamente en el punto 3.2 (62 escenarios).

• La central de Yaupi resulta necesaria para amortiguar oportunamente los modos de oscilación de la propia zona (Centromin) y resulta muy útil pero no necesaria para la amortiguación de algunos otros modos interárea críticos del sistema. De las evaluaciones preliminares pero suficientemente fundadas, resulta que la entrada en servicio en la zona Centromin del autotransformador 220/138kV en la estación de Yuncan y de la interconexión en 220kV entre Yuncan y Carhuamayo, que sucede contemporáneamente a la entrada en servicio de 3 nuevos grupos hidráulicos en Yuncan de 48MVA conectados en 220kV, no hacen necesaria la implementación de los PSS en Yaupi ni aún para los modos del Centromin. Efectivamente el refuerzo de la “salida” de la producción de Yaupi estabiliza oportunamente los modos del Centromin antes críticos (ver también párrafo 7.2) y por otro lado todos los otros modos críticos del sistema pueden ser amortiguados aún sin la contribución de los PSS de la central de Yaupi. Se hace notar que el efecto positivo se obtiene a partir del refuerzo de red (autotransformador y línea 220 kV) y no de la producción de la central de Yuncan.

• Algunas pruebas de sensibilidad a los reguladores de tensión han confirmado la importancia de individuar correctamente sus características dinámicas a los fines de un correcto ajuste de los PSS. Estas pruebas de identificación son tanto más importantes cuanto mayor es la participación de la máquina a los modos críticos y además, a igualdad de participación, es mas conveniente privilegiar las maquinas previstas a


activarles el señal estabilizante. En esta óptica se recomienda una correcta identificación para las 5 centrales de Machu Picchu, San Gaban, Cañón del Pato, Aguaytia y Talara, que se han demostrado ser esenciales y de la mayor eficacia para el control de los modos críticos. De poca importancia resulta la identificación de los grupos Charcani V y Mantaro, y aún menos la central Restitución; en cambio podría ser mas útil, respecto a estas 3 ultimas centrales, una actividad de identificación sobre las centrales Carhuaquero e Ilo2, que si bien no necesarias para amortiguar todos los modos, pueden sin embargo influir de manera no marginal en el ajuste de los otros PSS. De hecho se observe que en general si un grupo participa significativamente a los modos críticos, es importante individuar correctamente las características dinámicas de su regulador de tensión aunque no se prevea de dotarlo de un PSS, en cuanto puede influenciar sea la amortiguación que la estructura del modo y por lo tanto indirectamente sobre la sensibilidad de amortiguamiento de los otros PSS, es decir en definitiva, sobre el ajuste “optimo” final.

• Se hace notar que sucesivamente a las actividades de identificación recomendadas al punto precedente resultará necesario verificar nuevamente la efectiva necesidad di equipar con PSS y naturalmente los relativos ajustes “óptimos”, para luego efectuar con los modelos así caracterizados las simulaciones en el tiempo de frente a eventos de diversa naturaleza y poner de manifiesto los beneficios de las señales estabilizantes en cuanto a los amortiguamientos y los límites de transporte sobre los principales corredores.

• En la Tabla 5 se muestra una hipótesis de ajuste “óptima” de los PSS, tomada sobre la base de los datos dinámicos actualmente disponibles, junto con los “actuales” 1 ajustes. De la misma y sobre todo de los resultados obtenidos con los ajustes “actuales” (ver punto 7.3), es decir aún con 21 modos críticos de los cuales 6 modos desamortiguados además de aquellos de Yaupi, se deduce la importancia de un ajuste global a nivel de sistema, en lugar de uno a nivel individual. De hecho un PSS puede influenciar de manera positiva un cierto modo y en manera negativa en otro: solo el análisis de varios escenarios y sobre todo de muchas contingencias críticas puede garantizar una cobertura completa. Relativamente al ajuste óptimo, se note finalmente que los tres grupos de Restitución se manifestaron sustancialmente inútiles para el control de las amortiguaciones, tanto que el procedimiento de la optimización llevó a cero las relativas ganancias, y que los 7 grupos de Mantaro y los 3 grupos de Charcani V, si bien manifestándose poco eficaces en el control de la amortiguación, resultaron activos en el ajuste óptimo.

• No aparecieron situaciones en las cuales las prestaciones dinámicas de los reguladores de tensión resultan perjudiciales a los fines del control, a través de los PSS, de las oscilaciones electromecánicas poco o no amortiguadas. Se observan solamente algunas situaciones de ganancias transitorias colocadas en el rango bajo de los valores normales, como por ejemplo para los turbogas de Aguaytia y Malacas, que podrían tener una si bien limitada influencia negativa sobre el rendimiento de los PSS de las mismas centrales; para estas situaciones, sería conveniente evaluar la eventual conveniencia de aumentar estas ganancias transitorias.

1 Los ajustes actuales están basadas también sobre valores estimados en ausencia de mayores informaciones.


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3 DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS

3.1 Escenarios base del año 2005 Esta sección documenta las observaciones recogidas en la tarea de transferencia de la demanda y generación contenidas en los documentos del COES “DemandasSEIN4.xls” y “DespachoGenera4.xls”, a los casos preparados por TRANSENER del 2004 que representan la última revisión de la Base de Datos oficial del COES (en adelante “BDO”). 3.1.1 Transferencia de la demanda y generación suministrada por COES a PSS/E 3.1.1.1 Demanda Se observa que no existe una correlación directa entre ambas bases de datos, demandando un examen particular nodo por nodo para transferir las cargas de la panilla del COES “DemandasSEIN4.xls” (en adelante “DSEIN4”) a la estructura de la BDO de los casos que se emplearán efectivamente en los estudios. Los problemas que surgieron y las hipótesis que se adoptaron para salvarlos procuran en general respetar el plano de distribución de cargas de la BDO y la asignación nodal de la demanda del modelado en WinFlu. Como resumen se puede decir que:

El número de demandas individualizadas originalmente en la BDO es 447 asociadas a 395 nodos, incluyendo los motores síncronos y asíncronos, de los cuales 6 de ellos tienen demanda=0, resultando en 389 nodos con carga efectiva distribuidos en 441 demandas (algunas pertenecen al mismo nodo pero con distinto identificador o “ID”), en tanto que la planilla del COES presenta 406 demandas individualizadas en 406 nodos de carga distintos, con 398 de ellas distintas de cero. En general, la planilla DSEIN4 no ha tenido en cuenta los identificadores de demanda (ID) de los archivos de la BDO, ni tampoco se han discriminado los motores síncronos o asíncronos que componen la demanda en los nodos industriales; esto plantea inconvenientes para la adecuada representación de la demanda en los casos de estudio en PSS/E, y por ello resulta imprescindible tomarlos en cuenta. En algunos casos, la demanda asociada a los nodos supera la capacidad de los motores modelados, por lo cual se ha agregado una carga adicional en donde no había (San Nicolás e ILO 1) para contener la demanda que excede a los motores modelados. En Millsite, Toquepala, Lixiaviación, Sidernor, Sidersur y Botiflaca, se dispone de demanda para alojar el excedente de la capacidad instalada de los motores para satisfacer los totales por nodo. En los nodos en que existen motores síncronos y asíncronos, se supuso que los motores asíncronos tienen la carga reactiva que corresponde a su factor de potencia nominal, y la carga reactiva de los síncronos procura equilibrar la demanda nodal total. El excedente lo absorbe la demanda adicional no modelada como motor. Se detectaron números de correspondencia erróneos (Ej.: La Pajuela tenía 17210 y debería tener 17104, la nueva planta de oxígeno tenía 47324 y cambia a 46006, por citar algunos), que se corrigieron para asignar la demanda a los nodos correctos. Hubieron problemas de distribución de las demandas que ocasionaban sobrecargas que se corrigieron, dado que en muchos casos la demanda en WinFlu modelada con un solo transformador de rebaje se representa en la BDO mediante 2 o 3 equipos asociados a barras diferentes. Se corrigió además la ubicación de algunas demandas en la BDO para concordar con la representación de WinFlu, además de ubicar en algunos transformadores de rebaje ciertas demandas que antes de representarlos se asignaron a barras de mayor tensión. Se detallan a continuación estos cambios:


o La demanda de Balnearios se distribuyó entre Cuartel y la Embajada de EE.UU. en un porcentaje del 70 y 30% respectivamente.

o En Mina Atacocha se redistribuyó la demanda en la relación de los MVA de los 2 transformadores en servicio, para evitar sobrecargas que superaban el 30 %.

o El transformador de 3 arrollamientos modelado en Condorcocha 138 kV toma la demanda asociada a 44 kV, excepto la salida a “Carp44” (según COES) que se especificó en la barra de 44 de Condorcocha.

o En Tintaya no se puede alojar toda la demanda informada porque causaría una sobrecarga en los transformadores instalados en 4.16 kV, por lo cual en este nivel de tensión se completó primero la carga de los motores, y el resto se distribuyó en un 50 % entre los nodos de 10.0 kV de los 2 transformadores modelados.

o En Chimbote Sur no se puede alojar toda la demanda en el nodo de 13.8 kV, puesto que la capacidad del transformador resultaría excesivamente superada. Por ello se supuso un 70 % de esta demanda en el nodo de 138 kV. Probablemente la capacidad del transformador no es correcta.

o Se redistribuye la demanda entre las barras 47068 y 47070 (Puente 1 y 2) que tenían el 50 % en cada una, por una distribución conforme a la capacidad de los transformadores: 44.4 % en el transformador único de 40 MVA (47068) y 55.6 % en la barra con 2 transformadores de 25 MVA (47070).

o Se distribuye la demanda en 17054 (Chiclayo Norte), dejando el 60 % en esta barra y el 40 % restante en la barra contigua 17176, que tenía el transformador en vacío.

o La demanda con ID=2 en la barra 17086 de 10 kV en Trujillo Sur se reubica en la barra 11082 de 138 kV, porque corresponde a la salida en 138 kV hacia Viru, y la demanda 17086, “1 ” se redistribuye el 50 % en esta barra, y el otro 50 % en la barra de generación 16084 (ésta no tenía carga asignada).

o La demanda en Neyra 27158 y 27160 se redistribuye conforme a la capacidad de transformación modelada, tomando el 36 % en 27158 y 64 % en 27160 (en esta última, el 50 % en ID “1 ” y 14 % en ID “2 ”).

o La demanda en Limatambo 27154 y 27156 se redistribuye conforme a la capacidad de transformación modelada, tomando el 36 % en 27156 y 64 % en 27154 (50 % en ID “1 ” y 14 % en ID “2 ”).

o La demanda en Shelby (Huarón) modelada en 50 kV (barra 47076) se transfiere a la barra 47196,”1 “, correspondiente al lado de baja del transformador de San José, que ahora está modelado y estaba en vacío.

o La demanda de Fundición (barra 47084,“1 ”) se transfiere un 33.3 % a la barra 47204, “1 ” y un 66.7 % a la barra 47206, “1 ”, puesto que se han agregado los transformadores y estaban en vacío.

o La demanda (aunque tiene valor 0) en Oroya 50 kV, se transfiere a la barra del transformador de rebaje en 47344.

o En Atocongo se distribuyó la demanda entre los 4 transformadores (que incluyen los 2 de Cementos de Lima), dado que los niveles de tensión secundarios resultantes son bajos en los 2 únicos que estaban cargados.

o En Juliaca se reubicó la demanda que estaba en la barra de 10 kV destinada a la compensación, a la barra de 10.5 kV de la carga que se alimenta a través del transformador de 12.5 MVA 60/10.5 kV vinculado a la barra de 60 kV. De este modo se puede emplear la compensación inductiva sin ocasionar sobrecargas en el devanado de 10 kV del transformador de 3 arrollamientos, y se corresponde también con el plano de distribución de cargas de la BDO.

o Debido al modelado de mayor detalle en la BDO respecto del WinFlu en la alimentación de Caylloma y Arcata, se distribuyen las demandas de Caylloma


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15 kV, Ares 0.44 kV y Arcata 33 kV para ocupar la capacidad de transformación en vacío modelada y evitar sobrecargas innecesarias en agunos transformadores, además de mejorar la correspondencia con los planos de distribución de cargas de la BDO. El detalle es el siguiente:

Caylloma 15 kV (67080, “1 ”) se mueve a Hyallacho 15 kV (67012, “1 ”), como está indicado en el plano de distribución de cargas. La demanda de Ares 0.44 kV (66010, “1 ”) se reubica un 60 % en la barra de 4.16 kV (67082, “1 ”), lo cual evita la sobrecarga del transformador de generación y contempla la salida indicada en el plano de cargas, y un 40 % en 2.4 kV de la subestación Huancarama (66004, “1 ”) que tenía el devanado de baja de los transformadores de rebaje en vacío. La demanda de Arcata1 33 kV (67120, “1 ”) se reubica a Arcata 10 kV (67128, “1 ”), como consta en el plano de cargas.

o La demanda de Socabaya 33 kV en 57060, “1 ” se reubica en la barra de 10 kV 57038, “1 ” del transformador de rebaje.

o La demanda en la barra 4.16 kV de Piura Centro se elimina, porque no corresponde en la BDO (16026, “1 ”) y está en vacío. La demanda en la barra 16024, “1 ” se transfiere a la barra 17022, “1 ”, y se renombra la demanda 16024, “2 ” como 16024, “1 ”.

o En la subestación Aceros Arequipa se redistribuye la demanda de modo de ocupar aunque más ligeramente el transformador 220/4.16/2.47 kV que estaba en vacío, descargando levemente los otros transformadores que están en el límite de carga en estados de demanda media y mínima.

o La demanda de Pucallpa 60 kV (44052, “1 ”) se reubica en 47352, “1 ” (Campo Verde, en Pucallpa 23.9 kV), y la demanda ubicada en el terciario del transformador 138/60/10 (47298, “1 ”) se reubica en Pucallpa 10 (47350, “1 ”).

3.1.1.2 Generación Se observa que no existe una correlación directa entre ambas bases de datos, demandando un exámen particular nodo por nodo para transferir los despachos de la panilla del COES “DespachoGenera4.xls” (en adelante “DESPACHO”) a la estructura de la BDO de los casos que se emplearán efectivamente en los estudios. Los problemas que surgieron y las hipótesis que se adoptaron para salvarlos se comentan a continuación

El despacho de Carpapata se desprecia, ya que se modela toda la subestacion en la BDO como una demanda neta en Condorcocha 44 kV. El despacho es 0 para el 2005 de modo que no introduce problemas. El despacho de Concepción se desprecia ya que no existe en la BDO un generador en barras de 13.2 kV de la subestación, y no se conoce si la demanda es neta. El despacho es 0 para el 2005 de modo que no introduce problemas. El despacho de Cangallo se desprecia ya que la subestación misma en la BDO está modelada dentro de un consumo equivalente en la subestación CobrizII. El despacho es 0 para el 2005 de modo que no introduce problemas. El despacho de Milpo se desprecia ya que la subestación en la BDO no contiene un generador. El despacho es 0 para el 2005 de modo que no introduce problemas. El despacho de Caylloma se modela como una distribución entre San Antonio, San Ignacio, Huayllacota, Arcata y Misapuquio de la BDO. El despacho es 0 para el 2005 de modo que no introduce problemas. El despacho de Huancarama se desprecia ya que en la BDO no existe generador en la subestación Huancarama. El despacho es 0 para el 2005 de modo que no introduce problemas.


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El despacho de Rumipunco se modela en la unidad 2 de Botiflaca, ya que en la BDO no existe el generador, reservando para la unidad 1 de Botiflaca el despacho informado para la central. Para las siguientes centrales que están activas en el 2005, la información del total de la central se distribuye entre las unidades a juicio del Consultor. o Chaprin o Pariac o Piura o Botiflaca o Herca

3.1.2 Ajuste de la cargabilidad de algunas líneas de transmisión Uno de los controles empleados en el desarrollo de los escenarios base de estudio, es el estado de carga de las ramas del sistema de transmisión. Este examen también es relevante para juzgar el estado resultante del sistema de transmisión ante contingencias. Se observó que hay un número significativo de ramas que no poseen estos datos, y para completar la base de datos en materia de límites térmicos en las líneas de transmisión, se han estimado los límites en MVA a partir de una comparación de las resistencias de los conductores y los límites en Amper que se obtienen de los datos de capacidad disponibles en las otras líneas. En total se han estimado los datos de 171 líneas que tenían capacidad cero en la BDO, incluyendo reactores (en la zona de Chimbote para las turbogás 1, 2 y 3) y las líneas de impedancia nula que se emplearon como acoplamientos. Estas ramas que tenían los datos de capacidad en cero, simplemente no son verificadas por el simulador y por lo tanto las potenciales sobrecargas pasarían desapercibidas. Se observa que muchas líneas de aparentemente la misma sección y nivel de tensión en la BDO, tienen límites bastante diferentes lo cual hace presumir que tales límites representan otra clase de restricciones, tales como el nivel de tensión, la mínima altura al suelo del conductor, etc. Por ello, la estimación de la capacidad de carga se hizo en lo posible, tomando los mayores límites disponibles en la BDO para líneas de la misma tensión y resistencia semejante, a fin de contemplar solamente el límite térmico. La Tabla 6 contiene el listado de los datos estimados, indicando los nombres de las subestaciones de los extremos, tensión, número de barra y circuito para identificar las líneas en el simulador PSS/E. 3.1.3 Elaboración de los Escenarios Base 3.1.3.1 Equilibrio Demanda - Generación Para un escenario de máxima se observa una diferencia de aproximadamente 31 MW entre la generación informada y la que resulta del cálculo en el PSS/E con la Base de Datos Oficial, materializada en la barra oscilante o “swing”. Siendo la demanda la misma, la diferencia surge sin duda de las pérdidas en el sistema. Para suplir este inconveniente, se adoptó compensar en las cargas 16068, “1 ” y 16070, “1 ” (Sidernor y Sidersur) la diferencia del flujo entre Chimbote – Paramonga, medida en Paramonga, lo cual implica incrementar en estos nodos entre 2.0 y 6.5 MW en total según el escenario, y compensar en las cargas de Botiflaca 13.8 kV 56014, “2 ” y 56016, “2 ” de la BDO que estaban en cero en el vector de demandas dato, la diferencia del flujo entre Socabaya – Campo Armiño, medida en Campo Armiño, que implica un incremento entre 3.0 y 6.6 MW entre ambas. Con este método se compensan los flujos entre las áreas Norte, Centro y Sur. El resto de las pérdidas se compensa mediante un incremento en las áreas Costa y Sierra Centro

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 14/108 entre el 1.01 al 1.21 % también según el escenario, aplicada sobre las demandas que no son motores. Los agregados en MW según los escenarios son: Avenida Estiaje Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima Botiflaca 5.000 3.000 3.400 3.600 6.600 3.200 Chimbote 2.000 6.100 6.304 2.600 4.200 6.500 Increm. área Centro [%] 1.21 % 1.10 % 1.20 % 1.21 % 1.02 % 1.13 %

Esta compensación no incrementa apreciablemente las sobrecargas pre-existentes en el escenario de Máxima demanda, y por lo tanto no genera problemas operativos como bajos niveles de tensión. Las sobrecargas que se detectaron en los transformadores de rebaje fueron salvadas como se explica en la sección Demanda, distribuyendo más equitativamente entre los transformadores de una misma subestación la demanda que en WinFlu figuraba en un solo nodo equivalente. Aún así persisten algunos problemas inevitables debido a que se superaría para el 2005 la capacidad de transformación instalada. Las sobrecargas detectadas en líneas (sobre todo la de 220 kV Pomacocha – San Juan) también deberían estar presentes en el caso de referencia de WinFlu, ya que se comprobó que los flujos por los corredores son muy semejantes. En este caso se dejan tal como están para no desnaturalizar el despacho de generación del caso base. En la revisión de los resultados, se detectó también que muchas líneas de la BDO aún no disponen de datos de capacidad de carga en las líneas, por lo que se optó por adoptar una capacidad estimada a los efectos de control, como se detalla en el punto siguiente. 3.1.3.2 Documentación de los resultados En el Anexo 2 se documentan los resumenes por área, y los esquemas unifilares de las áreas Norte, Centro y Sur del SEIN para cada uno de los escenarios base. 3.1.4 Elaboración de los Escenarios con la C.H. Yuncan en servicio La incorporación de esta central se hizo para el mismo valor de demanda de los escenarios Base, como consecuencia, la generación de las unidades de la C.H. Yuncan sustituye la de otras unidades en el SEIN. Los criterios generales con los cuales se hicieron estas modificaciones de despacho de los escenarios base se enuncian a continuación: o Para cada escenario, el despacho de Yuncan se toma en relación a su máximo

(3 x 43.38 MW), igual que la relación de Yaupi a su propio máximo (105 MW) asumiendo el mismo regimen hidráulico.

o Se asume una reducción aproximada del 2 % en el despacho de Mantaro y Restitución en los escenarios de Media y el de Mínima de Estiaje, en tanto que en el de Mínima de Avenida se supuso una reducción del 3.8 %.

o La nueva distribución del despacho evita en lo posible disminuir los flujos en corredores que presentan oscilaciones con bajo amortiguamiento a fin de no atenuarlas; no obstante, es necesario prescindir del despacho de algunos grupos Diesel aún a pesar de disminuir tales flujos. En particular:

a. No se redujo Yarinacocha para mantener la potencia inyectada en Tingo María b. Se redujo en 2 el número de grupos de Calana, Cementos Pascamayo y Piura c. Se relevó del despacho a los grupos de Mollendo

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 15/108 o Se redujo levemente el despacho en las unidades hidráulicas que regulan su

producción de acuerdo a la demanda. Las que tienen el mismo despacho en todos los escenarios no se han modificado.

o Se estima que una leve disminución del despacho de Ventanilla no alterará los modos de oscilación dominantes de baja frecuencia, en tanto que una disminución de potencia en ILO 2 podría contribuir a mayores oscilaciones por el aumento de intercambio Centro – Sur.

La Tabla 1 muestra los cambios practicados sobre los escenarios base para alojar la generación de Yuncan. Los campos amarillos destacan el despacho cero de algunas unidades, y las casillas con fondo violeta y letras blancas denotan los cambios realizados respecto de los escenarios base. El despacho de Yuncan está resaltado. Tabla 1: Cambios en el despacho debidos al ingreso de la C.H. Yuncan

Despachos Originales Despachos Corregidos

Avenida Estiaje Avenida EstiajeBus Id Nombre Un Maxima Media Mínima Maxima Media Mínima Maxima Media Mínima Maxima Media Mínima

16052 1 CAHUA1 10.0 20.00 20.00 15.00 20.00 17.50 12.50 20.00 20.00 13.00 20.00 17.50 12.5016054 2 CAHUA2 10.0 20.00 20.00 15.00 20.00 17.50 12.50 20.00 20.00 13.00 20.00 17.50 12.5046082 1 CALLAHU1 6.5 13.00 13.00 12.20 13.00 12.00 11.60 13.00 13.00 11.00 13.00 12.00 11.6046084 2 CALLAHU2 6.5 13.00 13.00 12.20 13.00 12.00 11.60 13.00 13.00 11.00 13.00 12.00 11.6046086 3 CALLAHU3 6.5 13.00 13.00 12.20 13.00 12.00 11.60 13.00 13.00 11.00 13.00 12.00 11.6046088 4 CALLAHUA 8.0 35.00 35.00 34.00 35.00 34.00 34.00 35.00 35.00 33.00 35.00 34.00 34.0046158 1 CHIMAY1 13.8 75.00 75.00 55.00 75.00 60.00 65.00 75.00 75.00 50.00 75.00 60.00 65.0046160 2 CHIMAY2 13.8 75.00 75.00 55.00 75.00 60.00 0.00 75.00 75.00 50.00 75.00 60.00 0.0046096 1 HUINCO1 12.5 40.69 35.43 33.00 40.35 37.40 0.00 39.89 34.83 33.10 41.05 37.60 0.0046032 1 MALPASO1 6.9 11.00 7.50 5.00 11.00 8.33 2.00 11.00 7.50 4.00 11.00 8.33 2.0046034 2 MALPASO2 6.9 11.00 7.50 5.00 11.00 8.33 2.00 11.00 7.50 4.00 11.00 8.33 2.0046036 3 MALPASO3 6.9 11.00 7.50 5.00 11.00 8.33 0.00 11.00 7.50 4.00 11.00 8.33 0.0046016 1 MATUCAN1 12.5 62.50 55.00 35.00 62.50 50.00 40.00 62.50 55.00 30.00 62.50 50.00 40.0046018 2 MATUCAN2 12.5 62.50 55.00 35.00 62.50 50.00 0.00 62.50 55.00 30.00 62.50 50.00 0.0046090 1 RESTITU1 13.8 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 62.00 70.00 68.00 66.00 70.00 69.00 61.0046092 2 RESTITU2 13.8 68.00 68.00 68.00 68.00 68.00 62.00 68.00 65.00 64.00 68.00 67.00 61.0046094 3 RESTITU3 13.8 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 62.00 70.00 68.00 66.00 70.00 69.00 61.0046116 1 MANTARO1 13.8 101.00 101.00 101.00 97.00 97.00 91.92 101.00 98.00 97.00 97.00 95.00 92.0046118 2 MANTARO2 13.8 100.00 100.00 100.00 97.00 97.00 95.00 100.00 98.00 97.00 97.00 95.00 92.0046120 3 MANTARO3 13.8 99.00 99.00 99.00 97.00 97.00 95.00 99.00 97.00 96.00 97.00 95.00 92.0046122 4 MANTARO4 13.8 100.00 100.00 100.00 97.00 97.00 95.00 100.00 98.00 97.00 97.00 95.00 92.0046124 5 MANTARO5 13.8 74.00 74.00 74.00 72.00 72.00 65.00 74.00 72.00 72.00 72.00 70.00 64.0046126 6 MANTARO6 13.8 74.00 74.00 74.00 72.00 72.00 65.00 74.00 72.00 72.00 72.00 70.00 64.0046128 7 MANTARO7 13.8 74.00 74.00 74.00 72.00 72.00 65.00 74.00 72.00 72.00 72.00 70.00 64.0046150 1 YANANGO 10.0 40.00 40.00 40.00 20.00 20.00 20.00 40.00 40.00 23.00 20.00 20.00 20.0046024 1 YUNCAN1 13.8 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 42.00 42.00 33.00 42.00 41.00 33.0046025 2 YUNCAN2 13.8 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 42.00 42.00 33.00 42.00 41.00 33.0046026 3 YUNCAN3 13.8 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 42.00 42.00 33.00 42.00 41.00 33.0046068 1 AGUAYTI1 13.8 77.00 78.20 0.00 78.20 78.20 78.20 76.00 77.00 0.00 77.00 77.00 77.0046070 2 AGUAYTI2 13.8 77.00 78.20 0.00 78.20 78.00 78.20 76.00 77.00 0.00 77.00 77.00 77.0026092 1 VENTAN1 16.0 160.00 0.00 0.00 160.00 160.00 160.00 141.00 0.00 0.00 151.00 140.00 139.3226096 2 VENTAN2 16.0 0.00 0.00 0.00 160.00 160.00 0.00 0.00 0.00 0.00 151.00 140.00 0.0016000 1 CAÑDPAT1 13.8 40.00 40.00 30.00 37.50 37.50 40.00 40.00 40.00 34.00 37.50 37.50 40.0016002 2 CAÑDPAT2 13.8 40.00 40.00 30.00 37.50 37.50 40.00 40.00 40.00 34.00 37.50 37.50 40.0016004 3 CAÑDPAT3 13.8 40.00 40.00 30.00 37.50 37.50 40.00 40.00 40.00 34.00 37.50 37.50 40.0016006 4 CAÑDPAT4 13.8 40.00 40.00 30.00 37.50 37.50 0.00 40.00 40.00 34.00 37.50 37.50 0.0016008 5 CAÑDPAT5 13.8 40.00 40.00 30.00 37.50 37.50 0.00 40.00 40.00 34.00 37.50 37.50 0.0016010 6 CAÑDPAT6 13.8 40.00 40.00 30.00 37.50 0.00 0.00 40.00 40.00 0.00 37.50 0.00 0.0016120 2 TUMBES 10.0 9.10 0.00 0.00 9.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0016092 3 CEMPACSZ 6.3 6.70 0.00 0.00 6.70 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0016090 4 CEMPACAS 2.3 1.00 0.00 0.00 1.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0016024 3 PIURATG 10.0 7.50 0.00 0.00 6.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0016024 4 PIURATG 10.0 4.30 0.00 0.00 4.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0056134 1 CHARCAV1 13.8 42.00 42.00 29.50 42.00 33.30 0.00 42.00 42.00 25.00 42.00 33.30 0.0056136 2 CHARCAV2 13.8 42.00 42.00 29.50 42.00 33.30 25.00 42.00 42.00 25.00 42.00 33.30 25.0056138 3 CHARCAV3 13.8 42.00 42.00 29.50 42.00 33.30 25.00 42.00 42.00 25.00 42.00 33.30 25.0056044 3 CALAN123 10.5 6.30 0.00 0.00 6.30 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0056046 4 CALANA4 10.5 6.30 0.00 0.00 6.30 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0056048 1 MOLLENGD 13.8 10.00 0.00 0.00 10.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0056048 2 MOLLENGD 13.8 10.00 0.00 0.00 10.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0056048 3 MOLLENGD 13.8 10.00 0.00 0.00 10.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0056114 1 ILOTV1 13.8 20.00 20.00 10.00 20.00 20.00 20.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.0056118 3 ILOTV3 13.8 40.00 40.00 22.00 30.00 30.00 30.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.0056106 1 ILO2 17.0 135.00 135.00 55.00 135.00 135.00 135.00 130.00 55.00 55.00 117.00 87.00 92.00

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 16/108 3.1.4.1 Documentación de los resultados En el Anexo 3 se documentan los escenarios con la C.H. Yuncan en servicio, mediante los resumenes por área, y los esquemas unifilares de las áreas Norte, Centro y Sur del SEIN para cada uno de los escenarios de Carga Máxima, Media y Mínima de Avenida y Estiaje. 3.1.4.2 Datos de las unidades de la Central Yuncan Los datos que se emplearon en el modelado para los estudios de flujo de cargas y dinámicos, se muestran en el Anexo 4. 3.2 Escenarios en Contingencia del año 2005 Han sido seleccionadas una serie de líneas cuya salida de servicio se retiene crítica desde el punto de vista del deterioro de los amortiguamientos de las oscilaciones electromecánicas de la red eléctrica del SEIN; para algunas salidas de servicio fueron seleccionadas, de los seis escenarios posibles vinculados a los períodos hidrológicos y niveles de demanda, solo aquellos para los cuales la salida se considera más grave. La siguiente tabla se refiere en modo sintético a la descripción de los casos analizados, los escenarios seleccionados y la numeración adoptada para identificar los varios casos. Tabla 2: Escenarios en Contingencia

Número Descripción Escenarios 12 salida de servicio Tingo Maria – Vizcarra (220 kV) no AV05MN

22 salida de servicio Callahuanca 1 – Callahuanca 2 (220 kV) todos

3 salida de servicio Chimbote – Trujillo (220 kV) todos 4 salida de servicio Chimbote – Huallanca (138 kV) AV05MD – AV05MX

52 salida de servicio Pomacocha – San Juan (220 kV) AV05MD – AV05MX

6 salida de servicio Oroya Nueva – Pachachaca (220 kV) todos

7 salida de servicio Vizcarra – Paramonga (220 kV) AV05MN ES05MN 8 salida de servicio Santuario – Socabaya (138 kV) ES05MX

9 salida de servicio Carhuamayo – Paraghsa (138 kV)

ES05MX con e sin Yuncan

10 salida de servicio Mantaro – Socabaya (220 kV) ES05MX

112 salida de servicio Mantaro – Socabaya doble terna (220 kV) todos

12 salida de servicio Tintaya – Callalli (138 kV) todos 13 salida de servicio Azangaro – Juliaca (138 kV) todos 142 TG4 di Talara fuera de servicio todos

153 TG4 di Talara fuera de servicio + salida de servicio Chimbote – Trujillo todos

16 salida de servicio Yuncan – Carhuamayo (220 kV) ES05MX con Yuncan

2 Escenario en contingencia post-redespacho 3 Escenario en contingencia (n-2) sin nuevo despacho respecto al (N-1)

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 17/108 Siendo el objetivo primario del estudio la determinación de los grupos de generación donde es necesario ajustar y/o instalar los dispositivos PSS, en la determinación de los escenarios en contingencia se siguió el siguiente criterio: • Si el escenario en contingencia se presenta sin sobrecargas o con sobrecargas

limitadas que no comporten salidas automáticas y que se presuma puedan ser eliminadas con los normales procedimientos de despacho en tiempos del orden de 20 – 30 min, este escenario no se modifica, y en base a esto se evalúa la eventual presencia de oscilaciones sostenidas o ampliadas y la relativa sensibilidad de los PSS de los grupos de red, de manera de poder garantizar con el ajuste final valores aceptables del amortiguamiento de las arriba mencionadas oscilaciones. De hecho en el período de 20 –30 min no se deben verificar en el sistema, oscilaciones de potencia que pudieran perjudicar el mantenimiento de la integridad del sistema. El análisis modal del escenario luego del nuevo despacho (post redespacho) que se será presumiblemente efectuado dentro de los 20 – 30 min, no será realizado en cuanto menos crítico y por lo tanto con menores exigencias en términos de los PSS con respecto al escenario inicial.

• Si el escenario presenta sobrecargas más importantes, que podrían llevar a la salida de servicio de uno o más componentes de la red (líneas, transformadores, unidades de generación) o a la actuación del plan de alivio de carga (según el esquema actualmente operativo), se construirá el escenario que presumiblemente se presentará al final de los mencionados eventos, admitido que sea un escenario significativo que preserve una cierta integridad del sistema y no un escenario que resulte en un black-out. En algunos casos se proveerá también a un nuevo despacho de la generación. En este último escenario, que podrá a su vez presentar sobrecargas pero limitadas, se procederá al análisis modal.

• Si el escenario presenta divergencias (no convergencia), se evaluará si la misma está vinculada a los problemas relativos al despacho inicial de reactivo (en este caso se tenderá a realizar el escenario modificando los set-piont de tensión y procediendo luego al análisis modal) o si es una contingencia crítica (señalando cuan crítica y no procediéndose al análisis modal).

En general fueron retenidos aceptables, en condiciones N-1, sobrecargas de líneas y transformadores entorno al 20% respecto a los valores nominales. En los párrafo siguientes se presenta el análisis en detalle de los casos individuales y se indican la sobrecarga final máxima en líneas y transformadores. 3.2.1 Contingencia 1 Tingo Maria – Vizcarra (220 kV) Los grupos de Aguaytia no tienen salida sobre el sistema 220kV luego de la apertura de la línea considerada. Se excluye del escenario AV05MN en el cual Aguaytia está fuera de servicio. En estas condiciones, con el fin de obtener una solución estática aceptable, es necesario desconectar los grupos de Aguaytia luego de la sobrecarga del transformador de Tingo Maria, única salida remanente de la central. En todos los escenarios considerados, esta salida causa un déficit de potencia activa en el SEIN de aprox. 110 - 120MW; se considera la máxima potencia de regulación de las máquinas en servicio igual a 80MW a través de la regulación primaria, en consecuencia cuando el déficit de potencia supera tal valor se desengancha el primer escalón del plan de alivio automático de carga por sub-frecuencia, igual al 4,2% (sea de la carga activa que de la reactiva).

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 18/108 3.2.1.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Tingo María a Vizcarra era de 120MW en condiciones de pre desenganche. Para mantener las máquinas dentro de los límites se modifica el despacho de Huinco:

Grupo P[MW] pre desenganche

P[MW] pos desenganche

Huinco 1 41 40 Huinco 2 50 55

Se observa una sobrecarga máxima en las líneas del 3% y en los transformadores de 13%. 3.2.1.2 Escenario Avenida 05, Media carga El flujo de potencia desde Tingo María a Vizcarra era de 114MW en condiciones de pre desenganche. El grupo Huinco pasa de 35 a 61MW. Se observa una sobrecarga máxima en las líneas del 2% y en los transformadores de 11%. 3.2.1.3 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Tingo María a Vizcarra era de 121MW en condiciones de pre desenganche. El grupo Huinco pasa de 35 a 60MW. Se observa una sobrecarga máxima en las líneas del 7% y en los transformadores de 18%. 3.2.1.4 Escenario Estiaje 05, Media carga El flujo de potencia desde Tingo María a Vizcarra era de 115MW en condiciones de pre desenganche. Para mantener las máquinas dentro de los límites se modifica el despacho de Huinco:




En las líneas no se observan sobrecargas, mientras que en los transformadores la máxima sobrecarga es de 13%. 3.2.1.5 Escenario Estiaje 05, Mínima carga El flujo de potencia desde Tingo María a Vizcarra era de 122MW en condiciones de pre desenganche. En este escenario los grupos de Huinco están fuera de servicio, resulta entonces necesario poner en servicio también el segundo turbogas de Ventanilla al mínimo (100MW) para entregar la potencia necesaria (las térmicas en servicio ya están al máximo y el primer grupo de Ventanilla se encuentra ya al límite). En las líneas no se observan sobrecargas, mientras que en los transformadores la máxima sobrecarga es de 7%. 3.2.2 Contingencia 2 Callahuanca 1 - Callahuanca 2 (220 kV) 3.2.2.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Callahuanca 2 a Callahuanca 1 era de 232MW en condiciones de pre desenganche. La apertura de la línea provoca una sobrecarga superior al 70% sobre la directriz alternativa 220 kV Pachachaca-Pomacocha-San Juan. Para resolver la sobrecarga dejando invariable la exportación hacia el Ecuador se modifica el despacho de los siguientes grupos:




Ventanilla 1 160 163 Ventanilla 2 - 163 Chimay 1 75 - Chimay 2 75 - Yanango 40 -

Ilo 2 135 55 Santa Rosa - 50


Ilo2 llevada al mínimo para reducir la importación desde el sur. Debido a la elevada demanda en la zona de Lima es necesario aumentar al máximo Huinco 2 y poner en servicio un grupo de Santa Rosa. Se observa una sobrecarga máxima en las líneas del 13% y en los transformadores de 18%. 3.2.2.2 Escenario Avenida 05, Media carga El flujo de potencia desde Callahuanca 2 a Callahuanca 1 era de 257MW en condiciones de pre desenganche. La apertura de la línea provoca una sobrecarga superior al 70% sobre la directriz alternativa 220 kV Pachachaca-Pomacocha-San Juan. Para resolver la sobrecarga dejando invariable la exportación hacia el Ecuador se modifica el despacho de los siguientes grupos:



Ventanilla 1 - 130 Ventanilla 2 - 100 Chimay 1 75 - Chimay 2 75 - Yanango 40 -

Ilo 2 135 55 Se observa una sobrecarga máxima en las líneas del 18% y en los transformadores de 16%. 3.2.2.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga El flujo de potencia desde Callahuanca 2 a Callahuanca 1 era de 199MW en condiciones de pre desenganche. La apertura de la línea provoca una sobrecarga superior al 25% sobre la directriz alternativa 220 kV Pachachaca-Pomacocha-San Juan. Para resolver la sobrecarga dejando invariable la exportación hacia el Ecuador se reduce la producción del segundo grupo del Chimay de 25MW Se observa una sobrecarga máxima en las líneas del 19% y ninguna sobrecarga en los transformadores.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 20/108 3.2.2.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Callahuanca 2 a Callahuanca 1 era de 201MW en condiciones de pre desenganche. La apertura de la línea provoca una sobrecarga superior al 50% sobre la directriz alternativa 220 kV Pachachaca-Pomacocha-San Juan. Para resolver la sobrecarga dejando invariable la exportación hacia el Ecuador se modifica el despacho de los siguientes grupos:



Ventanilla 1 160 163 Ventanilla 2 160 163

Santa Rosa 1 - 51 Santa Rosa 2 - 51

Huinco 1 40 61 Huinco 2 50 64 Huinco 3 60 63 Huinco 4 60 62 Chimay 1 75 55 Chimay 2 75 -

Ilo 2 135 55 Para satisfacer la carga de la zona de Lima se aumenta al máximo la producción de todos los grupos de Huinco, puestos en servicio 2 grupos de Santa Rosa y llevados al máximo los grupos de Ventanilla; se reduce la producción de las centrales que contribuían a la alimentación de Lima en la pre-falla, en particular se lleva Ilo2 y un grupo de Chimay al mínimo técnico mientras el otro grupo de Chimay se saca de servicio. Se observa una sobrecarga máxima en las líneas del 20% y en los transformadores de 23%. 3.2.2.5 Escenario Estiaje 05, Media carga El flujo de potencia desde Callahuanca 2 a Callahuanca 1 era de 186MW en condiciones de pre desenganche. La apertura de la línea provoca una sobrecarga superior al 40% sobre la directriz alternativa 220 kV Pachachaca-Pomacocha-San Juan. Para resolver la sobrecarga dejando invariable la exportación hacia el Ecuador se modifica el despacho de los siguientes grupos:



Chimay 1 60 20 Chimay 2 60 - Huinco 1 37 54 Huinco 2 50 60 Huinco 3 50 60 Huinco 4 - 60

Se observa una sobrecarga máxima en las líneas del 16% y en los transformadores de 18%. 3.2.2.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga El flujo de potencia desde Callahuanca 2 a Callahuanca 1 era de 188MW en condiciones de pre desenganche.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 21/108 Es necesario efectuar un redespacho para obtener la potencia necesaria en la zona Centro-Norte, y los grupos de Huinco fuera de servicio, por lo tanto en forma simplificada se incrementa la producción de Talara de 10MW. Se observa una sobrecarga máxima en las líneas del 18% y en los transformadores de 2%. 3.2.3 Contingencia 3 Chimbote - Trujillo (220 kV) 3.2.3.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Chimbote a Trujillo era de 65MW en condiciones pre desenganche. La máxima sobrecarga provocada por la salida de la línea se produce en Pomacocha-San Juan (114%). 3.2.3.2 Escenario Avenida 05, Media carga El flujo de potencia de Chimbote a Trujillo era de 44MW en condiciones pre desenganche. La máxima sobrecarga provocada por la salida de la línea se produce en Pomacocha-San Juan (113%). 3.2.3.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga El flujo de potencia de Chimbote a Trujillo era de 59MW en condiciones pre desenganche. No se observaron sobrecargas en líneas ni en transformadores. 3.2.3.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia de Chimbote a Trujillo era de 69MW en condiciones pre desenganche. La máxima sobrecarga provocada por la salida de la línea se produce en Pomacocha-San Juan (107%). 3.2.3.5 Escenario Estiaje 05, Media carga El flujo de potencia de Chimbote a Trujillo era de 62MW en condiciones pre desenganche. No se observaron sobrecargas en líneas ni en transformadores. 3.2.3.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga El flujo de potencia de Chimbote a Trujillo era de 37MW en condiciones pre desenganche. No se observaron sobrecargas en líneas ni en transformadores. 3.2.4 Contingencia 4 Chimbote – Huallanca (138 kV) Se seleccionan los escenarios de máxima producción de los grupos de Cañón del Pato; en ambos escenarios los 6 grupos producen 40MW cada uno. 3.2.4.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Huallanca a Chimbote era de 74MW en condiciones de pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga en líneas ni transformadores. 3.2.4.2 Escenario Avenida 05, Media carga El flujo de potencia desde Huallanca a Chimbote era de 76MW en condiciones de pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga en líneas ni transformadores. 3.2.5 Contingencia 5 Pomacocha – San Juan (220 kV) Se seleccionan los escenarios con valor máximo de flujo de potencia en la doble terna Pomacocha – San Juan.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 22/108 3.2.5.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga El flujo de potencia en la simple terna de Pomacocha a San Juan correspondiente a la doble terna era de 165MW en condiciones de pre desenganche. El desenganche de la línea provoca una sobrecarga del 50% en la otra terna. Para solucionar la sobrecarga se modifica el despacho de los siguientes grupos.



Ilo 2 135 55 Ventanilla 2 - 160 Mantaro 1 101 31 Mantaro 6 74 - Mantaro 7 74 -


Se lleva al mínimo el grupo IIo2 para reducir la importación proveniente del Sur (95MW) y se pone en marcha el segundo grupo de Ventanilla 160MW. La mayor parte de la potencia que llega a la barra de Pomacocha proviene desde Mantaro (despreciable aquella que proviene desde Pacachacha), por lo tanto se sacan de servicio dos grupos de Mantaro que producían 74MW y llevado al mínimo el grupo 1. Para garantizar la potencia de carga correspondiente a la zona de Lima se deben poner en servicio los 2 grupos de Santa Rosa. Se observa una máxima sobrecarga de las líneas del 20% y de los transformadores de 18%. 3.2.5.2 Escenario Avenida 05, Media carga El flujo de potencia en la simple terna de Pomacocha a San Juan correspondiente a la doble terna era de 166MW en condiciones de pre desenganche. El desenganche de la línea provoca una sobrecarga del 60% en la otra terna. Para solucionar la sobrecarga se modifica el despacho de los siguientes grupos.



Ilo 2 135 55 Ventanilla 2 - 120 Mantaro 1 41 Mantaro 6 74 0 Mantaro 7 74 0



Se lleva al mínimo el grupo IIo2 para reducir la importación proveniente del Sur (66MW) y se pone en marcha el segundo grupo de Ventanilla 120MW. La mayor parte de la potencia que llega a la barra de Pomacocha proviene desde Mantaro (despreciable aquella que proviene desde Pacachacha), por lo tanto se sacan de servicio dos grupos de Mantaro que producían 74MW y llevado al mínimo el grupo 1. Para garantizar la potencia de carga correspondiente a la zona de Lima se deben poner en servicio los 2 grupos de Santa Rosa y aumentar la potencia de los grupos 2 y 3 de Huinco.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 23/108 Se observa una máxima sobrecarga de las líneas del 20% y de los transformadores de 16%. 3.2.6 Contingencia 6 Oroya Nueva - Pachachaca (220 kV) 3.2.6.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Pachachaca a Oroya Nueva era de 86MW en condiciones de pre desenganche. La apertura de la línea provoca una sobrecarga en la Pomacocha – San Juan del 23%, que se retiene aceptable. 3.2.6.2 Escenario Avenida 05, Media carga El flujo de potencia desde Pachachaca a Oroya Nueva era de 53MW en condiciones de pre desenganche. No se verifican sobrecargas ni en líneas ni en transformadores. 3.2.6.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga El flujo de potencia desde Pachachaca a Oroya Nueva era de 111MW en condiciones de pre desenganche. No se verifican sobrecargas ni en líneas ni en transformadores. 3.2.6.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Pachachaca a Oroya Nueva era de 102MW en condiciones de pre desenganche. La situación de no convergencia, síntoma de una limitada reserva de reactiva en la zona del Centromin, se resuelve modificando los set-point de tensión de las máquinas de Yaupi. Se observa una sobrecarga del 26% en la línea 50kV Curipata – Pachacha y del 23% en el transformador de Chicrin, que se retienen aceptables. 3.2.6.5 Escenario Estiaje 05, Media carga El flujo de potencia desde Pachachaca a Oroya Nueva era de 82 MW en condiciones de pre desenganche. No se verifican sobrecargas ni en líneas ni en transformadores. 3.2.6.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga El flujo de potencia desde Pachachaca a Oroya Nueva era de 48MW en condiciones de pre desenganche. No se verifican sobrecargas ni en líneas ni en transformadores. 3.2.7 Contingencia 7 Vizcarra - Paramonga (220 kV) Se eligen dos escenarios: • AV05MN, escenario en el cual Aguaytia no está en servicio; corresponde de hecho a

una utilización elevada de la Paragsha-Vizcarra (hacia Vizcarra) en el régimen de post-desconexión dado que es la única alimentación de Antamina.

• Entre los casos en los cuales Aguaytia está en servicio, se elige aquel con máximo flujo de potencia en la Vizcarra-Paramonga, que corresponde al máximo flujo post-desconexión de la Vizcarra-Paragsha (hacia Paragsha):


•

Escenario Paragsha-VizcarraP[MW]

Vizcarra-ParamongaP[MW]

Av05mx 16 47 Av05md 20 44 Av05mn 102 15 Es05mx 19 51 Es05md 36 62 Es05mn 60 92

3.2.7.1 Escenario Avenida 05, Mínima carga No se observa ninguna sobrecarga ni en líneas ni en transformadores . 3.2.7.2 Escenario Estiaje 05, Mínima carga No se observa ninguna sobrecarga ni en líneas ni en transformadores . 3.2.8 Contingencia 8 Santuario – Socabaya (138 kV) Se elige un escenario de máxima carga. 3.2.8.1 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Santuario a Socabaya era de 58MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en líneas ni en transformadores. 3.2.9 Contingencia 9 Carhuamayo – Paraghsa (138 kV) Se elige un escenario de máxima carga; esta contingencia, como se verá a continuación (párrafo 7.2) es la más crítica para los modos de oscilación del Centromin en los escenarios sin Yuncan, se efectúa también en el escenario con Yucan para evaluar el impacto de las mencionadas oscilaciones. 3.2.9.1 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Carhuamayo a Paraghsa era de 18MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en líneas ni en transformadores. 3.2.9.2 Escenario Estiaje 05, Máxima carga con Yuncan El flujo de potencia desde Carhuamayo a Paraghsa era de 13MW en condiciones pre desenganche. La apertura de la línea provoca una sobrecarga máxima del 17% en las líneas y del 23% sobre los transformadores. 3.2.10 Contingencia 10 Mantaro – Socabaya (220 kV) Se elige un escenario de máxima carga. 3.2.10.1 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Socabaya a Mantaro en una de las líneas de la doble terna era de 40MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en líneas ni en transformadores. 3.2.11 Contingencia 11 Mantaro – Socabaya doppia terna (220 kV) Esta contingencia separa el SEIN en dos áreas, el área Centro-Norte y el área Sur.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 25/108 3.2.11.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga El flujo de potencia proveniente desde el Sur es de 95MW antes de la apertura de la línea. Para solucionar la sobrecarga se modifica el despacho de los siguientes grupos:



Ilo 2 135 55 San Gaban 50 30


Para equilibrar el exceso de potencia de la subred del Sur se lleva al mínimo técnico IIo2, está dotada con fast-valving, y se reduce la producción de San Gaban. Debido al déficit de potencia activa del Centro-Norte de 95MW, se hace actuar el primer escalón del plan de alivio de carga por subfrecuencia de 4,2% (tanto de carga activa como de reactiva). La desconexión de la carga es superior a la importación que provenía desde el Sur, es por lo tanto es necesario reducir la potencia generada de los dos grupos de Huinco que se llevan al mínimo. Se observa una máxima sobrecarga de las líneas del 5% y de los transformadores de 13%. 3.2.11.2 Escenario Avenida 05, Media carga El flujo de potencia proveniente desde el Sur es de 66MW antes de la apertura de la línea. Para solucionar la sobrecarga se modifica el despacho de los siguientes grupos:



Ilo 2 135 65 Carhuaquero 1 25 29 Carhuaquero 2 25 29

Huinco 1 35 62 Huinco 2 45 60 Huinco 3 50 60

La reducción de potencia de Ilo 2 compensa el exceso de potencia de la subred del Sur. En la subred del Centro-Norte no se efectúa ningún alivio de carga dado que la potencia proveniente del Sur es inferior a 80MW, se llevan al máximo los dos grupos de Carhuaquero y los grupos 1, 2 y 3 Huinco. Se observa una máxima sobrecarga de las líneas del 6% y de los transformadores de 16%. 3.2.11.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga El flujo de potencia proveniente desde el Norte es de 65MW antes de la apertura de la línea. Para solucionar la sobrecarga se modifica el despacho de los siguientes grupos:



Ilo 2 55 121 Chimay 1 55 25 Chimay 2 55 45 Huinco 2 30 -

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 26/108 La reducción de potencia de Ilo 2 compensa el exceso de potencia de la subred del Sur. Para la subred Centro-Norte, por simplicidad, se saca de servicio el segundo grupo de Huinco y se reduce la producción de los grupos de Chimay. Se observan flujos de potencia dentro de los límites en las líneas y transformadores. 3.2.11.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia proveniente desde el Sur es de 80MW antes de la apertura de la línea. Para solucionar la sobrecarga se modifica el despacho de los siguientes grupos:



San Gaban 50 47 Ilo 2 135 55

Huinco 1 40 32 Huinco 2 50 30 Huinco 3 60 40

Para equilibrar el exceso de potencia al Sur se reduce la potencia de San Gaban y se lleva al mínimo técnico la de Ilo2. Debido al déficit de potencia activa del Centro-Norte, se hace actuar el primer escalón del plan de alivio de carga por subfrecuencia de 4,2% (tanto de carga activa como de reactiva). La desconexión de la carga es superior a la importación que provenía desde el Sur, es por lo tanto necesario reducir la potencia generada de los primeros tres grupos de Huinco. Se observa una máxima sobrecarga de las líneas del 7% y de los transformadores de 18%. 3.2.11.5 Escenario Estiaje 05, Media carga El flujo de potencia proveniente desde el Sur es de 2MW antes de la apertura de la línea. Se observan flujos dentro de los límites en las líneas y una sobrecarga del 7% en los transformadores. 3.2.11.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga El flujo de potencia proveniente desde el Norte es de 44MW antes de la apertura de la línea. Para solucionar la sobrecarga se modifica el despacho de los siguientes grupos:



Charcany V - 1 25 42 Charcany V - 2 25 42

Ilo Tv3 30 40 Ventanilla 1 160 118

Para la subred del Sur, se aumenta la producción de dos grupos de Charcani V y la del TV3 de Ilo. Para el Centro-Norte es suficiente variar la producción del primer grupo de Ventanilla. Se observan flujos de carga dentro de los límites para las líneas y una sobrecarga máxima del 4% en los transformadores. 3.2.12 Contingencia 12 Tintaya – Callalli (138 kV) 3.2.12.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Tintaya a Callalli era de 28MW en condiciones pre desenganche.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 27/108 No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.12.2 Escenario Avenida 05, Media carga El flujo de potencia desde Tintaya a Callalli era de 31MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.12.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga El flujo de potencia desde Tintaya a Callalli era de 27MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.12.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Tintaya a Callalli era de 26MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.12.5 Escenario Estiaje 05, Media carga El flujo de potencia desde Tintaya a Callalli era de 15MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.12.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga El flujo de potencia desde Tintaya a Callalli era de 15MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.13 Contingencia 13 Azangaro – Juliaca (138 kV) 3.2.13.1 Escenario Avenida 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Azangaro a Juliaca era de 52MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.13.2 Escenario Avenida 05, Media carga El flujo de potencia desde Azangaro a Juliaca era de 54MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.13.3 Escenario Avenida 05, Mínima carga El flujo de potencia desde Azangaro a Juliaca era de 48MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.13.4 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El flujo de potencia desde Azangaro a Juliaca era de 52MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.13.5 Escenario Estiaje 05, Media carga El flujo de potencia desde Azangaro a Juliaca era de 33MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.13.6 Escenario Estiaje 05, Mínima carga El flujo de potencia desde Azangaro a Juliaca era de 22MW en condiciones pre desenganche. No se observa ninguna sobrecarga ni en las líneas ni en los transformadores. 3.2.14 Contingencia 14/15 Talara fuera de servicio 3.2.14.1 Objetivo El objetivo de estas pruebas es el de verificar la factibilidad de la operación del SEIN interconectado con Ecuador, cuando la central de Talara (TG4) se encuentra fuera de servicio (mantenimiento), para los escenarios de Avenida y Estiaje en las diversas condiciones de carga Máxima, Media y Mínima. En la definición de cada uno de los escenarios y en particular para los despachos de la zona Norte, se tendrá en cuenta la

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 28/108 posibilidad que se presente una contingencia en una de las líneas de la doble terna Chimbote - Trujillo 220 kV . 3.2.14.2 Consideraciones Poniendo fuera de servicio el grupo de Talara, donde el despacho medio es de ≈ 80 MW, se recurre en primera instancia, cuando se presentan problemas de soporte de tensión, al despacho de las centrales de la zona Costa – Norte (SIN). En el caso de tener que poner en servicio centrales térmicas se utilizará un criterio económico, si no es que prevale la necesidad de un soporte de tensión. El resto de la potencia necesaria se tomará de la central de Ventanilla, esto como simplificación para el armado de los casos, ya que el objetivo de estas pruebas mira a verificar el comportamiento sobre el corredor Centro – Norte. Las Centrales disponibles en la zona Norte (SIN) son: Tab. 1 – Centrales disponibles en la zona Norte SIN

Central Tipo Pmx [MW] Sn [MVA]CAÑON DEL PATO Hidro 244.20 259.80CARHUAQUERO Hidro 95.85 96.90CAHUA Hidro 39.60 55.00GALLITO CIEGO Hidro 34.00 40.00PARIAC Hidro 4.78 6.10CHIMBOTE 2 Termica 63.83 77.80MALACAS Termica 57.90 72.60PIURA Termica 51.36 66.20CEMTO. PACASMAYO Termica 22.50 28.30TRUJISUR Termica 21.92 27.40TUMBES Termica 18.60 22.60CHICLAYO Termica 25.40 33.30TRUPAL Termica 13.85 18.80CURUMUY Termica 12.00 14.20PAITA Termica 11.10 14.10SULLANA 3 Termica 10.00 12.40TALARA Termica 101.30 119.20

A continuación se describen los escenarios armados siguiendo las consideraciones antes mencionadas. 3.2.14.3 Escenario Avenida 05, Máxima carga El escenario que puede operar sea en condiciones N (con Malacas TG4 fuera de servicio) que con N-1 para el corredor Chimbote - Trujillo 220 kV y mantener la interconexión con el Ecuador, presenta en el SIN el siguiente parque de generación: Tab. 2 – Centrales en servicio en el SIN para el escenario AV05MX

Central Tipo Pg [MW]CAÑON DEL PATO Hidro 240.00CARHUAQUERO Hidro 87.00CAHUA Hidro 40.00GALLITO CIEGO Hidro 34.00PARIAC Hidro 2.00PIURA Termica 20.00CEMTO. PACASMAYO Termica 21.10TUMBES Termica 18.20CURUMUY Termica 10.00MALACAS Termica 42.00TRUJISUR Termica 18.00TALARA Termica F.S.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 29/108 Por problemas de tensión en condición N de red en la zona de Talara se han puesto en servicio las 3 unidades de Malacas. En condición de contingencia N-1 sobre 1 terna del corredor Chimbote – Trujillo 220 kV por problemas de tensión y sobrecarga sobre la restante terna se ha debido poner en servicio la unidad TG4 de Trujillo Sur. En esta condición se hace notar que la barra de Machala 220 kV se encuentra a 0.9 pu de tensión con 30 MVAr de condensador en servicio. Los reactores de 20 MVAr de Talara y Piura 220 kV se encuentran fuera de servicio. Para este escenario se ha también efectuado una contingencia sobre una terna a 138 kV desde Huallanca a Chimbote, no se observan problemas para la operación. La potencia restante necesaria se produce en la zona Centro poniendo en servicio la segunda unidad de Ventanilla, haciendo trabajar las 2 unidades al mínimo técnico. 3.2.14.4 Escenario Avenida 05, Media carga El escenario que puede operar sea en condiciones N (con Malacas TG4 fuera de servicio) que en N-1 para el corredor Centro – Norte y mantener la interconexión con el Ecuador presenta en el SIN el siguiente parque de generación, : Tab. 3 – Centrales en servicio en el SIN para el escenario AV05MD

Central Tipo Pg [MW]CAÑON DEL PATO Hidro 240.00CARHUAQUERO Hidro 87.00CAHUA Hidro 40.00GALLITO CIEGO Hidro 34.00PARIAC Hidro 2.00CURUMUY Termica 10.00TUMBES Termica 18.00MALACAS Termica 14.00TALARA Termica F.S.

Para soporte de tensión y para limitar las sobrecargas en el corredor Chimbote – Trujillo en condición de contingencia se han puesto en servicio la central de Tumbes y una unidad de la Central de Malacas. El reactor de 20 MVAr de Talara 220 kV se ha puesto fuera de servicio. En Machala la tensión se mantiene en ± 5% aún en condición de contingencia con un condensador de 10 MVAr en servicio. 3.2.14.5 Escenario Avenida 05, Mínima carga El escenario que puede operar sea en condiciones N (con Malacas TG4 fuera de servicio) que N-1 para el corredor Centro – Norte y mantener la interconexión con el Ecuador presenta en el SIN el siguiente parque de generación, : Tab. 4 – Centrales en servicio en el SIN para el escenario AV05MN

Central Tipo Pmx [MW]CAÑON DEL PATO Hidro 180.00CARHUAQUERO Hidro 63.00CAHUA Hidro 30.00GALLITO CIEGO Hidro 17.00PARIAC Hidro 2.00TUMBES Termica 9.00TALARA Termica F.S.

Para soporte de tensión y para limitar las sobrecargas en el corredor Chimbote – Trujillo (108%) en condición de contingencia se han puesto en servicio una unidad de Tumbes. Los reactores de 20 MVAr de Talara y Piura 220 kV quedan en servicio. En Machala la tensión se mantiene en ± 5% aún en condición de contingencia con un condensador de 10 MVAr en servicio.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 30/108 3.2.14.6 Escenario Estiaje 05, Máxima carga El escenario que puede operar sea en condiciones N (con Malacas TG4 fuera de servicio) que N-1 para el corredor Centro – Norte y mantener la interconexión con el Ecuador presenta en el SIN el siguiente parque de generación, : Tab. 5 – Centrales en servicio en el SIN para el escenario ES05MX

Central Tipo Pg [MW]CAÑON DEL PATO Hidro 225.00CARHUAQUERO Hidro 87.00CAHUA Hidro 40.00GALLITO CIEGO Hidro 34.00PARIAC Hidro 2.00PIURA Termica 20.00CEMTO. PACASMAYO Termica 21.10TUMBES Termica 18.00CURUMUY Termica 10.00MALACAS Termica 42.00TRUJISUR Termica 20.00TRUPAL Termica 14.00TALARA Termica F.S.

Por problemas de tensión en condición N de red en la zona de Talara se han puesto en servicio las 3 unidades de Malacas. En condición de contingencia N-1 sobre 1 terna del corredor Chimbote – Trujillo 220 kV por problemas de tensión y para limitar la sobrecarga sobre la restante terna (104%) se han debido poner en servicio las unidades TG4 de Trujillo Sur y de Trupal. En esta condición se hace notar que la barra de Machala 220 kV se encuentra a 0.9 pu de tensión con 30 MVAr de condensador en servicio. Los reactores de 20 MVAr de Talara y Piura 220 kV se encuentran fuera de servicio. La contingencia sobre una terna a 138 kV desde Huallanca a Chimbote no presenta problemas de operación. 3.2.14.7 Escenario Estiaje 05, Media carga El escenario que puede operar sea en condiciones N (con Malacas TG4 fuera de servicio) que N-1 para el corredor Centro – Norte y mantener la interconexión con el Ecuador presenta en el SIN el siguiente parque de generación, : Tab. 6 – Centrales en servicio en el SIN para el escenario ES05MD

Central Tipo Pg [MW]CAÑON DEL PATO Hidro 197.50CARHUAQUERO Hidro 60.00CAHUA Hidro 35.00GALLITO CIEGO Hidro 17.00PARIAC Hidro 2.00CURUMUY Termica 10.00TUMBES Termica 18.00MALACAS Termica 42.00TALARA Termica F.S.

Para soporte de tensión y para limitar las sobrecargas en el corredor Chimbote – Trujillo en condición de contingencia se han puesto en servicio las centrales de Tumbes y de Malacas. El reactor de 20 MVAr de Talara 220 kV se ha puesto fuera de servicio. En Machala la tensión se mantiene en ± 5% aún en condición de contingencia con un condensador de 10 MVAr en servicio.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 31/108 3.2.14.8 Escenario Estiaje 05, Mínima carga El escenario que puede operar sea en condiciones N (con Malacas TG4 fuera de servicio) que N-1 para el corredor Centro – Norte y mantener la interconexión con el Ecuador presenta en el SIN el siguiente parque de generación, : Tab. 7 – Centrales en servicio en el SIN para el escenario AV05MN

Central Tipo Pmx [MW]CAÑON DEL PATO Hidro 120.00CARHUAQUERO Hidro 40.00CAHUA Hidro 25.00PARIAC Hidro 2.00TUMBES Termica 18.00MALACAS Termica 42.00TALARA Termica F.S.

Para soporte de tensión y para limitar las sobrecargas en el corredor Chimbote – Trujillo (101%) en condición de contingencia se han puesto en servicio las centrales de Tumbes y de Malacas, se tenga en cuenta que es un escenario de Estiaje con poca disponibilidad de agua. Los reactores de 20 MVAr de Talara y Piura 220 kV son en servicio. En Machala la tensión se mantiene en ± 5% aún en condición de contingencia con un condensador de 10 MVAr en servicio. 3.2.15 Contingencia 16 Yuncan - Carhuamayo (220 kV) Esta contingencia ha sido evaluada, como se verá luego (párrafo 7.2), la más crítica para los modos de oscilación del Centromin en los escenarios con Yucan. El flujo de potencia desde Yucan a Carhuamayo era de 145MW en condiciones pre desenganche. La apertura de la línea provoca una sobrecarga máxima del 17% en las líneas y del 21% en los transformadores.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 32/108 4 DESCRIPCIÓN DEL MODELO Y DE LOS SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE

CONTROL

Para el presente estudio a las pequeñas oscilaciones ha sido utilizado un modelo que representa prácticamente toda la red del SEIN, es decir el sistema de transporte de energía eléctrica de Altísima, Alta, Media y Baja tensión. Los modelos adoptados para la red y para los componentes presentes en ésta son lo suficientemente detallados para contemplar todos los fenómenos que se buscan representar ya sea para el análisis en estado estacionario (flujos de carga) como para el análisis modal. El siguiente párrafo cita algunas características del modelo empleado: Líneas y transformadores modeladas con circuitos Pi; Elementos de compensación en derivación; Elementos de compensación en serie; Máquinas Generadoras Sincrónicas con modelos de 5to y de 6to orden; Sistema de control de tensión "AVR" de los generadores (ver también el punto 4.1) con

los relativos señales estabilizantes (ver también el punto 4.2); Sistema de control de la velocidad "Governors" de los generadores (ver también el

punto 4.3); Demanda caracterizada para variar con la tensión (ver punto 6.1); Motores Sincrónicos con modelo de 5to orden; Los motores asincrónicos han sido representados como cargas estáticas variables con

la tensión. Para un mayor detalle de los modelos citados y relativos parámetros eléctricos se hace referencia a los estudios precedentemente desarrollados por este Consultor para el COES. La base de datos dinámicos en SICRE fue construida partiendo de aquella ya predispuesta por el CESI y aprobada por el COES en el ambiente PSS/E de la PTI. A respeto de los sistemas automáticos de control, no disponiendo en SICRE de los modelos dinámicos idénticos a aquellos utilizados en PSS/E se procedió a la conversión de un determinado modelo PSS/E al modelo más oportuno en SICRE, teniendo bien presente que la aplicación tenía que privilegiar el comportamiento en la zona linear de los equipos. En los sucesivos tres párrafos está documentada la operación de conversión para los reguladores automáticos de tensión, para las señales estabilizantes y para los reguladores de velocidad (governors). 4.1 Reguladores automáticos de tensión 4.1.1 Modelo EXPIC1 El modelo EXPIC1 de la PTI (ver Figura 1), inicialmente no disponible en SICRE, dado que fue utilizado repetidamente para varias centrales de SEIN, fue implementado ad hoc en SICRE también aunque en una versión reducida; de hecho se observa que: • El circuito de retroacción transitoria no se utiliza nunca (Kf=0) • Las saturaciones de las excitatrices no fueron nunca utilizadas (SE=Se1=Se2=0) • La alimentación del puente de conversión nunca utiliza un transformador de corriente

pero solamente un transformador de tensión (Kl =0) Estas características fueron usadas para simplificar el modelo implementado en SICRE. Entre las centrales para las cuales este modelo fue utilizado citamos las más importantes: • San Gaban


• Machu Picchu • Charcani V • Restitucion • Yaupi • Huinco • Matucana • Moyopampa • Callahuanca • Chimay • Malpaso • Cañón del Pato • Carhuaquero • Ventanilla

Figura 1 - Regulador de tensión EXPIC1

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 34/108 4.1.2 Modelo EXAC1 El modelo EXAC1 de la PTI (ver Figura 2) fue convertido en el modelo AVR1 de SICRE (ver Figura 3); los parámetros del modelo SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: Tr=TR; Ka=KA; Tb=TC; Ta=TA; Kf=KF/TF; Tf=TF; Vrmx=VRMAX; Vrmn=VRMIN; Te=TE; D1 y D2= ver fórmulas (1). Hipótesis: TB=KC=KD=0, KE=1. La función de la saturación de la excitatriz en SICRE está expresada por la ecuación (2).

(1) ( )( ) 21

22

11

2

1

11

221

ln;

21

2

1

EESESE

DSESED E

EEE

EE

EE

−

⋅⋅

=

⋅⋅

=−

(2) ( ) fVD

fE eDVS 21=

Entre las centrales para las cuales este modelo fue utilizado citamos el turbovapor de Ilo2 de 169 MVA y los turbogas de Mollendo, de Ilo, de Piuracen y de Malacas (3 x 24 MVA).

Figura 2 - Regulador de tensión EXAC1


Figura 3 – Regulador de tensión AVR1 4.1.3 Modelo EXAC4 El modelo EXAC4 de la PTI (ver Figura 4) fue convertido en el modelo AVR4 de SICRE (ver Figura 5); los parámetros del modelo SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: Tr=TR; Ka=KA; T1=TB; T2=TC; T3=0; T4=TA; Vrmx=VRMAX; Vrmn=VRMIN; Kif=KC; Tif=0; T1if=60; Ke=1; Vfmx=99; Vfmn=-99; Imul=no (el bloque multiplicador de la tensión en borne V, que da en salida Vf, no está activado). En AVR4 falta el limitador del error de tensión a la entrada al regulador (VIMAX y VIMIN). Entre las centrales para las cuales este modelo fue utilizado citamos los turbovapores Tv3 y Tv4 de Ilo (2 x 81 MVA).

Figura 4 - Regulador de tensión EXAC4


cα

Vq

rifV

-

+

+

+ rV

-

+EK

5X

RpT+11

rX

V

addV

vε ( ) ( )( ) ( )41

32

1111pTpTpTpTKA ++

++

rmnV

rmxV

+

IF

IF

pTK

11+

fI

fmnV

fmxV

+

4X

IF

IF

pTK

+1 fI

fV

V

Figura 5 – Regulador de tensión AVR4 4.1.4 Modelo ESST1A El modelo ESST1A de la PTI (ver Figura 6) fue convertido en el modelo AVR4 de SICRE (ver Figura 5); los parámetros del modelo SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: Tr=TR; Ka=KA; T1=TB; T2=TC; T3=TC1; T4=TB1; Vrmx=VAMAX; Vrmn=VAMIN; Ke=1; Vfmx=VRMAX; Vfmn=VRMIN; Imul=si (el bloque multiplicador de la tensión en borne V, que da en salida Vf, está activado); Kif=KLR; Tif=0; T1if=60. Hipótesis: TA=0 (o TB o TB1 =0), VIMAX=99, VIMIN=-99, KC=0, KF=0, ILR=0 (o KLR=0). Los grupos para los cuales este modelo fue utilizado son los primeros cuatro del Mantaro y aquel de Yanango.


Figura 6 - Regulador de tensión ESST1A 4.1.5 Modelo IEEEX1 El modelo IEEEX1 de la PTI (ver Figura 7) fue convertido en el modelo AVR1 de SICRE (ver Figura 3); los parámetros del modelo SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: Tr=TR; Ka=KA; Tb=TC; Ta=TA; Kf=KF/TF1; Tf=TF1; Vrmx=VRMAX; Vrmn=VRMIN; Te=TE; D1 y D2=ver ecuaciones (1). Hipótesis: TB=0 (o TA=0), KE=1 La función de saturación de la excitatriz en SICRE está indicada en la ecuación (2). Los grupos para los cuales este modelo fue utilizado son los últimos tres de Mantaro.

Figura 7 - Regulador de tensión IEEEX1

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 38/108 4.1.6 Modelo EXBAS El modelo EXBAS de la PTI (ver Figura 8) fue convertido en el modelo AVR3 de SICRE (ver Figura 9); los parámetros del modelo SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: Tr=TR; Ka=KP*KA; T1=TF+KP*KA*KF; T2=TF; T3=TF2; T4=TF1; Vrmx=VRMAX; Vrmn=VRMIN; Te=TE; D1 y D2=ver fórmulas (1). Hipótesis: KI=0; TA=0 (o despreciable); KE=1; KC y KD despreciables; TF1=TB y TF2=TC. La función de saturación de la excitatríz en SICRE está indicada en la ecuación (2). Los grupos para los cuales este modelo fue utilizado son Aguaytia, Malacas (un turbogas de 119MVA) y Yuncan.

Figura 8 – Regulador de tensión EXBAS


cα

Vq

rifV

+

+

- +

+ rV eV

+

-

EpT+11 fV

)V(S fe

fV

ES

RpT+11

rX

V

addV

vε ( ) ( )( ) ( )41

32

1111pTpTpTpTKA ++

++

rmnV

rmxV

Figura 9 – Regulador de tensión AVR3 4.1.7 Otros modelos Además de los modelos más importante citados en los puntos precedentes, fueron considerados y convertidos es SICRE otros modelos aplicados a centrales de menor importancia. Se trata de modelos SEXS (Figura 10), IEET5A (Figura 11), EXDC2 (Figura 12) y EXST2 (Figura 8). A continuación de cada figura está indicado el modelo SICRE al cual fue convertido y las relativas relaciones de conversión. EL regulador de tensión ESAC2A no fue convertido en SICRE dado que solamente aplicado a la central de Santa Rosa West (150MW) que nunca se despacha.

Figura 10 - Regulador de tensión SEXS AVR4 de SICRE (Figura 5): Tr=0, Ka=K, T1=TB, T2=TA, T3=0, T4=TE, Vrmn=Vfmn=EMIN, Vrmx=Vfmx=EMAX, Ke=1, Kif=0, Imul=no.


Figura 11 - Regulador de tensión IEET5A AVR3 de SICRE (Figura 9): Tr=0, Ka=KA, T1=TRH, T2=0, T3=0, T4=0, Vrmn=VRMIN, Vrmx=VRMAX, Te=TE, D1 y D2= ver fórmulas (1). Si TRH=0 entonces: T1=100, Ka=100*KA. Hipótesis sur IEET5A: ∆V<KV, KE=1, EFDMAX*(1+SE2)>=VRMAX.

Figura 12 - Regulador de tensión EXDC2 AVR1 de SICRE (Figura 3): Tr=TR, Ka=KA, Ta=TA, Tb=TC, Vrmx=VRMAX, Vrmn=VRMIN, Te=TE, Kf=KF/TF1, Tf=TF1, D1 y D2=ver fórmulas (1). Hipótesis sur EXDC2: TB=0 (o en alternativa TA=0), KE=1.


Figura 13 - Regulador de tensión EXST2 AVR1 de SICRE (Figura 1): Tr=TR, Ka=KA, Ta=TA, Tb=0, Vrmx=VRMAX+α, Vrmn=VRMIN-α, Te=TE, Kf=KF/TF, Tf=TF, D1 y D2=0.

con ( )( )

⋅+

⋅⋅−⋅+=

2222

9.0

2577.019.0KIKP

KCKIKPα

En la fórmula de α, 0,9 representa el valor hipotizado de los MVA generados por la máquina (en pu) y 2 representa el valor hipotizado en pu de la corriente de excitación (ambos valores en el régimen inicial). Hipótesis sobre EXST2: KE=1, KP=KI=0 (en todo caso el canal VB a las variaciones resulta despreciable respecto al canal principal del regulador). 4.2 Señales estabilizantes 4.2.1 Modelo IEEEST El modelo IEEEST de la PTI (ver Figura 14) fue convertido en el modelo PSS1 de SICRE (ver Figura 15); los parámetros del modelo SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: Kw (o Kf o – Kc)=KS*T5/T6 si IC=1 (o 2 o 3); T5=T6; T6=A1; Ks=1; T7=T2; T8=T1; T9=T4; T10=T3; Vsmx=LSMAX; Vsmn=LSMIN. Hipótesis sobre IEEEST: IC≠4,5,6; A2=A3=A4=A5=A6=0. Las centrales para las cuales este modelo fue utilizado fueron Aguaytia, Malacas (1 turbogas de 119,2MVA), Charcani V, San Gaban y Machu Picchu.


Figura 14 – Señales estabilizantes IEEEST

ΩKsω

ω

FK0ff

CKeP

+

+ -( ) ( )65

5

11 pTpTpT

++ 7

8

11pTpT

K S ++

SMNV

SMXV

filtro passa-alto filtro sfasatorelimitatore

adV

9

10

11

pTpT

++

Figura 15 – Señales estabilizantes PSS1 4.2.2 Modelo PSS2A El modelo PSS2A de la PTI (ver Figura 16) fue convertido en el modelo PSS1 de SICRE (ver Figura 15); los parámetros del modelo SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: Kw(o Kf o –Kc)=KS1 si IC1=1 (o 2 o 3); Kw(o Kf o –Kpe)=-KS1*KS2 si IC2=1 (o 2 o 3); T5=1/(1/TW1+1/TW2) o también =TW1 si TW2=0 y viceversa; T6=T6; Ks=1; T7=TS2; T8=TS1; T9=TS4; T10=TS3; Vsmx=VSTMAX; Vsmn=VSTMIN. Hipótesis del PSS2A: IC1 y IC2≠4,5,6; 1/TW1+1/TW2=1/TW3+1/TW4 o sea iguales constantes de tiempo equivalentes de los filtros wash out de los 2 canales y T6=T7 (hipótesis necesarias si IC1 y IC2 son ≠0), KS3=0, N=M=0. En el caso de IC1 y IC2 ≠0, si

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 43/108 las dos constantes de tiempo equivalentes de los filtros wash out son diferentes, se elige su media geométrica. Las centrales para las cuales este modelo fue utilizado son Cañón del Pato y Restitución.

Figura 16 - Señales estabilizantes PSS2A 4.2.3 Modelo IEE2ST El modelo IEE2ST de la PTI (ver Figura 17) fue convertido en el modelo PSS1 de SICRE (ver Figura 15); los parámetros del modelo SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: Kw (o Kf o – Kc)=K1*T3/T4 si I1=1 (o 2 o 3); Kw(o Kf o –Kpe)=K2*T3/T4 sI I3=1 (o 2 o 3); T5=T4; T6=T1; Ks=1; T7=T6; T8=T5; T9=T8; T10=T7; Vsmx=LSMAX; Vsmn=LSMIN. Hipótesis del IEE2ST: I1 y I3≠4,5,6, T1=T2 (hipótesis necesaria si ambos canales están activos, o sea si I1 y I3 son ≠0), T9=T10=0. Este modelo fue utilizado solo para los 7 grupos del Mantaro.


Figura 17 – Señales estabilizantes IEE2ST 4.3 Governor A propósito de los governor, ocurre anticipar que normalmente estos se desprecian en los estudios de los análisis modales de los sistemas eléctricos de transmisión, en cuanto su influencia sobre los modos de oscilación y en particular de su amortiguamiento es relativamente limitada. El efecto de los governor puede ser estabilizante o desestabilizante: frecuentemente los reguladores más rápidos aplicados a los turbovapores o, todavía más a los turbogas, son estabilizantes, en particular modo para las oscilaciones lentas (interáreas) que son generalmente las más críticas, mientras que para las centrales hidráulicas frecuentemente el efecto es desestabilizante a causa del proceso físico vinculado con la dinámicas del agua en los conductos. La elección en este estudio fue aquella de representar los governor aunque sea de manera simplificada. Todos los modelos representados en el simulador PSS/E de la PTI fueron convertidos en el modelo TGF del SICRE (ver Figura 18) que permite simular una función de transferencia caracterizada por un máximo de tres polos y un cero. A veces los parámetros equivalentes del modelo TGF fueron determinados a través de consideraciones puntuales en el modelo inicial y sobre los valores de las pulsaciones de los modos de oscilación de interés. En los sucesivos párrafos se detallan los criterios de conversión de los varios modelos PTI.

1

+ -

ff N

1pb

++

-

rifP

1ypT

− y

c

TT

y

a

TT

0

1

11 cmpT+

tmK

tm

m

KpT

11

−+

+

+

mP

Figura 18 –Governor TGF

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 45/108 4.3.1 Modelo HYGOV El modelo HYGOV de la PTI (ver Figura 19) fue utilizado para las siguientes centrales hidráulicas: • San Gaban • Machu Picchu • Charcani V • Restitucion • Mantaro • Yuncan • Carhuaquero En la hipótesis que la pulsación 1/TR (valor máximo observado 0,333 rad/s) sea suficientemente pequeña respecto a la más pequeña pulsación electromecánica de interés (≈3.6 rad/s), los valores de los parámetros del modelo TGF de SICRE pueden ser obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: bp=(R_TEMP+R_PERM)*(Pnom/Anom)/AT; Ty=TF*R_TEMP/(R_TEMP+R_PERM); Tcm=TG; Tm=Pm0*TW/2; Ktm=−2 Donde: Pm0= estado de carga inicial del grupo en pu de Pnom Pnom= potencia nominal de la turbina (MW)= pu usado por el modelo de SICRE Anom= potencia nominal del alternador (MVA)= pu usado por el modelo de PSS/E


Figura 19 – Governor HYGOV 4.3.2 Modelo IEEEG3 Entre las centrales para las cuales fue utilizado el modelo IEEEG3 de la PTI (ver Figura 20) citamos las más importantes (todas hidráulicas): • Yaupi • Huinco • Matucana • Moyopampa • Callahuanca


• Chimay • Yanango • Malpaso En la hipótesis que la pulsación 1/TR (valor máximo observado 0,2 rad/s) sea suficientemente pequeña respecto a la más pequeña pulsación electromecánica de interés (≈3.6 rad/s) y que TP sea bastante más pequeña (al menos la mitad) de TG/(SIGMA+DELTA) los valores de los parámetros del modelo TGF de SICRE pueden ser obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: bp=(SIGMA+DELTA)*(Pnom/Anom)/A23; Ty=TG/(SIGMA+DELTA); Tcm=TP; Tm=Pm0*TW*A11; Ktm=1−A13*A21/(A11*A23). Donde el significado de Pm0, Pnom y Anom es el mismo que en el punto 4.3.1.


Figura 20 – Governor IEEEG3 4.3.3 Modelo WPIDHY El modelo WPIDHY de la PTI (ver Figura 21) fue utilizado para la central hidroeléctrica de Cañón del Pato. Los valores de los parámetros del modelo TGF de SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: Tcm=−REG*2H=0.25; bp=(Pnom/Anom)/[KP*(1+Tcm2*ω2)]=0.32*(Pnom/Anom); Ty=2TA+TB=0.15; Tm=Pm0*TW/2 =Pm0*0.45; Ktm=−2; Donde:

Pm0, Pnom e Anom: ver punto 4.3.1. H= inercia (s). ω= pulsación electromecánica de interés (rad/s); en el caso de Cañón del Pato 3,6÷6 rad/s. Se ha usado 3 rad/s correspondiente a los modos más lentos y por lo tanto más críticos.

Para obtener las relaciones de que sobre, se hipotizó que ∆Pe= − p*2H*∆Ω, o sea que para el fenómeno de oscilaciones electromecánicas ∆Pm es despreciable respecto a ∆Pe. Con esta hipótesis, la función de transferencia entre la velocidad angular Ω y la potencia mecánica Pm despreciando el efecto del parámetro D, vale:

( )

)(1.01

15.011

21casonuestroenGG

ppGG

pTREGHTpP

wrwrreg

regm

+−

=+

⋅++=

∆Ω∆

−

Donde Gr= función de transferencia, Gw= función de transferencia hidráulica, y Gr*Gw sería la función de transferencia en ausencia de la retroacción de la Pe (REG=0). A este propósito se debe observar que la retroacción de la potencia eléctrica activa, a las pulsaciones de interés tiende a aumentar la amplitud de la señal ∆Ω y a retardarla. Antepuesto que el efecto del regulador es estabilizante si la fase de la función de transferencia entre −∆Pm y ∆Ω está comprendida entre –90º y +90º (con efecto máximo a desfasaje nulo) y desestabilizante si la indicada fase está comprendida entre +90º y +180º o entre –90º y –180º (con efecto máximo en oposición de fase) y dado que el efecto del ciclo de control de la Pm de Cañón del Pato es desestabilizante, se ha hipotizado conservativamente un valor nulo de TREG, correspondiente a la máxima amplificación de


la señal de ∆Ω y con un retraso de fase tal que da aproximadamente 180º de desfasaje entre −∆Pm y ∆Ω. El efecto estabilizante de D (=0,02) es despreciable. De hecho en este caso, ese valor debe compararse con un análogo efecto desestabilizante equivalente a 3,8 (a 3 rad/s) o sea 190 veces más alto. Además se debe verifica que la pulsación KI/KP (en este caso 0,2 rad/s) sea suficientemente pequeña respecto a la menor pulsación electromecánica de interés (≈3 rad/s para la red peruana). Si en vez se tiene en cuenta también del efecto sobre la velocidad angular de la potencia mecánica (∆Pe=− p*2H*∆Ω+∆Pm), se obtiene:

( )reg

pwrp

wr

reg

regm

pTREGGcon

GGGGG

pTREGHTpP

+−

=++

⋅++=

∆Ω∆

−111

21

o sea sobre la función de transferencia a lazo abierto Gr*Gw se aplica una retroacción negativa de Gp. Dado que normalmente la Gr es una función PI, el efecto de la retroacción negativa es de transformar la ganancia infinita debida al efecto integral en la ganancia de valor finito –1/REG y de disminuir la ganancia KP (inverso del estatismo transitorio) al valor 1/(1/KP-REG). De los dos citados efectos solo el segundo interesa a las oscilaciones electromecánicas. En definitiva, los parámetros a elegir son: (bp es el único parámetro que cambia respecto a aquellos deducidos hipotizando que ∆Pe= − p*2H*∆Ω): Tcm=−REG*2H=0.25; bp=(1/KP−REG)/(1+Tcm2*ω2)*(Pnom/Anom)=0.352*(Pnom/Anom); Ty=2TA+TB=0.15; Tm=Pm0*TW/2=Pm0*0.45; Ktm=−2.


IBUS, ’WPIDHY’, I, TREG, REG, KP, KI, KD, TA, TB, VELMX, VELMN, GATMX, GATMN, TW, PMAX, PMIN, D, G0, G1,P1, G2, P2, P3/


Figura 21 – Governor WPIDHY 4.3.4 Modelo TGOV5 Entre los grupos para los cuales fue utilizado el modelo TGOV5 de la PTI (ver Figura 22), los más importantes son los 4 turbovapores de Ilo (TV1, TV2, TV3 Y TV4) y el turbovapor de Ilo2. Los valores de los parámetros del modelo TGF de SICRE pueden ser obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: bp=T1/(K*T2)*(Pnom/Anom); Ty=T3; Tcm=T4; Ktm=K1; Tm=T5+((K5+K7)*T6+K7*T7)/(K3+K5+K7); Donde el significado de Pnom y Anom es el mismo que en el punto 4.3.1. Para derivar las relaciones anteriores, se ha despreciado la caldera (control y proceso), el control coordinado y la retroacción de potencia eléctrica, que se cierra en un control relativamente lento, y además haciéndose las siguientes hipótesis: • Que las pulsaciones 1/T1 y 1/T2 sean suficientemente pequeñas respecto a la más

pequeña pulsación electromecánica de interés ((≈3 rad/s para la red peruana) • Que la central sea monoeje y no un cross-compound (K2=K4=K6=K8=0) • Que la constante de tiempo T5 (generalmente representa el recalentador) sea grande

respecto a T6 (hipótesis necesaria si K5 o K7 o ambos son diferentes de cero) y con respecto a T7 (hipótesis necesaria si K7 es diferente de cero).



Figura 22 – Governor TGOV5 4.3.5 Modelo GAST2A Entre las centrales para las cuales fue utilizada el modelo GAST2A de la PTI (ver Figura 23) las más importantes son los turbovapores de Aguaytia, Malacas, además de los nunca despachados TG de Santa Rosa y Mollendo. Los valores de los parámetros del modelo TGF de SICRE pueden ser obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: bp=Y/(X*W)=0.15; Ty=B=0.2; Tcm=TF=0.2; Tm=TCD=0.2; Ktm=0.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 54/108 En este caso no se debe corregir el estatismo en las relación Pnom/Anom por que los parámetros del PSS/E están en la base TRATE, que normalmente equivale a la potencia nominal de la turbina Pnom. Los valores numéricos indicados hacen referencia a las centrales de Aguaytia y Malacas que son las únicas centrales de interés para este modelo. Para derivar las relaciones arriba indicadas se hicieron las siguientes hipótesis: • KF=0, A=C=1, K3*BF2=1 • Que las pulsaciones Z/Y y 1/X sean suficientemente pequeñas respecto a la más

pequeña pulsación electromecánica de interés ((≈3 rad/s para la red peruana) • Despreciar el control de temperatura de los humos, que es lento respecto al fenómeno

de las oscilaciones electromecánicas • Despreciar la proporcionalidad entre velocidad angular y la alimentación del

combustible • Despreciar los retardos T y ECR Queriendo considerar el retraso T+ECR, que expresado en grados vale (T+ECR)*360*ω/(2*π) donde ω= pulsación electromecánica de interés (rad/s), y que en el caso de Aguaytia y Malacas vale 22º (con ω=5,5 rad/s), se deben aumentar las constantes de tiempo y disminuir el estatismo. En este caso se obtiene: bp= 0.093; Ty=Tcm=Tm=0.26. En el caso que C=0 y KF=1, en primera aproximación se puede usar Ty=B/A con los otros parámetros invariados.



Figura 23 – Governor GAST2A 4.3.6 Modelo GASTWD El modelo GASTWD de la PTI (ver Figura 24) fue utilizado para los 2 turbogas de Ventanilla (además de los nunca despachados turbogas TG2 de Ilo y aquellos de S. Rosa West). Respecto al modelo GAST2A, descrito en el punto precedente, se agrega la retroacción de potencia eléctrica activa y en consecuencia una estructura PI del regulador en cadena abierta. Hipotizando que ∆Pe= − p*2H*∆Ω, o sea que para el fenómeno de las oscilaciones electromecánicas, ∆Pm sea despreciable respecto a ∆Pe, y dado el alto valor de la constante de tiempo TD, el efecto de la retroacción de Pe se puede traducir simplemente en un aumento del estatismo mediante el coeficiente TD/(TD−DROOP*2*H). De hecho, a la señal ∆Ω en ausencia de la retroacción de Pe, se puede sustituir la señal: ∆Ω * [1-(p*2H*DROOP)/(1+p*TD)] = ∆Ω * [1+p*(TD-2H*DROOP]/[1+p*TD] ≈ ∆Ω * (TD−DROOP*2*H)/TD Como consecuencia, para el análisis modal, haciendo las siguientes hipótesis: • que la pulsación KI/KP sea suficientemente pequeña respecto a la pulsación

electromecánica más pequeña de interés ((≈3 rad/s para la red peruana) • que KD=0 (o en alternativa que la pulsación KP/KD sea suficientemente grande

respecto a la pulsación electromecánica más grande de interés, ≈9 rad/s) • KF=0, A=C=1, K3*BF2=1 • de despreciar el control de temperatura de los humos, que es lento respecto al

fenómeno de las oscilaciones electromecánicas • de despreciar la proporcionalidad entre la velocidad angular y alimentación del

combustible


• de despreciar los retraso T y ECR los valores de los parámetros del modelo TGF de SICRE fueron obtenidos de aquellos del modelo PTI con las siguientes relaciones: bp=1/KP*TD/(TD−DROOP*2*H)=0.08772; Ty=B=0.2; Tcm=TF=0.2; Tm=TCD=0.2; Ktm=0, siendo H (inercia)=10 s. También en este caso, como para los modelos GAST2A, no se debe corregir el estatismo con la relación Pnom/Anom por que los parámetros del PSS/E están en base TRATE, que normalmente equivale a la potencia nominal de la turbina Pnom. Los valores numéricos indicados se refieren a la central de Ventanilla. Queriendo considerar el retraso T+ECR, que expresado en grados vale (T+ECR)*360*ω/(2*π) donde ω= pulsación electromecánica de interés (rad/s), y que en el caso de Ventanilla vale 23° (con ω=5.5 rad/s), se deben aumentar las constantes de tiempo y disminuir el estatismo. En este caso se obtiene: bp= 0.0542; Ty=Tcm=Tm=0.26. En el caso que C=0 y KF=1, en primera aproximación se puede poner Ty=B/A con los otros parámetros invariados.


IBUS, ’GASTWD’, I, KDROOP, KP, KI, KD, ETD, TCD, TRATE, T, MAX, MIN, ECR, K3, a, b, c, tf, Kf, K5, K4, T3, T4, tt, T5, af1, bf1, af2, bf2, cf2, TR, K6, TC, TD/


Figura 24 – Governor GASTWD 4.3.7 Modelo DEGOV1 El modelo DEGOV1 de la PTI fue despreciado por que está solamente aplicado a los grupos Diesel (muy pequeños) y por que las pulsaciones electromecánicas presentan ganancias irrelevantes (∆Pm/∆Ω del orden de 0.1÷0.2 pu/pu). Los relativos grupos, en el análisis modal, fueron representados sin governor, o sea a potencia mecánica constante.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 60/108 5 VALIDACIÓN DEL MODELO FRENTE A ENSAYOS EN CAMPO Y REPRODUCCIÓN

DE EVENTOS

Se reproducen mediante simulación algunos eventos o ensayos realizados en campo, con el objeto de validar el modelo empleado en los estudios de estabilidad permanente. El interés principal se centra en los fenómenos de inestabilidad provocados por insuficiente amortiguamiento a las oscilaciones. Si bien el modelo de simulación no contiene modelos homologados, un conjunto importante de datos proviene de las tareas de reconocimiento de modelos en campo, y también de datos suministrados por los fabricantes de los grupos. Las tareas de campo recogen parámetros accesibles o informados por los fabricantes, y se miden algunas constantes de tiempo o estiman otras, para dar una representación conforme a las recomendaciones de los fabricantes. Aún así, hay dispositivos que contienen limitadores, ganancias, saturación y constantes que no pueden recabarse sino a través de un desarme parcial de los equipos. Esto no resulta práctico ni aceptable para una máquina en producción, por lo que se estiman estas constantes mediante simulaciones que reproduzcan ensayos que pongan de manifiesto el desempeño del las unidades en la red, adoptando las constantes inaccesibles sobre una base de prueba y error a partir de una buena estimación inicial. Esta tarea de homologación debe efectuarse con modelos matemáticos que consideren los aspectos topológicos y limitaciones de los dispositivos automáticos de control, con el objeto de poner de manifiesto todos los efectos de interés durante los transitorios en los estudios de sistemas de potencia. Esta minuciosa verificación de la representatividad de cada modelo de las centrales del SEIN está pendiente. Aún a pesar de ello, resulta igualmente útil demostrar la representatividad del modelo mediante la homologación de los ensayos que involucren las principales redes de transmisión, donde se han manifestado los fenómenos oscilatorios causantes de disturbios en el SEIN, para validar las conclusiones obtenidas en el estudio de estabilidad permanente. 5.1 Apertura línea L-1011 Azángaro – Juliaca El ensayo en campo se realizó para una producción de 2 x 50 MW en San Gabán II, con una exportación neta Sur – Este inferior a 75 MW. Si bien no están especificadas las demandas de la hora del ensayo ni el resto del parque de generación, se supuso un despacho de Machu Picchu de 3x21 MW, a fin de lograr una exportación neta semejante a la citada, obtenida como la suma del flujo Azángaro – Juliaca más Tintaya – Callalli. El escenario es de demanda media. Se han reproducido exactamente las condiciones operativas de las 2 unidades de San Gabán (cada una con 50 MW; -1.65 MVAr; UN=13.8 kV) y el flujo de potencia activa por Azángaro – Juliaca de 49.8 MW. La Figura 25 ilustra el registro de campo de la potencia activa de la unidad 1 de San Gabán II, y el tiempo (abscisas) está expresado en miles de segundos, y la Figura 26 ilustra el resultado de la simulación. Sólo se ha representado la simulación hasta la pérdida de sincronismo de la unidad. Desde la Figura 27 a la Figura 32 se muestran los registros de campo y las simulaciones de la potencia reactiva, tensión terminal y la variación de la frecuencia respectivamente. El escenario empleado se ilustra en la zona sur en la Figura 33. Las figuras demuestran que los patrones dinámicos están conservados en las formas de las respuestas; además el modelo es conservador porque los resultados de campo mantienen la máquina sincronizada por más tiempo y aún con excursiones levemente mayores.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 61/108 Esta homologación tiene como limitaciones que no se conoce exactamente las condiciones del resto del sistema en oportunidad del ensayo, y que los modelos de las unidades no han sido homologados frente a los registros de campo. No obstante, la concordancia de los resultados es aceptable para la identificación de los fenómenos oscilatorios de interés en este estudio. Se eligieron desde los registros de ensayos aquellos que ponen de manifiesto las oscilaciones interáreas, puesto que ellas son de interés primario para estos estudios.

P_GR1

-40

-20

0

20

40

60

80MW

1.25 1.26 1.27 1.28 1.29 1.30 1.31

10^3 s Figura 25 - Ensayo en campo – Registro de Potencia Activa Grupo 1

Figura 26 -Simulación – Potencia Activa Grupo 1


Q_GR1

-20

0

20

40

60

80MVAR

1.25 1.26 1.27 1.28 1.29 1.30 1.31

10^3 s Figura 27 - Ensayo en campo – Registro de Potencia Reactiva Grupo 1

Figura 28 - Simulación – Potencia Reactiva Grupo 1


U_GR1

10

11

12

13

14

15

16

17kV

1.25 1.26 1.27 1.28 1.29 1.30 1.31

10^3 s Figura 29 - Ensayo en campo – Registro de Tensión Grupo 1

Figura 30 - Simulación – Tensión Grupo 1


f_GR1

-1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5Hz

1.25 1.26 1.27 1.28 1.29 1.30 1.31

10^3 s Figura 31 - Ensayo en campo – Registro de ∆Frecuencia Grupo 1

Figura 32 - Simulación – ∆Frecuencia Grupo 1


Figura 33 - Escenario empleado para la homologación del modelo


5.2 Reproducción parcial del evento del 25 de Julio 2002 En esta sección se documenta la reproducción de esta falla mediante simulación digital; se muestra que la causa principal que da origen a las oscilaciones observadas en las magnitudes eléctricas es que se supera el límite de estabilidad estacionario de la línea Chimbote Paramonga en la dirección Norte a Centro. Adicionalmente, se comparará la frecuencia de oscilación de los registros con las obtenidas mediante el modelo. Las oscilaciones crecientes que se analizan aquí, desencadenan los eventos descriptos en el informe de falla de COES. El interés de la reproducción en este reporte llega hasta donde comienzan las oscilaciones de amplitud creciente en la frecuencia. A partir de allí se han supuesto los eventos a consecuencia de los cuales la frecuencia evolucionaría como en los reportes, tal como la desconexión de cargas en el SEIN que motivaría el aumento de la frecuencia, la desconexión de la línea L-253 Vizcarra – Paramonga, desconexión de TGN4 de Malacas, etc., con el objeto de ponderar su influencia. La reproducción de los eventos desde donde comienzan las desconexiones de líneas y cargas en el SEIN está fuera del alcance del estudio de pequeña señal, dado que intervienen fenómenos que involucran grandes excursiones en la frecuencia, tensión, corrientes, etc., que requieren para su reproducción una información más precisa del estado del parque de generación y la demanda del resto del SEIN, además del funcionamiento de los sistemas de control en presencia de sus límites, y la diversa actuación de las protecciones de líneas y generadores. La reproducción del fenómeno comienza desde el estado del SEIN Norte a la hora 18:07, en que el área Norte estaba exportando potencia hacia el área Centro. Este estado se ha inferido a partir del informe de falla, y de los gráficos mostrados en la presentación del COES del 28 de Agosto 2002. Se deduce de la documentación que la carga de las líneas Chimbote – Paramonga y Paramonga _ Huacho es de 122.7 y 154 MW respectivamente.

Figura 34 - Carga en Líneas L-213 y L-253 (Presentación COES) La Figura 34 presenta la corriente en promedios de 20 s aproximadamente, y por ello no se manifiestan aquí las oscilaciones. Se destaca que la frecuencia tiene fluctuaciones importantes respecto de su valor nominal en toda la ventana de muestra, aspecto que no es posible tener en cuenta en la simulación. La corriente en la vecindad del comienzo de las oscilaciones implica aproximadamente una potencia de unos 200 MVA en la línea L-213 y de 180 MVA en la línea L-215, y de la misma figure se puede deducir un crecimiento


de ∼90 MW/min que supera ampliamente la tasa de crecimiento máxima de la demanda en condiciones normales, que según la información disponible es de unos 8 a 10 MW/min. En la Figura 35 de la simulación, la curva roja representa la frecuencia, la curva azul la corriente sin promediar en la L-213 y la curva verde en la L-215. Durante los primeros 10 s se aplicó una tasa de crecimiento de la demanda de 10 MW/min sobre el área Centro, y se nota que la respuesta no produce la depresión mostrada en los registros al inicio.

Figura 35 - Carga en Líneas L-213 y L-253 (Simulación)

Figura 36 - Carga en Líneas L-240 y L-103/104/105 (Presentación COES) La explicación de la alta tasa de crecimiento del flujo hacia el área Centro junto con el incremento de la frecuencia, parece ser un incremento pronunciado de la generación en Cañón del Pato y Carhuaquero, probablemente a pedido del Operador del Sistema. La curva gris superior en la Figura 36 es la corriente en la línea de 220 kV Carhuaquero – Chiclayo (L-240), y la inferior es de una de las líneas Huallanca – Chimbote (L-103).


La carga en la línea L-240 implica unos ∼45 MW al comienzo de las gráficas, y unos 86 MW al punto en donde comienzan las oscilaciones de frecuencia. El informe del despacho de COES indica que Carhuaquero tiene aproximadamente unos 86 MW, pero probablemente corresponde al momento en donde comienzan las oscilaciones ya que la figura muestra que el despacho inicial es de unos 45 MW. La carga en la línea L-103 no corresponde a la información del despacho de COES, ya que éste indica 207 MW para la central, lo cual implica aproximadamente 288 A por fase por terna, en tanto que la carga inicial en la figura es de sólo 68 A y en la proximidad de la falla de unos 80 A. Se asumió que el valor representado en la figura para esta línea está en MW, dado que el despacho de 207 MW informado por COES implica un flujo por cada terna Huallanca – Chimbote de unos 67 MW, y en la proximidad de la falla se habría incrementado hasta 80 MW/terna, coincidiendo con el informe técnico de falla.

Figura 37 - Carga en Líneas L-240 y L-103/104/105 (Simulación) Como se observa en la Figura 37, el incremento pronunciado de la generación en el área Norte (Cañón del Pato incrementa aproximadamente unos 35 MW la Central, y una cantidad algo mayor Carhuaquero) ocasiona a partir de los 44 s de esta gráfica, el comienzo de oscilaciones crecientes en la curva de la frecuencia motivado por las oscilaciones de potencia, que se ponen de manifiesto en la corriente de las líneas. Como consecuencia del aumento de la generación de Cañón del Pato y Carhuaquero la frecuencia del SEIN presenta un incremento del valor medio. En la medida que el flujo sobre la línea L-215 aumenta comienzan las oscilaciones crecientes; contemporáneamente se observa una leve reducción de la tensión en los nodos de 220 kV, en particular en el área Centro (Figura 38). Respecto de los eventos que siguen a las oscilaciones, se supuso a los 65 s la pérdida de un 7.0 % de carga en el área Centro, en bloques de 3.5, 2.5 y 1 % separados en intervalos de 500 ms, y a los 69 s aproximadamente se produjo la apertura de Vizcarra – Paramonga 220 kV (L-253), por perdida de paso entre el Norte y Aguaytia, seguida de la apertura de la línea Tingo María – Huanuco 138 kV (L-121), junto con las unidades de generación de la isla (Aguaytia). A los 71 s se supuso el disparo de la TGN4 de Malacas.


Figura 38 - Tensión en nodos de 220 kV (Simulación) La Figura 39 demuestra en escala ampliada la oscilación entre 45 y 80s para poner en evidencia la frecuencia de oscilación de 0.507 Hz.

Figura 39 - Frecuencia en Chimbote 138 kV (Simulación) En la Figura 40 se ilustra el esquema unifilar de la zona Norte con el escenario empleado en la simulación de este evento.


Figura 40 - Escenario empleado para simulación del Evento del 25 de Julio 2002


5.3 Ensayo apertura línea 138 kV Tingo María – Huanuco En esta maniobra el objetivo principal es comparar las oscilaciones de potencia y frecuencia de una de las unidades de Aguaytía con los registros de campo, ante la apertura intempestiva de la línea L-121 Tingo María – Huanuco interrumpiendo un transporte de 24 MW desde Tingo María hacia Huanuco. La Central Aguaytía previo al ensayo presenta un despacho de 2x81 MW, y el escenario se considera con una demanda de Valle dado que la maniobra se produjo después de las 22 hs. No hay datos respecto del despacho del resto de las unidades de generación, de modo que esta indefinición podría determinar alguna diferencia en la frecuencia de oscilación entre el registro de ensayo y la simulación. La Figura 45 ilustra el escenario empleado para simular este ensayo. La Figura 41 ilustra el registro obtenido en campo de la Potencia Activa del grupo 11 antes y después de aplicar la perturbación, y en la Figura 42 se demuestra la misma magnitud obtenida por simulación. Se hace notar que la curva de registro lleva superpuesta una oscilación en el sistema que persiste aún posterior a la perturbación, el registro de simulación está limpio de otras perturbaciones.

P_11

75

76

77

78

79

80

81

82

83

84

85MW

925 926 927 928 929 930 931 932 933 934 935

s Figura 41 - Potencia Activa generada por el G11 [MW] (Registro) La comparación entre ambas curvas demuestra que la excursión de la potencia, la frecuencia de oscilación (0.78 Hz) y el amortiguamiento entre los primeros picos son semejantes. Tales magnitudes son las de mayor relevancia para el estudio de pequeña señal, debido a lo cual considerando que el modelo homologa de manera aceptable el registro de campo en cuanto a estas magnitudes, la información que se obtenga de él será útil para este propósito.


Figura 42 - Potencia Activa generada por el G11 [MW] (Simulación) La Figura 43 demuestra el registro de la potencia reactiva, y en la Figura 44 se ilustra la misma magnitud pero obtenida por simulación. La forma cualitativa de las curvas es semejante, a menos de la componente oscilatoria presente en el estado estacionario que contrarresta parcialmente el efecto de la perturbación. Nótese que la escala de la simulación es un 60 % mayor al del registro a fin de comparar la semejanza de los resultados.

Q_11

0

1

2

3

4

5MVAR

925 926 927 928 929 930 931 932 933 934 935

s Figura 43 - Potencia Reactiva G11 [MVAr] (Registro) Las acciones de control automático de excitación y del estabilizador son las que más influyen en este resultado, y por ello es oportuno destacar que tales modelos no están homologados y cuentan con algunos datos supuestos. Aún así, el resultado parece aceptable a la luz de los supuestos introducidos.


Figura 44 - Potencia Reactiva G11 [MVAr] (Simulación)


Figura 45 - Escenario para simular la apertura de la línea L-121 Tingo María – Huanuco 138 kV


5.4 Conclusiones Las tareas de validación del modelo mediante simulación de ensayos o la reproducción de eventos de falla en el SEIN, permiten concluir que: “Se reproducen mediante simulación algunos eventos o ensayos realizados en campo, con el objeto de validar el modelo empleado en los estudios de estabilidad permanente. El interés principal se centra en los fenómenos de inestabilidad provocados por insuficiente amortiguamiento a las oscilaciones.”

El modelo de simulación presenta una reproducción aceptable de los fenómenos de inestabilidad provocados por insuficiente amortiguamiento de las oscilaciones interáreas.

•

•

•

La semejanza de las respuestas en cuanto a la frecuencia de oscilación, excursión de la potencia transmitida por los corredores y amortiguamiento de las oscilaciones, sugieren la validez del diagnóstico al que se arriba a partir de los análisis de pequeña señal. Se destaca la importancia de contar con una información más completa y de carácter simultáneo respecto del estado operativo del resto del sistema, a fin de que la reproducción de los eventos y/o ensayos puedan poner de relieve la fidelidad de algunas mediciones, y emitir juicio respecto de la representativad de los modelos de los sistemas automáticos de control involucrados que aún no han sido ensayados o validados individualmente.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 76/108 6 PRUEBAS PRELIMINARES DE SENSIBILIDAD DE LOS RESULTADOS SOBRE EL

MODELO

Se efectuaron algunas pruebas con el fin de verificar la sensibilidad de los resultados obtenidos a través del análisis modal respecto a la caracterización de algunas representaciones de los modelos; en particular fueron tomadas en consideración: • variaciones de los coeficientes de la dependencia de la carga respecto a la tensión; • imposición de los datos y modelos estándar para alternadores, reguladores automáticos

de tensión y governor. Fue también verificado el efecto de la transformación de motores sincrónicos presentes en la red en cargas estáticas sobre el cálculo de las frecuencias y amortiguamientos de los modos del sistema eléctrico. Por último se confrontaron los resultados obtenidos con el análisis modal con aquellos obtenidos por la simulación en el tiempo en presencia de perturbaciones pequeñas o nulas Las evaluaciones fueron efectuadas por el escenario base Avenida – Máxima demanda. 6.1 Variaciones de los coeficientes de la dependencia de la carga con la tensión En las fórmulas siguientes se describe la dependencia de la carga con la tensión y frecuencia en la modalidad en la cual fue implementada en SICRE; los coeficientes α y β pueden ser elegidos de manera independiente para cada carga de la red:

=

=

fQ

fP

ooo

ooo

ff

VVQQ

ff

VVPP

ββ

αα

Sobre la base de la reproducción de los fenómenos dinámicos de la red SEIN efectuada en estudios precedentes se adoptaron los siguientes coeficientes de dependencia de la carga con la tensión y frecuencia:

αP=1.2; βQ=1.5; αf=1; βf=0.25 La carga se entiende completamente estática. Los parámetros que fueron tomados en consideración en el análisis modal son αP y βQ; fue analizado el efecto de la variación de cada coeficiente, o de ambos, confrontando los valores utilizados para la red SEIN con valores estándar (αP=0.7, βQ=2.0), que representan una carga mixta (civil, industrial, etc.). Las variaciones de los amortiguamientos de los modos electromecánicos quedan contenidas dentro del 1% máximo para los modos más críticos de Yaupi y Norte-Sur; en particular, cuando ambos coeficientes se llevan a valores estándar el aumento de αP parece equilibrar la disminución del βQ llevando el amortiguamiento a variaciones mínimas. No hay variaciones significativas de la frecuencia de los modos. 6.2 Datos estándar para los alternadores SICRE consiente de generar automáticamente, para los varios modelos dinámicos simulados y por lo tanto también para los modelos de las máquinas sincrónicas, algunos datos estándar. Para los modelos de las máquinas sincrónicas estos estándar dependen también del tamaño y del tipo (hidráulico, térmico, etc.). Utilizando datos estándar para todos los alternadores, los modos principales de la red sufren variaciones más marcadas de frecuencia y no del amortiguamiento; en particular el modo menos amortiguado de

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 77/108 Yaupi se lleva de una frecuencia de 1,25 Hz a una de 1,43 Hz con un aumento de la amortiguación del 0,5%, mientras el modo Norte-Sur de 0,65 Hz, se lleva a 0,71 Hz con una disminución del amortiguamiento del 0,6%. 6.3 Datos y modelos estándar para reguladores automáticos de tensión Para esta verificación se impone el modelo AVR4 de SICRE (Figura 5) con datos estándar del regulador para todas las máquinas con exclusión de los motores sincrónicos para los cuales se adopta un modelo a tensión de campo constante (VFCO). Se hace notar que la ganancia transitoria del regulador utilizado fue de 94. Los modos principales de la red sufren variaciones también significativas de frecuencia y amortiguamiento; el modo Norte-Sur a 0,65 Hz mantiene aproximadamente invariada la frecuencia, pero el amortiguamiento disminuye del 3,7%, mientras que para el modo Yaupi (1,25 Hz) la frecuencia se lleva a 1,3 Hz con amortiguamiento casi sin variación. Una correcta identificación de los parámetros de los reguladores de tensión y de las excitatrices resulta por lo tanto importante desde el punto de vista del ajuste de los dispositivos PSS. 6.4 Regulación a potencia constante Para esta verificación se desprecia la presencia de los governor, o sea se supone que la potencia mecánica es constante. La frecuencia de los modos varía poco, mientras que los amortiguamientos tienden en general a aumentar también de manera consistente en particular para los modos interáreas (por ejemplo 3,3% para el modo Norte-Sur a 0,63 Hz, modo que interesa un elevado número de máquinas). 6.5 Motores sincrónicos trasformados en carga Para verificar el efecto de los motores sincrónicos presentes en la red, ellos se transforman en cargas estáticas con coeficientes de dependencia con la tensión y frecuencia iguales a aquellos adoptados para otras cargas de la red. El efecto de la pérdida de inercia de los motores no es muy relevante dado que las frecuencias de los modos quedan invariados y los amortiguamientos tienen variaciones pequeñas, con una disminución máxima de los amortiguamientos para el modo Norte-Norte del 1%. 6.6 Comparaciones entre simulaciones en el tiempo y los resultados del análisis

modal Con el fin de verificar ulteriormente la bondad de los resultados del análisis modal, en términos de distribución geográfica, frecuencia y amortiguamiento de los modos oscilatorios, fue realizada una comparación con la simulación en el tiempo. Esta comparación fue efectuada, en lo que respecta a la simulación en el tiempo, sin imponer ninguna perturbación a la red en el caso en el cual el análisis modal hubiese señalado la presencia de modos demortiguados, mientras en ausencia de amortiguamientos negativos se procedió en lugar de imponer un cortocircuito de muy breve duración (algún ms) en la barra de AT de la máquina que presentaba la mayor participación al modo en examen; esta breve durada de la falla fue elegida porque el análisis modal efectúa una linealización del sistema eléctrico en su punto de trabajo, y por lo tanto a los fines de la comparación de los resultados, en la simulación en el tiempo es

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 78/108 necesario aplicar pequeñas perturbaciones tales de no alejar demasiado la red de su punto de trabajo. Para el cálculo de la amortiguación a partir de la simulación fue usada la fórmula:

)()(

)()(

om

)()( 11

2

2

picopicodiferenciattiempoalampiltudtA

picopicodiferenciaTttiempoalamplitudTtA

ecánicaelectroscilaciónladeperiódoTientoamortiguam

etATtA

−=

−∆+=∆+

=∆=

=∆+ −

−

ζ

ζ

π

Estas pruebas han llevado a una perfecta correspondencia entre los resultados del análisis modal y aquellos de la simulación en el tiempo. La frecuencia y el amortiguamiento de los modos obtenidos en la simulación corresponden a aquellos calculados con el análisis modal y también a el desfasaje con el cual las máquinas participan en la oscilación resulta correcto. En la simulación dinámica en el tiempo, se debe prestar particular atención a la alteración dinámica introducida por los métodos numéricos de integración sobre los autovalores del sistema simulado. Esta alteración, que para cada autovalor del sistema no depende de los otros autovalores pero solo de aquel en cuestión, es dependiente del modo y del paso de integración τ. Particularmente crítico es el modo de integración explícito de Euler (método de 1º orden) que, también en condiciones de buena estabilidad numérica, introduce una relevante alteración dinámica, mientras que el método explícito de Runge-Kutta de 2º orden (o Euler modificado), causa una alteración dinámica decididamente inferior. En el caso de autovalores correspondientes a los modos oscilatorios con bajo amortiguamiento, como en los casos de los modos de oscilación electromecánica más críticos (para los cuales vale la relación λ≅jω), el desplazamiento del autovalor por el método de Euler es ortogonal en retraso respecto al autovalor mismo, o sea es real positivo, dejando así inalterada la pulsación y reduciendo la amortiguación; la variación de la amortiguación es:

2τω

λσξ −≅

∆−=∆

mientras que para Euler modificado el desplazamiento del autovalor, además que mucho menor que el de Euler, está en fase al autovalor, aumentando así la pulsación mientras que la amortiguación diminuye solo por efecto indirecto (visto que la parte real del autovalor no cambia) y en manera absolutamente despreciable; las variaciones de las pulsaciones y del amortiguamiento se expresan:

( ) ( )6

;6

22 τωωω

ξξτω

ωω

−≅∆

−≅∆

≅∆

Para la red en examen, a los fines de garantizar una alteración dinámica despreciable, es necesario adoptar un paso de integración máximo de 1ms para el método de Euler, y de 20ms para Euler modificado.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 79/108 7 MODOS ELECTROMECÁNICOS DE OSCILACIÓN NO AMORTIGUADOS O CON

BAJO AMORTIGUAMIENTO

7.1 Situación sin señales estabilizantes El análisis de los 6 escenarios de base con red integra y de los 62 escenarios de contingencia descriptos en los puntos 3.1 y 3.2, ha llevado a la individualización de un total de 411 modos electromecánicos de oscilación considerados críticos, o sea con amortiguamiento menor del 5%. En la siguiente Tabla se muestra la distribución de los modos en los varios intervalos de amortiguación.

Amortiguamiento % Número de modos< -5 % 4

-5% ÷ -3% 5 -3% ÷ -2% 6 -2% ÷ -1% 15 -1% ÷ 0% 15 0% ÷ 1% 38 1% ÷ 2% 46 2% ÷ 3% 120 3% ÷ 4% 108 4% ÷ 5% 54

Total 411 El examen de las amplitudes y de las fases de las oscilaciones de los generadores permite deducir la distribución geográfica de los modos electromecánicos, llevando a la siguiente clasificación: • Modo 1: área Norte contra área Sureste (Sierra-sur) o contra el resto del sistema. • Modo 2: área Norte y área de Yaupi contra área Sureste • Modo 3: área Norte (y a veces área Sureste) contra Sierra-Centro (Aguaytia y

eventualmente Pucallpa). • Modo 4: área Norte y área Sureste contra el resto del sistema. • Modo 5: área Sureste contra el resto del sistema. • Modo 6: Sierra-Centro contra el resto del sistema (frecuentemente con área Sureste y

contra Ventanilla) • Modo 7: Talara (extremo Norte) contra Cañón del Pato. • Modo 8: Machu Picchu y San Gaban contra Aricota. • Modo 9: Yaupi y parcialmente otros grupos de área de Yaupi contra el resto del

sistema. • Modo 10: Machu Picchu contra San Gaban. • Modo 11: Huanchor contra Yaupi. • Modo 12: C.T. Cementos Norte Pacasmayo contra el resto del sistema. En la mencionada clasificación se enumeran primero los modos a menor frecuencia de oscilación (interárea) y así para frecuencias crecientes (modos más locales). En particular los primeros 6 modos interesan en distinta medida las varias áreas del sistema; para estos modos a veces se vuelve difícil diferenciar los modos uno del otro, no solo a causa de la amplitud de la oscilación de una cierta área (amplitud alrededor del 30-40% son considerados límites) pero también a causa de la fase que a veces gira alrededor de ±90° y que por lo tanto no permite definir un área contra otra más bien que con otra.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 80/108 Los sucesivos 6 modos, aunque siendo modos que interesan distintas centrales de generación, quedan de todas maneras confinados en subáreas del sistema. Las frecuencias detectadas parten desde un mínimo de 0,57 Hz y alcanzan un máximo de aproximadamente 1,4 Hz. En la Figura 46 está indicada la distribución de los modos críticos subdivididos en clases de amortiguamiento y distinguiéndolos entre modos interárea (modos de 1 a 6) y modos interplanta (modos de 7 a 12). De ella se obtiene la confirmación de que las problemáticas mayores relativas al amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas se refieren sobre todo a modos interárea más bien que a modos interplanta. Figura 46 - Distribución de los modos críticos interárea y interplanta

Distribución de los modos críticos

0

20

40

60

80

100

120

< - 2% < - 1% < 0% <1% <2% <3% <4% <5%

Amortiguamientos %

Núm

ero

de m

odos

Modos interplantaModos interarea

En la Figura 47 está indicada la distribución de los modos críticos distinguiéndolos por periodo hidrológico y por nivel de demanda. A este propósito es necesario recordar que los escenarios examinados no está uniformemente repartidos en las varias situaciones, como indicado a continuación (entre paréntesis está indicado el número de escenarios que han necesitado de una redespacho).

Avenida máxima Avenida media Avenida mínima Estiaje máxima Estiaje media Estiaje mínima 12 (4) 12 (4) 10 (3) 13 (4) 10 (4) 11 (4)

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 81/108 De la Figura 47 se puede deducir que el orden de criticidad de los varios escenarios es la siguiente:

1. Avenida media 2. Avenida máxima 3. Estiaje máxima 4. Estiaje media 5. Estiaje mínima 6. Avenida mínima

Figura 47 - Distribución de los modos críticos por periodos hidrológicos y niveles de demanda

Distribución de los modos críticos

0

20

40

60

80

100

120

< - 2% < - 1% < 0% <1% <2% <3% <4% <5%Amortiguamientos %

Núm

ero

de m

odos

crí

ticos

Estiaje minimaAvenida minimaEstiaje mediaAvenida mediaEstiaje máximaAvenida máxima

En la siguiente Tabla se detallan los 411 modos partiendo desde los más críticos (los menos amortiguados), con indicación de frecuencia, amortiguación, tipo de modo y escenario. Este último se compone esencialmente de tres informaciones: periodos hidrológicos (e=estiaje, a=avenida), nivel de demanda (m=mínima, d=media, x=máxima) y contingencia (ver punto 3.2). Los escenarios de base están indicados como contingencia 0. Dado que para cada uno de los 68 escenarios examinados fueron individuados más modos críticos, ellos fueron ordenados por amortiguación creciente y el último número individua la posición relativa. Por ejemplo ad_13_1 significa el primer modo crítico del escenario Avenida, media demanda, contingencia 13 (desenganche Azangaro - Juliaca). De la Tabla se deduce que la contingencia Azangaro – Juliaca genera 4 de los 5 modos más críticos, resultando el más crítico en absoluto, un modo interárea a 0,66 Hz con amortiguación negativa de −8,9%. Particularmente críticas resultaron también las contingencias Tintaya – Callalli y Oroya Nueva – Pachachaca. Es necesario sin embargo relevar que otras contingencias, como la Callahuanca 1 – Callahuanca 2 y la Pomacocha – San Juan, resultaron menos críticas también por que a diferencia de las tres contingencias más críticas, han requerido un redespacho a causa de sobrecargas inaceptables, como detallado en el punto 3.2.


Escenario F [Hz] ζ (%) Modo Escenario F [Hz] ζ (%) Modo Escenario F [Hz] ζ (%) Modo

ad_13_1 0.6596 -8.93 51 ax_2_1 1.0567 -0.17 7 ed_12_2 0.7643 0.93 4

ex_13_1 0.7291 -5.76 4 em_12_2 0.7916 -0.16 4 ex_1_1 1.0632 0.94 7

ad_6_1 0.5905 -5.37 2 ax_0_1 1.0550 -0.16 7 ax_0_2 0.6478 0.94 1

ad_13_2 0.7097 -5.27 42 ax_13_4 1.0550 -0.10 7 ad_13_3 0.8313 0.95 63

am_13_1 0.7637 -4.94 5 ax_12_3 1.0549 -0.10 7 ex_6_2 1.0519 0.99 7

ad_12_1 0.6541 -4.71 1 ax_12_4 0.7383 -0.08 4 am_13_2 0.7032 1.03 1

ad_12_2 0.7528 -4.48 4 ax_1_1 0.6486 0.13 1 ex_11_2 1.0673 1.08 7

am_12_1 0.7835 -3.76 4 em_13_2 0.7987 0.19 3 ad_13_4 1.2275 1.13 10

ax_13_1 0.7213 -3.20 4 ax_1_2 1.0611 0.19 7 ex_0_2 0.7827 1.13 3

ad_1_1 0.6738 -2.98 1 ax_6_2 1.0538 0.20 7 ed_13_3 0.6889 1.14 1

ax_6_1 0.5702 -2.94 2 em_11_1 0.8410 0.22 6 ex_8_2 0.7816 1.14 3

ad_4_1 0.6668 -2.78 1 ax_11_1 1.0652 0.23 7 ed_12_3 0.6835 1.14 1

ax_13_2 0.6489 -2.57 1 am_11_1 0.7343 0.24 1 ex_9_3 0.7817 1.18 3

ad_0_1 0.6691 -2.33 1 em_3_1 0.7896 0.24 3 ex_15_1 0.7690 1.23 67

ad_11_1 0.7100 -2.23 1 ex_11_1 0.8237 0.25 6 ex_2_2 1.0559 1.27 8

em_6_1 0.6340 -1.67 2 ad_14_1 0.7211 0.25 1 em_15_1 0.7860 1.29 413

ex_9_1 1.1120 -1.61 9 ed_13_1 0.8527 0.39 6 ad_15_1 0.7216 1.34 1

ax_4_1 1.0184 -1.61 7 em_2_1 0.8016 0.40 3 ad_5_2 1.0861 1.37 7

em_12_1 0.9292 -1.50 8 ax_11_2 0.8322 0.43 6 ad_2_3 1.0858 1.39 7

ad_3_1 0.6594 -1.48 1 em_0_1 0.8005 0.47 3 ax_11_3 0.6941 1.44 1

ax_12_1 0.8312 -1.47 63 ad_3_2 1.0602 0.48 7 ad_0_3 1.0836 1.45 7

ex_12_1 0.7494 -1.43 4 ed_11_1 0.8480 0.52 6 ax_6_3 0.7256 1.47 3

ax_3_1 1.0298 -1.39 7 ex_9_2 1.0571 0.53 7 am_12_2 0.6957 1.50 1

ad_2_1 0.6761 -1.38 1 ex_8_1 1.0568 0.55 7 ad_13_5 1.0835 1.50 7

ed_6_1 0.6081 -1.32 2 ex_0_1 1.0572 0.56 7 ad_12_4 1.0834 1.51 7

ex_6_1 0.5779 -1.20 2 ed_13_2 0.7678 0.57 4 ed_15_1 1.0991 1.54 7

ax_12_2 0.6390 -1.15 1 ad_4_3 0.7987 0.58 3 ad_11_3 1.0844 1.56 7

ad_5_1 0.6790 -1.15 1 ex_10_1 1.0563 0.59 7 ad_1_2 1.0843 1.58 7

em_7_1 0.7396 -1.10 64 ed_12_1 0.8565 0.64 6 ax_2_2 1.0448 1.59 8

ex_12_2 0.8282 -1.04 6 ad_11_2 0.8644 0.64 6 ex_2_3 0.7949 1.63 3

ad_6_2 0.7553 -0.89 3 ad_0_2 0.8001 0.65 3 ad_5_3 1.0128 1.64 8

ax_13_3 0.8044 -0.88 65 ex_13_3 1.0567 0.65 7 em_14_1 0.7905 1.66 413

ex_13_2 0.8095 -0.80 65 ex_12_3 1.0566 0.65 7 ad_14_2 1.0028 1.66 8

ex_3_1 1.0332 -0.63 7 ad_3_3 0.7921 0.66 3 em_12_3 0.8776 1.67 56

ad_12_3 0.8460 -0.59 63 ax_4_2 0.6470 0.68 1 em_11_2 1.2114 1.69 10

em_13_1 0.9607 -0.58 8 ex_3_2 0.7745 0.71 3 ad_15_2 1.0031 1.70 8

ax_15_1 1.0037 -0.46 7 ed_6_2 0.7602 0.72 3 ad_0_4 1.0028 1.70 8

ax_5_1 1.0567 -0.19 7 ad_2_2 1.0203 0.85 8 ax_2_3 0.8280 1.73 6

ad_4_2 1.0435 -0.18 7 ex_2_1 1.0667 0.88 7 ad_4_4 1.0030 1.74 8


Escenario F [Hz] ζ (%) Modo F [Hz] ζ (%) Modo Escenario F [Hz] ζ (%) Modo

ad_3_4 1.0027 1.74 8 ex_8_3 1.0499 2.23 ad_12_5 1.2546 2.80 10

ed_2_1 0.8501 6 ed_0_2 0.7871 2.23 3 ad_14_3 0.8999 6

ad_5_4 0.7967 1.78 3 ed_2_2 2.31 1 ad_5_5 1.2793 2.81 10

1.0024 1.80 8 ax_5_3 0.6587 2.32 1 1.2466 2.81 9

ex_15_2 0.9960 1.87

Escenario8

1.77 2.80

0.6924

ad_6_3 ex_15_4

7 ed_11_2 0.7279 2.32 1 ex_3_4 1.2466 2.81 9

am_13_3 1.2433 1.91 10 ex_14_2 0.7758 2.33 67 ad_2_5 1.2797 2.81 10

ad_1_3 1.0012 1.92 8 am_3_1 0.8172 2.34 4 ed_13_5 1.2533 2.82 98

ed_1_1 0.6971 1.92 1 ed_0_3 0.6946 2.37 1 ad_1_5 1.2762 2.83 10

ex_10_2 0.8298 1.96 6 am_7_1 0.8145 2.38 5 ex_10_5 1.2471 2.83 9

ax_3_2 0.7505 1.97 3 am_7_2 0.6727 2.38 1 ad_15_3 0.8991 2.84 6

ad_6_4 1.0827 1.98 7 am_14_1 0.8565 2.41 4 ad_0_5 1.2769 2.84 10

am_6_1 0.8193 1.98 5 ax_14_1 1.0403 2.43 8 ad_14_4 1.2770 2.85 10

ax_4_3 0.7617 2.01 3 ax_15_2 1.0403 2.44 8 ad_15_4 1.2774 2.85 10

ax_13_5 1.2551 2.02 10 ad_1_4 0.8361 2.50 4 ad_6_7 1.2770 2.85 10

ex_9_4 1.0543 2.02 8 ex_10_3 0.6483 2.52 1 ex_0_4 1.2471 2.85 9

ad_2_4 0.8555 2.03 6 ed_1_2 1.2331 2.54 9 ex_8_4 1.2471 2.85 9

ex_15_3 1.0547 2.04 8 ad_6_5 0.8465 2.55 5 ex_14_3 1.2471 2.85 9

ex_6_3 1.0549 2.04 8 ad_6_6 1.1016 2.57 99 ad_4_5 1.2774 2.85 10

ed_14_1 0.8578 2.05 6 ed_3_3 1.1233 2.57 7 ad_3_5 1.2771 2.86 10

ex_14_1 1.0549 2.05 8 ex_10_4 1.0487 2.61 8 ex_2_4 0.6618 2.87 1

ed_0_1 0.8584 2.05 6 ax_14_2 0.8286 2.62 6 em_13_3 0.8759 2.87 6

ax_2_4 0.6555 2.06 1 ax_5_4 1.0498 2.63 8 ed_11_4 1.2481 2.87 10

am_0_1 0.8231 2.07 4 ed_2_3 0.7862 2.65 3 ax_6_4 1.0774 2.88 99

ex_3_3 1.0545 2.07 8 ed_15_3 1.2517 2.67 9 ax_15_4 1.2430 2.88 9

ed_3_1 0.7773 2.07 3 ed_14_2 1.1246 2.67 7 ax_6_5 1.0414 2.90 8

ex_13_4 0.6681 2.07 1 ed_3_4 1.2523 2.67 9 ed_6_3 1.2582 2.90 10

am_2_1 0.8227 2.09 4 ed_11_3 1.2524 2.67 9 ax_4_4 1.0409 2.91 8

ed_15_2 0.8562 2.09 6 ed_14_3 1.2524 2.68 9 ed_15_4 1.2578 2.91 10

ed_3_2 0.8571 2.10 6 ed_0_4 1.2529 2.69 9 ed_2_5 1.2570 2.92 10

ax_5_2 0.8341 2.11 6 ax_14_3 1.0077 2.69 7 am_14_2 1.0158 2.92 8

ax_0_3 0.7630 2.11 3 ax_15_3 0.8274 2.70 6 ax_1_3 1.2237 2.92 9

ex_6_4 0.7196 2.13 3 ed_13_4 1.2537 2.70 10 am_2_2 1.0157 2.92 8

ex_0_3 1.0551 2.14 8 ex_1_4 1.2277 2.74 9 ex_12_5 1.2465 2.92 9

ex_1_2 0.6631 2.15 1 ed_12_4 1.2524 2.75 9 am_6_3 1.0152 2.92 8

am_12_3 0.8737 2.17 8 ed_12_5 0.9088 2.76 8 ax_14_4 1.2436 2.92 9

ex_13_5 1.2611 2.18 10 am_6_2 0.6862 2.76 1 ad_4_6 0.8991 2.92 6

em_6_2 0.7663 2.19 3 ad_11_4 1.2784 2.79 10 ad_14_5 0.8442 2.92 3

ex_1_3 1.0540 2.19 8 ed_1_3 1.2564 2.79 10 ed_0_5 1.2575 2.93 10

ex_12_4 0.6609 2.19 1 ed_2_4 1.2538 2.79 9 ad_0_6 0.8996 2.93 6



am_15_1 1.0157 2.93 8 ex_11_4 0.6911 3.20 1 ed_15_5 0.7683 3.42 413

ex_13_6 1.2465 2.93 9 ed_6_5 1.1095 3.21 9 ex_15_5 1.3009 3.42 10

ed_14_4 1.2574 2.93 10 ad_2_6 0.7886 3.21 4 ex_3_5 1.3011 3.42 10

ad_3_6 0.8990 2.93 6 em_1_1 1.0921 3.22 8 ex_14_4 1.3010 3.42 10

am_7_3 1.0156 2.94 8 ax_1_5 1.2946 3.25 10 ax_12_6 1.2770 3.42 10

ax_3_3 1.0409 2.94 8 em_2_2 1.0916 3.26 8 ex_8_6 1.3004 3.43 10

ed_3_5 1.2575 2.94 10 am_2_4 1.2659 3.27 10 ex_6_6 1.3013 3.43 10

ax_3_4 1.2434 2.95 9 am_7_4 1.2660 3.28 10 ex_9_6 1.3013 3.43 10

am_0_2 1.0156 2.96 8 am_15_3 1.2664 3.28 10 ex_0_5 1.3014 3.43 10

ax_0_4 1.0416 2.96 8 am_6_4 1.2656 3.28 10 em_7_3 1.0930 3.43 8

am_3_2 1.0152 2.96 8 am_14_3 1.2663 3.28 10 em_3_3 1.0926 3.44 8

am_2_3 0.7004 2.98 1 ax_4_7 1.2956 3.28 10 am_12_4 1.2378 3.44 10

ax_4_5 1.2433 2.98 9 am_0_4 1.2663 3.28 10 ex_0_6 0.6625 3.44 1

ax_0_5 1.2439 2.98 9 ax_15_5 1.2959 3.29 10 ed_6_6 0.7967 3.44 5

ax_1_4 1.0408 2.99 8 ax_6_6 1.2959 3.29 10 em_11_3 0.7626 3.46 1

ed_6_4 1.1541 3.01 710 am_3_4 1.2661 3.29 10 em_0_3 1.0927 3.46 8

am_15_2 0.8468 3.02 4 ax_3_7 1.2958 3.29 10 ex_2_6 1.3021 3.46 10

ex_10_6 0.7470 3.02 3 ax_0_7 1.2960 3.29 10 ex_14_5 0.9928 3.49 7

ex_11_3 1.2511 3.04 9 ed_3_6 0.6833 3.29 1 am_3_5 0.6910 3.53 1

ex_6_5 1.0899 3.05 99 ax_14_5 1.2958 3.29 10 em_15_3 0.8691 3.53 6

ax_3_5 0.6385 3.05 1 ad_5_7 1.2484 3.29 9 ex_11_5 1.2982 3.54 10

ex_2_5 1.2495 3.05 9 ax_5_7 1.2971 3.31 10 em_14_3 0.8703 3.57 6

ax_12_5 1.2445 3.06 9 ax_2_6 1.2968 3.32 10 ex_11_6 1.0571 3.58 8

ax_5_5 0.7612 3.06 3 am_13_4 0.8461 3.32 511 ax_2_7 0.7632 3.58 3

ax_13_6 1.2446 3.07 9 ed_2_6 1.1465 3.36 7 ax_6_7 0.7943 3.61 5

ad_5_6 0.8796 3.12 6 ed_0_6 1.1465 3.36 7 ad_15_5 1.0827 3.61 7

ad_11_5 1.0146 3.13 8 ed_11_5 1.1463 3.37 7 ad_12_6 1.2531 3.62 9

ed_1_4 0.7975 3.13 4 ed_13_6 1.1465 3.37 7 em_2_3 0.8709 3.64 6

am_0_3 0.7044 3.14 1 ed_12_6 1.1465 3.37 7 ad_13_6 1.2522 3.65 9

ax_5_6 1.2481 3.15 9 em_14_2 1.0910 3.37 8 ad_3_7 1.2513 3.69 9

em_3_2 0.8720 3.16 6 em_15_2 1.0906 3.38 8 em_6_4 0.8359 3.69 5

ax_11_4 1.2479 3.16 9 ed_1_5 1.1453 3.38 7 ex_12_6 1.2805 3.69 10

am_3_3 1.0660 3.17 7 ex_8_5 0.6622 3.38 1 ad_11_6 1.2508 3.70 9

ax_2_5 1.2490 3.17 9 ex_10_7 1.2992 3.39 10 ax_1_6 0.7869 3.70 4

em_0_2 0.8736 3.18 6 am_11_2 1.2629 3.40 10 ad_0_7 1.2516 3.70 9

ax_4_6 0.8518 3.18 6 ex_1_5 1.3008 3.40 10 ad_4_7 1.2516 3.71 9

em_7_2 0.8488 3.18 512 ex_9_5 0.6616 3.41 1 em_1_2 0.8214 3.76 4

ax_0_6 0.8522 3.18 6 ad_2_7 1.2486 3.41 9 ad_15_6 1.2500 3.78 9

ax_3_6 0.8514 3.20 6 em_6_3 1.0921 3.41 8 ad_14_6 1.2504 3.80 9



ax_15_6 0.7169 3.81 1 em_14_4 1.2395 4.29 9 ad_1_6 1.2065 4.67 9

am_6_5 1.0746 3.81 7 em_2_4 1.2371 4.33 9 ed_6_7 1.0324 4.74 8

ed_13_7 0.8814 3.83 8 ad_15_7 0.8297 4.33 3 ax_6_8 1.3698 4.75 11

am_6_6 1.1695 3.86 9 ax_15_7 1.2018 4.34 12 ex_1_6 0.8154 4.75 4

ex_2_7 0.8241 3.95 6 ex_3_6 0.8458 4.36 6 am_2_6 1.2200 4.76 9

em_7_4 1.2331 3.99 9 ex_15_7 0.8449 4.38 6 am_7_6 1.1649 4.78 9

em_6_5 1.1157 4.01 9 em_0_4 1.2394 4.40 9 ed_15_6 1.0357 4.81 8

am_11_3 1.0868 4.03 7 ex_9_7 0.8445 4.40 6 ed_3_7 1.0355 4.82 8

am_7_5 1.0804 4.08 7 em_12_4 0.7312 4.40 1 ax_14_6 1.2269 4.82 12

ax_11_5 1.2812 4.09 10 ex_0_7 0.8463 4.42 6 ed_0_7 1.0355 4.84 8

ed_2_7 1.0252 4.10 8 em_3_4 1.2409 4.45 9 ed_14_6 1.0353 4.85 8

am_2_5 1.0863 4.15 7 ex_14_6 0.8448 4.49 6 ex_14_7 1.2270 4.85 12

em_15_4 1.2400 4.18 9 em_11_4 1.2395 4.52 9 ex_6_7 0.8221 4.85 5

am_0_5 1.0916 4.21 7 ed_14_5 0.7794 4.54 413 ex_6_8 1.3897 4.87 11

ad_13_7 0.9009 4.22 514 em_1_3 1.2152 4.55 9 ed_1_6 1.0371 4.88 8

am_13_5 1.0914 4.24 7 ex_3_7 1.2120 4.55 12 ed_12_7 1.2198 4.89 10

am_12_5 1.0911 4.24 7 em_13_4 1.2386 4.56 9 ax_4_8 1.2233 4.92 12

ex_15_6 1.2010 4.25 12 em_12_5 1.2386 4.58 9 em_1_4 0.7389 4.94 1

ad_12_7 0.9105 4.28 511 em_2_5 0.7306 4.58 1 em_13_5 0.7350 4.95 1

ex_8_7 0.8459 4.28 6 ax_3_8 1.2169 4.66 12 am_11_4 1.1800 4.96 9 1 Modo 5: contra área Norte 2 Modo 9: contra área Sur 3 Modo 6: contra área Sur (y parcialmente con Sureste y contra Norte) 4 Modo 6: contra área Sur y Sureste 5 Modo 6: contra área Sur. Machu Picchu e San Gaban a -50°. Talara a -130° 6 Modo 5: área Sur y Sierra-Centro perpendiculares 7 Modo 6: área Norte a –120° y area Sur y Sureste a +140° 8 Modo 9: también Machu Picchu y San Gaban en oposición de fase entre ellos y casi perpendiculares a Yaupi 9 Modo 9: en el orden Huanchor. Yaupi. Malpaso. Pachachaca y Oroya 10 Modo 7: Yaupi y parcialmente otros grupos de área de Yaupi con Talara 11 Modo 5: área Sur contra el resto del sistema 12 Modo 5: y parcialmente Norte y Sierra-Centro 13 Modo 4: área Sur y Sureste a aproximadamente -90° y Sierra-Centro a aproximadamente +140° 14 Modo 5: área Sur (y parcialmente Aguaytia) contra el resto del sistema

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 86/108 Un detalle mayor relativo a los arriba mencionados 411 modos críticos puede ser obtenido en el documento Anexo 5. Ello reporta, para todos los 68 escenarios considerados, primero un elenco sintético de los modos críticos con indicación de frecuencia y amortiguación, y para cada modo las siguientes informaciones: • Amplitud y fase de las oscilaciones de los grupos limitadamente a aquellos para los

cuales la amplitud resulta >=0.3 pu respecto a la máxima amplitud. • Factores de participación electromecánicos normalizados (módulo, parte real e

imaginaria) para aquello grupos para los cuales el módulo resulta >=0.02 pu. Ellos dan la idea de las máquinas más eficientes para estabilizar el modo electromecánico considerado, sobre la base de su participación al modo mismo y sobre la base de su tamaño. Es necesario pero precisar que la eficiencia efectiva final depende también de otros factores; los más importantes son:

o Inercia del grupo: los grupos livianos son mayormente eficientes a paridad de factor de participación electromecánica.

o Pulsación de corte del lazo cerrado de regulación de tensión (rapidez de respuesta) en relación a la pulsación electromecánica: cuanto más rápido es el lazo cerrado de tensión mayor es la eficiencia.

o Efecto sobre la "red" de la regulación de la tensión del grupo: este último factor es difícil de evaluar, también sólo cualitativamente, por que a su vez depende de muchos factores (lejanía de la carga, características de la carga, despacho activo y reactivo del grupo, condiciones de flujo de carga de la red, etc.).

En consideración de cuanto dicho arriba, sobre todo en cuanto al último punto, se debe notar que los factores de participación pueden llevar a conclusiones no correctas también cuando se hacen evaluaciones sólo cualitativas.

• Sensibilidad de los autovalores a los parámetros Kw y Kc limitándose a los grupos para los cuales estas sensibilidades son superiores a ciertos valores mínimos. Se reportan el módulo, la parte real y la imaginaria; además se indica la variación porcentual de la amortiguación para variaciones unitarias de las mencionadas ganancias Kw y Kc. Recuérdese que para aumentar la amortiguación, se debe desplazar el autovalor hacia "la izquierda" en el plano complejo, el que corresponde a los valores negativos de la parte real. La parte imaginaria da una idea de la variación de la pulsación (rad/s) del modo de oscilación. Mediante estos coeficientes estamos en condiciones de prever como cambian los amortiguamientos con un cierto conjunto de señales estabilizantes. Estas sensibilidades representan las derivadas primeras del autovalor respecto a las ganancias. El efectivo desplazamiento del autovalor, y por lo tanto también la efectiva variación del amortiguamiento, será evaluable, mediante estas sensibilidades, de manera más precisa cuanto más lineal resulta la relación entre variaciones del amortiguamiento y variaciones de las ganancias y cuanto más pequeñas sean estas últimas. Por lo tanto, para variaciones significativas de las ganancias, por ejemplo cuando se parte de ganancias nulas, o sea en ausencia de señales estabilizantes, será en general oportuno reevaluar los efectivos desplazamientos de los autovalores.

Las contingencias 14 (Malacas fuera de servicio y relativo redespacho) y 15 (que es una N-2, es decir como la 14 y además el desenganche de la línea 220kV Chimbote - Trujillo), aunque presentando los modos más críticos con amortiguamientos más o menos nulos, no han mostrado particulares problemas, habiéndose mostrado menos graves de las ya mencionadas contingencias Azangaro-Juliaca, Tintaya-Callalli y Oroya Nueva-Pachachaca.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 87/108 7.2 Hipótesis de Yuncan en servicio Fue evaluado el impacto de la entrada en servicio, en la zona Centromin, de los tres nuevos grupos hidráulicos de Yuncan de 48MVA conectados en el 220kV y contemporáneamente del autotransformador 138/220kV en la estación de Yuncan y de la conexión en 220kV entre Yuncan y Carhuamayo. En particular se quiere estimar el impacto sobre los modos de oscilación de los grupos de Yaupi. De hecho, estos modos se han mostrado sensibles a las señales estabilizantes de Yaupi y no pueden ser amortiguados hasta el objetivo deseado (5%) actuando sobre las otras centrales. Dado que Yaupi no dispone actualmente de señales estabilizantes, entonces se quiere evaluar si la nueva configuración del sistema contribuye, y en que medida, a la atenuación de las oscilaciones de Yaupi, volviendo así evitable la dotación de un PSS a Yaupi. Con este objetivo se note que, como muestra la Tabla 3, sin Yuncan, los modos oscilatorios de Yaupi muestran valores de amortiguamiento comprendidos entre 2,5% y 5,9% (en los varios períodos hidrológicos, niveles de demanda y contingencia - 6 escenarios de base + 62 escenarios en contingencia), valores no aceptables pero no dramáticos, hecha la excepción para el caso de desenganche de la línea Carhuamayo – Paragsha 138 kV, evaluada solo por el estiaje y máxima demanda, donde se revela un amortiguamiento negativo de -1,6%. Se procedió entonces al análisis de los 6 escenarios de base (períodos hidrológicos y niveles de demanda) con la entrada en servicio de Yuncan y al escenario "estiaje y máxima demanda" con apertura de la línea Carhuamayo – Paragsha 138 kV. De la Tabla 4, que reporta los resultados en el caso con Yuncan, se deduce que la nueva configuración asegura un buen amortiguamiento (superior al 5%) a todos los modos antes crítico, también en el caso más desfavorable de la apertura de la Carhuamayo – Paragsha, contingencia no ya peligrosa, dado el camino alternativo en 220kV Carhuamayo – Yuncan. Esto significa que, con la nueva configuración, la contingencia más crítica se vuelve la apertura de la línea Carhuamayo – Yuncan 220 kV, que ha sido examinado pues. Ello resulta desolador generando un modo desamortiguado (-12%) en el cual los grupos de Yaupi y Yuncan oscilan perfectamente en fase y con idéntica amplitud. Este resultado no debe llevar a la conclusión que son necesarias señales estabilizantes en Yaupi o Yuncan por que la simple apertura de la línea, también sin cortocircuito, causaría una pérdida de paso de los grupos en ambas centrales; con estos presupuestos es evidentemente inútil preocuparse de la estabilidad a las pequeñas oscilaciones del régimen post-falla dado que este régimen no puede ser alcanzado. Algunas pruebas han mostrado que para preservar la estabilidad transitoria (mantenimiento del sincronismo) en Yuncan y/o Yaupi, frente a la apertura de la línea, luego de las normales secuencias de falla (trifásico o monofásico con recierre no exitoso), se deberían sacar de servicio los tres grupos de Yuncan (o como alternativa equivalente, los 5 grupos de Yaupi), dado que también con un solo grupo de Yuncan en servicio la falla descripta causaría la pérdida de paso de los grupos. Entonces se deduce que el único régimen post-falla de la apertura de la Carhuamayo – Yuncan, para el cual tiene sentido prever un correcto proyecto de señales estabilizantes, corresponde a una situación como la de los escenarios de base sin Yuncan (amortiguamiento mínimo 2,5%) o mejor, dado que presumiblemente se prefiere sacar de servicio los viejos grupos de Yaupi en lugar de los nuevos de Yuncan y que estos últimos resultan decididamente menos "en antena" respecto a los de Yaupi.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 88/108 Tabla 3 – Amortiguamientos % de los modos de oscilación de CentroMin sin Yuncan

LINEA DISPARADA (O TURBOGAS MALACAS)

AVENIDA MÁXIMA

AVENIDA MEDIA

AVENIDA MINIMA

ESTIAJE MÁXIMA

ESTIAJE MEDIA

ESTIAJE MINIMA

Ninguna (escenarios base) 3 3.7 5.5 2.8 2.7 4.4 Tingo Maria – Vizcarra (4) 2.9 4.7 2.7 2.5 4.5

Callahuanca 1 - Callahuanca 2 (4) 3.2 3.4 4.8 3.1 2.8 4.3 Chimbote – Trujillo 3 3.7 5.5 2.8 2.7 4.5

Chimbote – Huallanca 138 kV 3 3.7 Pomacocha – San Juan (4) 3.2 3.3

Oroya Nueva – Pachachaca 2.9 2.6 3.9 3.1 3.2 4 Vizcarra – Paramonga 4.8 4

Santuario – Socabaya 138 kV 2.8

Carhuamayo – Paraghsa138 kV -1.6 Mantaro – Socabaya 2.8

Mantaro – Socabaya x 2 (4) 3.2 3.7 5 3 2.7 4.5( Tintaya – Callalli 138 kV 3.1 3.6 5.5 2.9 2.8 4.6

Azangaro – Juliaca 138 kV 3.1 3.7 5.5 2.9 2.8 4.6 Turbogas Malacas (4) 2.9 3.8 5.9 2.9 2.7 4.3

Malacas + Chimbote – Trujillo(5) 2.9 3.8 5.6 2.8 2.7 4.2 Tabla 4 – Amortiguamientos % de los modos de oscilación de CentroMin con Yuncan

escenario o contingencia Modos Avenida

máxima Avenida media

Avenida minima

Estiaje máxima

Estiaje media

Estiaje minima

Yaupi 5.8 6 8.8 6.2 7.8 - (6) Yuncan 11.4 11.4 13.3 11.3 11.6 13.4 Base Otros 6.4 y 7.2 6.9 y 7.7 8.2 y 11.4 6.3 y 7.5 6.8 y 10 8.4, 9.6 y 11.8Yaupi 6.2

Yuncan 11.2 Carhuamayo – Paraghsa138 kV Otros 5.9, 7.6 y 9.8

Yaupi -12(7) Carhuamayo - Yuncan 220 kV Otros 8.2, 8.8 y 8.9

Un detalle mayor relativo a los mencionados modos críticos puede ser obtenido en el documento Anexo 6. 7.3 Situaciones con señales estabilizantes “actuales” Las evaluaciones realizadas en este párrafo se refieren a la disponibilidad actual de las señales estabilizantes y a su ajuste vigente. Se recuerda que estos ajustes corresponden a la base de datos dinámicos predispuesta por el CESI y aprobada por el COES en el ámbito del estudio de "COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL"; algunos parámetros de ajuste, aunque importantes, fueron estimados por el CESI en ausencia de informaciones más precisas y por lo tanto, los resultados reportados a continuación deben considerarse con una cierta cautela. De los 411 modos críticos presentes en ausencia de señales estabilizantes, quedan 81 modos con amortiguamientos inferiores al 5%; pero hay que depurar este dato de los 60 modos de oscilaciones críticas del Centromin (Yaupi), que resultan sustancialmente 4 Escenario de contingencia post-redespacho 5 Escenario de contingencia (N-2) sin redespacho respecto a la (N-1) 6 Modo no deducible 7 Yaupi e Yuncan exactamente juntos

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 89/108 controlables solo por señales estabilizantes en Yaupi y no en otras centrales, alcanzando así un total de 21 modos oscilatorios críticos. Según la clasificación de la pág.79, se trata de 20 modos interárea y de 1 modo interplanta (modo 7 del Norte a 1Hz).

Escenario F [Hz] ζ (%) Escenario F [Hz] ζ (%) Escenario F [Hz] ζ (%)

ad_13_1 0.5854 -8.71 am_12_1 0.6565 0.43 ad_0_2 0.6565 3.67

ax_13_1 0.5975 -5.27 ed_13_1 0.6610 2.25 ad_15_2 0.6817 4.07

ex_13_1 0.6255 -4.84 ad_6_1 0.5762 2.33 ad_2_2 0.6639 4.49

ad_12_1 0.6096 -3.60 ed_12_1 0.6555 2.73 ax_15_2 0.9950 4.49

am_13_1 0.6465 -1.97 ad_1_1 0.6625 2.94 ad_5_2 0.6680 4.52

ax_12_1 0.6069 -0.78 ad_4_1 0.6539 3.12 em_12_2 0.7194 4.69

ex_12_1 0.6460 0.03 ad_14_1 0.6827 3.27 ad_3_2 0.6524 4.84 De la Tabla se deduce que los problemas fundamentales tienen origen en las contingencias Azangaro - Juliaca 138 kV (4 modos desamortiguados) y Tintaya – Callalli 138 kV (2 modos desamortiguados). Estos resultados, junto a aquellos que serán expuestos en el próximo párrafo, muestran la importancia de un ajuste de los PSS realizada a nivel global del sistema interconectado y considerando todas las contingencias más críticas, antes que realizar varios ajustes hechos a nivel de una central considerando la red mediante equivalentes más o menos aproximados. Esta última aproximación puede fácilmente llevar a sorpresas desagradables, fundamentalmente ligadas a la complejidad del comportamiento de la red que "vincula" de alguna manera todas las centrales del sistema. 7.4 Optimización de las señales estabilizantes En el párrafo 7.1 se indican los 411 modos críticos (amortiguamiento <5%) evidenciados en el caso de ausencia de señales estabilizantes, modos que se refieren a un total de 68 escenarios. Para cada uno de estos modos, como se ha dicho, se conocen los amortiguamientos y las sensibilidades de los autovalores, y por lo tanto de los mismos amortiguamientos, a las ganancias Kw y Kc de todos los grupos de la red dotados de reguladores automáticos de tensión. Mientras resultaría fácil proceder a la localización y ajuste de los PSS si se tuviese que trabajar con un número limitado de modos a amortiguar, particularmente problemático resulta en cambio nuestro caso, teniendo que hacer frente a una cantidad así elevada de modos a amortiguar, aunque porque una cierta ganancia Kw o Kc puede influenciar de manera positiva un cierto modo y en manera negativa otro. Está además la exigencia de limitar, cuanto sea posible, al mismo tiempo el número de grupos con señales estabilizantes y las relativas ganancias. La minimización del número de los grupos tiene evidentemente un impacto positivo sobre los costos, mientras que la minimización de las ganancias consiente la limitación de las amplitudes de las señales estabilizantes, o sea de las variaciones transitorias a los set-point de los reguladores de tensión: este último aspecto es muy importante al fin de limitar las perturbaciones a los reguladores de tensión y los posibles impactos sobre las prestaciones relativas a la estabilidad transitoria (pérdidas de paso, tiempos críticos de eliminación de la falla) y a los posibles transitorios de tensión con concomitancia a transitorios de frecuencia. Para proceder al ajuste óptimo de los PSS entonces se utilizaron un paquete de software, de propiedad exclusiva del CESI, que permitieron:


• Sintetizar en un único archivo todas las informaciones relativas a los 411 modos críticos, es decir esencialmente los amortiguamientos y la sensibilidad a los PSS, necesarios para proceder al ajuste óptimo de los PSS. Este paquete de software permite, de manera flexible, seleccionar los escenarios cuyos modos críticos hay que amortiguar hasta al valor de objetivo.

• Partiendo del mencionado archivo, activar un procedimiento de optimización de las ganancias Kw y Kc de los PSS, garantizando para todos los modos críticos considerados un amortiguamiento final mínimo igual al valor de objetivo (en nuestro caso elegido igual al 5%). En esta aplicación se ha utilizado la formulación con vínculos lineales ligados a los amortiguamientos, dado que fueron evaluadas las derivadas primeras y no las derivadas segundas de los autovalores respecto a las ganancias de los PSS, y la minimización de una función objetivo cuadrática, ligada sustancialmente a las amplitudes de las señales estabilizantes, o sea a las amplitudes de las variaciones transitorias a los set-point de los reguladores automáticos de tensión. Este procedimiento consiente además de poner vínculos a las ganancias Kw y Kc, cuestión también muy importante como se explicó arriba.

Se procedió así a la determinación del ajuste óptimo de los PSS, en términos de localización y en términos de ganancias, que garantiza un amortiguamiento mínimo del 5% para todos los modos. En la Tabla 5 fueron reportados los ajustes “actuales” y los ajustes óptimos individuados fijando límites máximos a la Kw de 20, 15 y 10, mientras Kc se limita a 1. Se note que: • Siendo ya disponibles las señales estabilizantes en las 8 centrales de producción

indicadas en la Tabla 5, fueron activadas con el procedimiento de optimización. • Los 3 grupos de Restitución se mostraron sustancialmente inútiles para el control de los

amortiguamientos, tanto que el procedimiento de optimización ha llevado a cero las relativas ganancias.

• En menor medida respecto a Restitución, los 7 grupos de Mantaro y los 3 de Charcani V se mostraron poco eficaces en el control de los amortiguamientos; a pesar de ello, resultaron activos en el ajuste óptimo.

• Más eficaces de Mantaro y Charcani V se mostraron las centrales de Carhuaquero e Ilo2, aunque si no resultaron necesarios para amortiguar oportunamente todos los modos.

• Las restante 5 centrales (Machu Picchu, San Gaban, Cañón del Pato, Aguaytia y Talara) se mostraron aquellas esenciales y decididamente los más eficaces para el control de los amortiguamientos de los modos críticos del sistema.

• La central de Yaupi iría clasificada en este último grupo de centrales más eficientes; ella de hecho, no solo es la única central capaz de amortiguar sus propios modos de oscilación críticos, pero daría también una buena contribución al amortiguamiento de algunos modos interárea. No obstante la actual ausencia de PSS en Yaupi, y la presunción que la entrada en servicio de la interconexión 220/138 kV en Yuncan y de la línea Carhuamayo – Yuncan 220 kV pueda estabilizar oportunamente los modos oscilatorios del área Centromin, nos ha llevado a la exclusión de esta central en el procedimiento de ajuste de los PSS a nivel global de sistema, visto también que, excluyendo los modos del Centromin, todos los otros modos del sistema pueden ser oportunamente controlados también sin los PSS de Yaupi.

El conjunto de ganancias Kw y Kc evaluado sobre la base de las derivadas primeras (sensibilidad) y limitando a 15 el Kw fue verificado con nuevas elaboraciones en SICRE, por los motivos indicados en la pág. 86, y ha dado resultados óptimos: de hecho, todos los 411 iniciales modos críticos han presentado un amortiguamiento superior al 5% (el amortiguamiento mínimo resultó del 5,2%).

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 91/108 Tabla 5: Ajuste de las señales estabilizantes actuales y sugeridas

Kw Kc Kw Kc Kw Kc Kw Kc Nombre

Nodo Código Grupo

Tavv=2H (s)

Anom(MVA)

Kw max 20 Primera iteración

Kw max 10 Primera iteración

Kw max 15 Actuales

MANTARO1 C-ADG1 8.37 120.0 7.0 0.095 8.9 0.122 7.2 0.098 0.0 0.250MANTARO2 C-ADG2 8.37 120.0 7.0 0.095 8.9 0.122 7.2 0.098 0.0 0.250MANTARO3 C-ADG3 8.37 120.0 7.0 0.095 8.9 0.122 7.2 0.097 0.0 0.250MANTARO4 C-ADG4 8.37 120.0 7.0 0.095 8.9 0.122 7.2 0.098 0.0 0.250MANTARO5 C-ADG5 8.37 120.0 7.6 0.085 9.6 0.108 7.8 0.087 0.0 0.250MANTARO6 C-ADG6 8.37 120.0 7.6 0.085 9.6 0.108 7.8 0.087 0.0 0.250MANTARO7 C-ADG7 8.37 120.0 7.6 0.085 9.6 0.108 7.8 0.087 0.0 0.250AGUAYTI1 AGUDG1 9.68 119.2 3.9 0.558 2.5 0.541 2.9 0.578 15.6 0.575AGUAYTI2 AGUDG2 9.68 119.2 3.9 0.558 2.5 0.541 2.9 0.578 15.6 0.575MALACAS TALAG1 9.68 119.2 -2.8 0.550 2.3 0.812 -2.7 0.566 15.6 0.575RESTITU2 RE1DG1 6.64 82.5 0.0 0.000 0.0 0.000 0.0 0.000 5.0 1.750RESTITU3 RE2DG1 6.64 82.5 0.0 0.000 0.0 0.000 0.0 0.000 5.0 1.750RESTITU1 RESDG1 6.64 82.5 0.0 0.000 0.0 0.000 0.0 0.000 5.0 1.750SANGAB1 SANFG1 5.71 63.5 19.4 0.168 10.0 0.119 15.0 0.149 0.0 0.500SANGAB2 SANFG2 5.71 63.5 19.4 0.168 10.0 0.119 15.0 0.149 0.0 0.500

CHARCAV1 SANEG1 5.56 57.0 6.8 0.185 9.2 0.246 7.2 0.192 0.0 0.500CHARCAV2 SANEG2 5.56 57.0 6.8 0.185 9.2 0.246 7.2 0.192 0.0 0.500CHARCAV3 SANEG3 5.56 57.0 6.8 0.185 9.2 0.246 7.2 0.192 0.0 0.500CAÑDPAT1 HU1AG1 5.06 43.3 13.4 0.292 10.0 0.327 13.7 0.302 0.9 0.207CAÑDPAT2 HU1AG2 5.06 43.3 13.4 0.292 10.0 0.328 13.7 0.302 0.9 0.207CAÑDPAT3 HU1AG3 5.06 43.3 13.4 0.292 10.0 0.328 13.7 0.302 0.9 0.207CAÑDPAT4 HU1AG4 5.06 43.3 13.4 0.292 10.0 0.327 13.7 0.302 0.9 0.207CAÑDPAT5 HU1AG5 5.06 43.3 13.4 0.292 10.0 0.326 13.7 0.301 0.9 0.207CAÑDPAT6 HU1AG6 5.06 43.3 13.4 0.292 10.0 0.326 13.7 0.301 0.9 0.207MACHUPI1 MACFG1 3.64 33.5 2.6 0.292 3.8 0.222 2.9 0.272 0.2 0.245MACHUPI2 MACFG2 3.64 33.5 2.6 0.292 3.8 0.222 2.9 0.272 0.2 0.245MACHUPI3 MACFG3 3.64 33.5 2.6 0.292 3.8 0.222 2.9 0.272 0.2 0.245

Se debe precisar que las ganancias Kw y Kc indicadas en la Tabla 5 hacen referencia a un esquema clásico de PSS, como el mostrado en la Figura 17, con primera señal de ingreso la velocidad angular del rotor Ω (pu) y segunda señal de ingreso la potencia eléctrica cambiada de signo –Pe (pu de los MVA de la máquina), con Kw=K1*T3/T4 e Kc=K2*T3/T4, despreciando lícitamente el efecto de las eventuales constantes de tiempo de medida T1 y T2 y de la constante de tiempo del filtro de wash-out T4, e hipotizando la ausencia de filtros de anticipo – retraso o retraso – anticipo (constantes de tiempo de T5 a T10); de hecho, los mencionados filtros sirven para crear un efecto equivalente a aquel de un esquema Kw/Kc sin filtros cuando se dispone solamente de una señal de ingreso. Esta equivalencia permite pasar bastante fácilmente de un ajuste Kw/Kc sin filtros a una con Kw y filtro/s de anticipo – retraso o a una con Kc y filtro/s de retraso – anticipo, operación por otro lado realizada para deducir los parámetros actuales de las centrales de Machu Picchu, Cañón del Pato, Aguaytia y Talara, partiendo de los esquemas originales para llegar al esquela equivalente. Luego la utilización de una señal de frecuencia medida en los bornes del alternador, en vez de una señal de velocidad angular del rotor Ω, necesitaría en primera aproximación una ganancia Kf más elevada de la correspondiente Kw, pero este aumento es significativo solo

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 92/108 para modos locales, o sea aquellos no críticos, mientras que para los modos interplanta o interárea, que son aquellos a amortiguar, el aumento se vuelve despreciable. Por lo tanto la misma ganancia aplicada a la frecuencia en vez de a la velocidad angular, garantiza un efecto beneficioso sustancialmente inalterado para los modos de oscilación críticos y al mismo tiempo de las señales correctivas reducidas, y pues menor perturbaciones al regulador de tensión, por los modos de oscilación locales que no requieren particular atención.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 93/108 8 ANÁLISIS DE LA DOCUMENTATION DE LOS SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE

CONTROL

Puesto que las evaluaciones para identificar las centrales candidatas para ejercer la controlabilidad de los modos de oscilación críticos del SEIN, consideran los modelos de reguladores de tensión y velocidad actualmente disponibles en la Base de Datos implementada en el simulador PSS/E, es conveniente analizar la representatividad de los mismos a fin de obtener recomendaciones para mejorar dichos datos en una etapa posterior. Estas recomendaciones destacan las necesidades de modelado para efectuar estudios de no solo de pequeña señal, sino también de gran señal. 8.1 C.T. Malacas TGN4 La información se recaba desde el Informe RETE-A2/041092 “Pruebas de Estabilidad Permanente”, del 27/01/2003 desarrolado por CESI, y del Anexo 03 “Maquinas Eléctricas” preparado por COES. Se tiene que remarcar que no pudieron realizarse las pruebas de aplicación de escalones en la referencia de los reguladores de tensión y velocidad ya que no estaba disponible el acceso a dichos puntos del sistema de control. La caracterización de la función de transferencia de los reguladores fue realizada gracias a los documentos técnicos disponibles en la central, pero carece de una comprobación completa de forma experimental, por lo cual sería necesario efectuar las pruebas en la planta en otra oportunidad. No obstante, la campaña de pruebas en el campo permitió recoger información útil para una primera fase de estudio y simulación del sistema eléctrico. 8.1.1 Sistema de Excitación y Compensador Los datos para representar este sistema de control se obtuvieron de información del fabricante en la planilla HIER327031, pero no pudieron realizarse ensayos dado la imposibilidad de aplicar escalones en la referencia del control. Por lo tanto, los datos en la planilla constituyen la única fuente de información disponible. El modelo EXBAS en la base de datos puede representar bien el funcionamiento del sistema de excitación UNITROL M para pequeñas oscilaciones, aunque no puede considerar adecuadamente la influencia de la compensación ejercida sobre el puente rectificador por la corriente terminal en caso de fallas. Si bien el modelo está parametrizado en la base de datos para representar esta influencia de una manera criteriosa y conservadora, la respuesta en caso de fallas próximas podría ser diferente. El modelo no es adecuado para representar la intervención del limitador de subexcitación en esta unidad, ya que actúa por sustitución del control de excitación, y este modelo sólo permite el ingreso de esta señal en el punto de suma de la referencia de tensión. La unidad tiene la compensación por potencia reactiva normalmente deshabilitada; por esta razon no se ha representado esta señal en el modelo EXBAS utilizado. 8.1.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia La información obtenida en campo en la inspección de CESI no permitió un relevamiento completo de la representación del control, el sistema de admisión de combustible, el lazo de control de temperatura y la turbina. La imposibilidad de aplicar escalones en la referencia para perturbar la unidad impidió caracterizar la respuesta de los diversos componentes del equipo, incluso verificar la función de transferencia del PI suministrada por ABB. Cabe acotar que el diagrama del regulador obtenido en planta difiere del suministrado por ABB y que se documenta en el Anexo 03 Máquinas Eléctricas. En el primer caso la señal

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 94/108 de error se obtiene de una combinación entre los desvíos de frecuencia y potencia, y en el segundo caso sólo contempla el desvío de la frecuencia. La base de datos dispone de un modelo detallado, que toma en cuenta los límites de máxima apertura y caudal mínimo de las válvulas de combustible, la representación de la turbina y del sistema de control de temperatura por gases exhaustos, aunque la mayoría de los datos son estimados. El diagrama suministrado en planta permite indentificar un selector de mínimo valor (LVG) entre el error proveniente de la medición de frecuencia – potencia y el proveniente de la medición de temperatura; sin embargo es más usual que dicho LVG esté a la salida del PI compitiendo directamente con el control de temperatura por el comando de la válvula de combustible. Es común también para las turbinas de este tipo que en este mismo selector ingrese una señal de aceleración, que normalmente está destinada al funcionamiento en vacío de la máquina durante su arranque, pero que resulta de una utilidad determinante en el control de sobrefrecuencia cuando está bien coordinado con las protecciones de sobrevelocidad y el relé de potencia inversa. A partir de algunos comentarios de agentes del COES, se tiene conocimiento que ante eventos de sobrefrecuencia, la unidad habría sido disparada por el relé de potencia inversa. 8.1.3 Estabilizador del Sistema de Potencia En la base de datos se han asumido algunos datos del estabilizador del sistema de potencia, sobre todo la ganancia y los límites de salida, puesto que los valores indicados parecen estar fuera del rango permitido. A menos de estos datos estimados, el modelo IEEEST junto con el modelo del sistema de excitación EXBAS, permiten representar con precisión la influencia del estabilizador en la referencia del sistema de excitación, aunque también si ingresa en el selector de mínimo/máximo valor como está instalado actualmente, puesto que previo al ingreso al punto de suma compensa la influencia del sistema de excitación por medio de sendos filtros de adelanto/atraso. No obstante, la característica de este sistema UNITROL que permite que la señal estabilizante siga estando presente aún si el control del puente de rectificadores lo ejerce el limitador de subexcitación, es muy relevante para representar el correcto funcionamiento de la unidad en casos de subexcitación, en los cuales el aporte del estabilizador puede ser decisivo. 8.1.4 Limitador de subexcitación La librería de modelos del PSS/E no cuenta con modelos apropiados para representar a este equipo adecuadamente, siendo imposible con ellos representar la forma de obtener la señal de error, el procesamiento ulterior mediante el PID, e intervenir en el modo en “sustitución” controlando directamente el puente rectificador. Esta característica es muy importante porque en Malacas, la intervención del limitador no inhibe la acción de la señal estabilizante que puede ser decisiva para controlar las oscilaciones de potencia en momentos en que el torque sincronizante es débil por las condiciones de subexcitación. Durante el relevamiento de CESI no se pudieron obtener datos que permitan caracterizar el desempeño, los límites de salida del limitador y las lógicas de intervención, las cuales deben ser muy precisas dado que el límite inferior podría interferir normalmente con las señales negativas desde el sistema de excitación para controlar sobretensiones en la red o ante oscilaciones bruscas por falla. 8.1.5 Limitador de sobreexcitación La librería de modelos del PSS/E no cuenta con modelos apropiados para representar a este equipo adecuadamente, dado que sólo permite una intervención de tiempo inverso. CESI no pudo relevar los datos porque no estaban disponibles durante su visita a la planta. Contemplar este modelo importa sobre todo para el bloque de rápida intervención, para verificar que no deteriore el aporte necesario del sistema de excitación para mantener el

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 95/108 torque sincronizante en oportunidad de fallas próximas, dado que la unidad tiene un papel muy relevante en el control de las tensiones en el área. 8.2 C.T. Aguaytía La información se recaba desde el Informe RETE-A2/0410682 Pruebas de Estabilidad Permanente, del 27/01/2003 desarrolado por CESI. En los ensayos no pudieron efectuarse las pruebas de aplicación de variaciones pequeñas. Ellas requerían la inyección de señales de perturbación (escalón de referencia) y el registro de señales internas de medida en los puntos apropiados de entrada y salida de los reguladores, que no estuvieron disponibles en la planta. En la central se comprobó que para acceder a esos puntos es necesario una intervención del constructor, al fin de configurar oportunamente los aparatos en prueba a través de una serie de cambios en el software y hardware, intervención que al momento el fabricante no estaba en condición de efectuar. Se observa en la descripción de dicho informe que las características de la planta son semejantes a las de la CT Malacas TGN4, por lo que las recomendaciones de ésta son aplicables a Aguaytía. 8.2.1 Reducción de Potencia en el Control Carga/Frecuencia Se conoce que la planta dispone de un sistema de control que reduce la potencia ante la detección de oscilaciones de potencia en la línea Aguaytía – Tingo María. Este esquema de control de emergencia no está modelado en la base de datos, y sería útil considerar este recurso estabilizante en la determinación de los límites de transporte en las líneas de evacuación de la central, sobre todo en condiciones de contingencia. 8.3 C.T. ILO 2 La información se recaba desde el Informe RETE-A2/0210865 “Pruebas de Estabilidad Permanente”, del 15/10/2002 desarrolado por CESI, y el Anexo 03 “Máquinas Eléctricas”. 8.3.1 Sistema de Excitación y Compensador El reporte de CESI contiene la información suministrada por el fabricante. El diagrama de bloques del fabricante adolece de límites de salida del regulador de tensión, y de los límites de salida de la excitatriz que alimenta al campo de la máquina, por lo cual no es apto para representar fenómenos de gran señal, aunque si lo es para pequeña señal. En el Anexo 03 se observa un diagrama semejante con la presencia de límites, pero éstos no están en unidades convenientes; en este esquema además se evidencia la influencia de la tensión terminal en la excitatriz, y además de la adición de una señal proporcional a la tensión de campo. En la base de datos no se representa con exactitud dado que no hay un modelo de librería que lo contenga completamente. El modelo empleado desprecia la representación de la exitatriz, aproxima la función del trasductor de lectura de tensión, y no considera la intervención de la tensión terminal y de la tensión de campo en el interior del lazo de control. Aunque se reporta un comportamiento satisfactorio ante las pruebas realizadas en campo, el modelo en la base de datos aún no ha sido homologado. Las pruebas efectuadas en la central no incluyen la aplicación de escalones de gran magnitud que permitan poner de relieve el desempeño ante gran señal, poniendo de manifiesto los límites de salida de la excitación. El lazo de compensación de potencia reactiva está deshabilitado, de modo que no influye en la representación. 8.3.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia En el reporte de CESI RETE-A2/0210865 se pone de manifiesto que no fue posible hacer las pruebas necesarias para caracterizar completamente el comportamiento dinámico del

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 96/108 lazo de control carga/frecuencia. Sólo se hicieron subidas y bajadas lentas de carga, y un cambio lo más rápido posible en la consigna de potencia. La representación actual con el modelo TGOV5 para estabilidad de mediano y largo término es estimada, y no se ha homologado la respuesta global mediante ensayos de campo. El objetivo de tal representación fue fijar una respuesta moderada para excursiones de gran señal, que pongan de manifiesto las limitaciones de la caldera en la respuesta de mediano término. Un modelo adecuado para ILO 2 debería incluir las alinealidades contenidas en la representación del diagrama de bloques suministrado por el fabricante en el Anexo 03, y la homologación de los principales parámetros representativos del ciclo térmico mediante pruebas de gran señal, que pongan de manifiesto dicho comportamiento. 8.3.3 Estabilizador del Sistema de Potencia No dispone. 8.3.4 Limitador de subexcitación Tanto la atuación en el modo “superposición” como la representación de la función de control de la recta límite son correctas en la Base de Datos, pero la función de procesamiento de la señal de error que parece ser del tipo PI no es posible representarla. Algunas pruebas efectuadas en la fase de construcción de la base de datos, permitieron concluir que el control proporcional de los modelos de PSS/E, dificulta hallar un buen compromiso entre celeridad de actuación para evitar una pérdida de estabilidad y evitar un funcionamiento oscilatorio ante sucesivas entradas y salidas del control. Es conveniente lograr una representación adecuada del comportamiento dinámico de este sistema de control, toda vez que esta área es proclive a los estados de subexcitación. 8.3.5 Limitador de sobreexcitación La librería de modelos del PSS/E no cuenta con modelos apropiados para representar a este equipo adecuadamente, dado que sólo permite una intervención de tiempo inverso. Los datos no han sido relevados en el informe. 8.4 C.H. Cañón del Pato La información se recaba desde el Informe RETE-A2/040660 “Pruebas de Estabilidad Permanente”, del 15/12/2002 desarrolado por CESI, y el Anexo 03 “Máquinas Eléctricas”. El modelo de la central en la base de datos está basado fundamentalmente en el contenido del Anexo 03, según la descripción de ABB del regulador de voltaje HPC 840 a partir del cual se adoptaron los diagramas de bloque, se estimaron algunos parámetros y se tomaron otros de carácter recomendado a ser verificados en planta. El regulador de velocidad se modeló de acuerdo a recomendaciones de ABB con parámetros tentativos a ser verificados posteriormente en planta. El informe de CESI citado dispone de una representación más acabada de los controles de planta, que debería reemplazar los valores estimados actualmente en la Base de Datos, y en donde resulte posible validar los mismos procurando una homologación de los modelos mediante la reproducción de algunos ensayos en campo. Los comentarios que siguen se refieren al informe de CESI 8.4.1 Sistema de Excitación y Compensador El modelo es coincidente con el adoptado en la base de datos, pero algunos de los parámetros son distintos y debieran modificarse verificando por simulación la concordancia de la respuesta con los ensayos. No obstante, el modelo requiere la incorporación de una señal de compensación proveneinte de la potencia reactiva en el punto de suma donde ingresa la referencia de excitación.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 97/108 8.4.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia Este control está representado esquemáticamente en el reporte de CESI. Faltan precisar aún las alinealidades ilustradas Pot/Iny, Iny/Def, y las dinámicas de los inyectores y deflectores, caracterizadas por el tiempo de respuesta de cada uno. Se destaca que esta central presenta una muy lenta velocidad de máxima apertura y cierre de los inyectores, debido a la baja capacidad de la “chimenea de equilibrio”, razón por la cual es conveniente tomar en cuenta la acción rápida de los deflectores para controlar los eventos que producen sobrefrecuencia, sin provocar cambios apreciables en la presión de la tubería y fluctuaciones de caudal. El sistema de aducción podría ser representado para que la constante de tiempo de arranque del agua pueda representar el valor apropiado en función del número de unidades que comparten cada tubería forzada y su caudal. También hay datos suficientes para representar con precisión el tunel de carga desde la presa hasta la chimenea de equilibrio, aunque hay que considerar de nuevo que sus parámetros dependen del despacho total de la central, lo cual podría tomarse en cuenta en un modelo de alta complejidad. 8.4.3 Estabilizador del Sistema de Potencia El diagrama de bloques corresponde al de la base de datos, aunque los parámetros son diferentes y debieran corregirse a los valores relevados en campo. Es conveniente observar la lógica ON/OFF que podría tener influencia ante grandes oscilaciones de potencia, dado que podría presumiblemente desafectar temporariamente la señal estabilizante cambiando notoriamente el comportamiento de la central. En el reporte no está acabadamente explicado el funcionamiento de la lógica. 8.4.4 Limitador de subexcitación Este limitador sólo está identificado en el informe de CESI. A menos de la banda muerta, este control puede ser representado con el modelo estandar MNLEX3 de la librería estandar del PSS/E, puesto que el control es proporcional y las señales de entrada son semejantes, aunque en PSS/E las entradas son proporcionales a la corriente y en el modelos relevado es proporcional a la potencia. 8.4.5 Limitador de sobreexcitación Este limitador está identificado en el informe de CESI. Este limitador requiere para su representación un modelo especial del sistema de excitación, que contemple la entrada de esta acción de control tanto en “superposición” (para valores normales de corriente) como en “sustitución” (para las corrientes de techo). 8.5 C.H. Carhuaquero La información se recaba desde el Informe RETE-A1/033527 Pruebas sobre los reguladores de tensión y velocidad, del 9/10/2002 desarrolado por CESI, y el Anexo 03 “Máquinas Eléctricas”. Los modelos de la base de datos actual se adoptaron desde la información disponible en el Anexo 03. 8.5.1 Sistema de Excitación y Compensador El diagrama de bloques del Anexo 03 provisto por ABB representa un sistema de excitación estático e indica la presencia de los límites en la cadena de control. El valor de los límites de salida resultan algo restrictivos en relación a los del regulador propiamente dicho, por lo cual se prefirió estimarlos. La variación de los límites de salida con la tensión terminal está bien representada en la base de datos. En el informe de CESI figura el mismo diagrama de bloques y constantes que en el Anexo 03, pero no consta la presencia de los límites en la cadena de control. Estos límites son muy útiles para evaluar el desempeño de la unidad ante fallas cercanas. Las gráficas de los ensayos podrían ser de utilidad para verificar la representación del modelo en pequeña señal.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 98/108 El sistema de excitación no dispone de elementos de compensación por potencia activa o reactiva. 8.5.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia Los datos recabados en el informe de CESI son de mayor calidad que los publicados en el Anexo 03, disponiendo de un diagrama de bloques completo del regulador, incluyendo una lógica de accionamiento ante grandes valores de frecuencia. El informe documenta el cálculo de la constante de tiempo de arranque del agua que no estaba disponible en la documentación del Anexo 03, y el valor del GD2 de las partes móviles de la unidad que también difiere del previo en la Base de Datos. Los datos del sistema de mando hidráulico no están disponibles en el informe de CESI, pero si están en el Anexo 03 y corresponden a ensayos efectuados en el año 1991, en que la potencia de la unidad era considerada de 27.8 MVA. Es conveniente revisar esta información para adoptar una representación conforme al estado actual de la planta, procurando una homologación con ayuda de los ensayos efectuados por CESI. 8.5.3 Estabilizador del Sistema de Potencia No dispone. 8.5.4 Limitador de subexcitación No se ha relevado, y se desconoce si existe y está activo. 8.5.5 Limitador de sobreexcitación No se ha relevado, y se desconoce si existe y está activo. 8.6 C.H. Machu Picchu La información se recaba desde el Informe RETE-A1/035628 “Pruebas sobre los reguladores de tensión y velocidad”, del 23/11/2001 desarrolado por CESI, el Anexo 03 “Máquinas Eléctricas” y los “Datos de la Renovación de la Central” suministrados por COES. La base de datos contiene para el alternador un conjunto coherente de parámetros no saturados obtenidos desde los Datos de la Renovación de la Central, completando la misma con algunos valores saturados disponibles en el informe de CESI. Los modelos de la base de datos actual se adoptaron desde la información disponible en el Anexo 03. 8.6.1 Sistema de Excitación y Compensador El modelo disponible en la base de datos es estimado, porque no hay modelos en la librería estándar del PSS/E que representen su topología. El ajuste del PI del modelo adoptado se estimó para que en conjunto presente un desempeño razonable para este equipo, estimando incluso los límites de la cadena de control. El informe de CESI documenta en detalle los componentes del lazo de control de la corriente de campo, la función PI del regulador de voltaje, aunque no se han puesto de manifiesto los límites de salida tanto de la excitatriz como del regulador de voltaje. Estos límites son indispensables para considerar el desempeño adecuado ante gran señal, tal como fallas próximas o eventos con posibilidad de pérdida de sincronismo. Un modelo representativo requiere además, considerar las acciones de los limitadores en sustitución ya que su intervención descarta no sólo la influencia del control de tensión sino también la de la señal estabilizante. No se han reportado elementos de compensación por potencia activa o reactiva. 8.6.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia El informe de CESI describe la topología y datos completos del regulador propiamente dicho, para los modos de funcionamiento en red aislada e interconectada. No hay modelos en la librería estándar del PSS/E que pueda representar esta función de transferencia en forma exacta, sobre todo cuando se da intervención al acelerómetro en red aislada.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 99/108 El sistema copiador o de los servomecanismos que accionan los inyectores no está descripto, ni se cuenta con datos del tiempo de respuesta y los máximos y mínimos tiempos de apertura y cierre del distribuidor. Dada la elevada constante de tiempo de la tubería forzada, es recomendable que para estudios de control de sobrefrecuencia, formación de islas equilibradas o reducción rápida de potencia, el modelo de esta central contemple la intervención de los deflectores, los cuales según el informe de CESI son gobernados mediante una controlador independiente PI acoplado al regulador de velocidad, aunque no está caracterizada la función de transferencia ni los tiempos de accionamiento del servomecanismo. 8.6.3 Estabilizador del Sistema de Potencia La información del estabilizador está completa, aunque desactualizada porque se conoce que se han efectuados trabajos en la planta para reemplazarlo por un equipo moderno, cuya señal de proceso es la integral de la potencia acelerante, tipo PSS2A de IEEE. 8.6.4 Limitador de subexcitación Este sistema de control trabaja en sustitución y en el informe de CESI está completamente documentados su lógica y parámetros de funcionamiento. No está representado en la base de datos dado que no hay modelos disponibles en la librería estándar del PSS/E que caractericen adecuadamente su funcionamiento, además de que requerirían que el sistema de excitación permita la intervención en el modo sustitución. Los modelos de limitadores disponibles en PSS/E trabajan en superposición. 8.6.5 Limitador de sobreexcitación Este sistema de control trabaja en sustitución y en el informe de CESI está completamente documentados su lógica y parámetros de funcionamiento. No está representado en la base de datos dado que no hay modelos disponibles en la librería estándar del PSS/E que caractericen adecuadamente su funcionamiento, además de que requerirían que el sistema de excitación permita la intervención en el modo sustitución. Los modelos de limitadores disponibles en PSS/E trabajan en superposición. 8.6.6 Limitador Volt/Hertz y de Máxima Corriente Estatórica El informe de CESI ha documentado completamente su lógica y parámetros de funcionamiento. No es posible representarlo en PSS/E como modelos independientes, requieren su inclusión dentro de las lógicas del sistema de excitación. 8.7 C.H. San Gabán La información se recaba desde el Informe RETE-A2/021260 “Pruebas de estabilidad permanente”, del 15/10/2002 desarrolado por CESI, y el Anexo 03 “Máquinas Eléctricas”. 8.7.1 Sistema de Excitación y Compensador El sistema de excitación fue modelado en acuerdo con el informe de CESI, cuya topología y datos representan adecuadamente lo informado por el fabricante y las planillas de comisionamiento de la central. El funcionamiento es apto para estudios de pequeña señal, pero los límites para gran señal no han sido verificados. En la base de datos estos límites se adoptaron a partir de la máxima corriente de techo de campo admitida para la excitación, el límite inferior es estimado. El modelo no contempla ninguna función de transferencia para la excitatriz, o de control de la corriente de campo. De modelarse, debiera considerarse que los límites de salida deben variar con la tensión terminal como en los documentos de Alstom. El resultado de la reproducción de los ensayos de apertura de la línea Azángaro – Juliaca en este informe, permite afirmar que el modelo de excitación se puede considerar homologado para estudios de pequeña señal. 8.7.2 Sistema de Control Carga/Frecuencia El sistema de control carga/frecuencia está representado con bastante aproximación. El modelo no puede considerar el acelerómetro o acción derivativa, aunque los parámetros

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 100/108 relevados en la central, y las recomendaciones del fabricante coinciden en que su valor debe ser 0, despreciando este bloque. El tiempo de respuesta del mecanismo de potencia se ha estimado, en tanto que la máxima velocidad de apertura/cierre del distribuidor se tomó a partir de los datos del fabricante. La lógica de intervención y el control de los servomecanismos del deflector no están representados en este modelo. Los tiempos de respuesta están expuestos entre los datos del fabricante. Si bien el bajo valor de la constante de tiempo de arranque del agua haría innecesario contemplar este lazo para la mayoría de las simulaciones en que se emplea el modelo, para los estudios de formación de islas equilibradas, reducción rápida de carga y control de sobrefrecuencia podría ser útil contar con una representación más precisa de este lazo de control. 8.7.3 Estabilizador del Sistema de Potencia La información del estabilizador está completa, aunque presuntamente desactualizada porque se conoce que estarían en marcha o por comenzar los trabajos de reemplazo por un estabilizador que procesa la señal de error a partir de la integral de potencia acelerante, del tipo PSS2A de IEEE. 8.7.4 Limitador de subexcitación El modelo adoptado de la librería estándar de PSS/E representa bien la conformación de la señal de error a partir de la potencia activa, reactiva y la tensión terminal. El procesamiento de la señal de error en el equipo real es del tipo PI y en el modelo es únicamente proporcional. En estudios de rechazos de carga con sobretensiones residuales, sería deseable contar con un controlador PI capaz de reproducir la intervención del equipo real, sobre todo para esta central que es proclive a estar expuesta a estados de sobretensión ante el alivio de carga. 8.7.5 Limitador de sobreexcitación En la base de datos está representado estimativamente la intervención de la señal de control que actúa por superposición, no estando disponible la acción de control por sustitución. Para una representación fiel de este sistema de control, hay que desarrollar el código dentro del modelo del sistema de excitación, dado que no se admiten 2 señales VOEL (canal del limitador de sobreexcitación) en los modelos de PSS/E. Los datos y función de transferencia están documentados en forma completa en el informe de CESI. 8.8 C.H. Charcani V La información se recaba desde el Informe RETE-A2/021863 Pruebas de Estabilidad Permanente, del 15/10/2002 desarrolado por CESI, de la información provista por la central para el estudio de Rechazo de Cargas en el SEIN 2003, y de la documentación de Alstom Atlantique entregada para el Estudio de Coordinación de Protecciones. En primer lugar, es preciso destacar que los ensayos efectuados por CESI en la planta tuvieron como objetivo efectuar un diagnóstico del desempeño de la central observando su respuesta ante perturbaciones de diverso grado en el sistema. Se concluye en dicho informe a partir de las pruebas efectuadas, que la respuesta del grupo en cuanto al control de tensión y frecuencia es satisfactoria. Si bien no fue el objetivo principal de la visita la identificación completa de los sistemas de control, se destaca que no se pudo recabar información suficiente como para representar su comportamiento detallado en simulaciones digitales. Tanto el sistema de Excitación, el Regulador Carga/Frecuencia, el Estabilizador del Sistema de Potencia y los limitadores de sobre y subexcitación tienen datos estimados en la Base de Datos, siguiendo la descripción aportada en el informe A2/021863.


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Se observa por tanto, que esta central requiere una identificación completa de los parámetros y límites de sus sistemas de control, a partir de pruebas de pequeña y gran señal que permitan poner de manifiesto las características dinámicas de su respuesta identificando el comportamiento de cada componente. Muchos de los registros de ensayo disponibles y que se han documentados en el informe A2/021863, podrían emplearse para homologar las respuestas de la unidad con el modelo de simulación, para verificar la representatividad del conjunto. 8.9 Conclusiones De las tareas de análisis de la representatividad de los modelos de simulación, se desprenden las conclusiones que se enuncian a continuación. Estas conclusiones son de carácter general, dado las características especiales de cada uno de los equipos de control:

A partir de los antecedentes, en ningún caso se ha efectuado una validación exhaustiva por simulación empleando los modelos de la actual base de datos del SEIN, para evaluar la representatividad de los modelos y parámetros de los equipos de control relevados en las tareas de identificación en campo de cada central. Observando los resultados de la validación del modelo mediante la reproducción de los eventos, se desprende que a pesar de la falta de validación individual, el modelo de simulación ha permitido identificar con éxito la naturaleza de los problemas y estimar la magnitud de las consecuencias de los fenómenos involucrados. Esto implica que los datos relevados y aquellos parámetros y límites estimados para completar la representación son como mínimo razonables. La representación es en la mayoría de los casos adecuada para simular los fenómenos de pequeña señal, pero debería completarse mediante el relevamiento de datos y/o el desarrollo de modelos más acordes a los equipos reales, para que la validez del modelo alcance también a los fenómenos de gran señal que ponen de manifiesto los límites electrónicos, mecánicos o hidráulicos de los componentes de control, o los que provocan la intervención de los limitadores destinados a la protección de la unidad. Finalmente, durante la revisión se observaron algunos datos de inercia y constantes de tiempo de arranque del agua que son posteriores a la información disponible para la construcción de la Base de Datos del SEIN, y que permitirían mejorar la representación. Se destaca que las tareas de análisis de la información para la construcción de la Base de Datos Dinámicos en el ámbito del Estudio de Coordinación de las Protecciones, se finalizó a fin de Julio 2002, fecha anterior a la disponbililidad de los informes revisados en el marco de este proyecto.

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 102/108 ANEXO 1: ESTIMACIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA DE LÍNEAS

Tabla 6: Capacidad estimada de líneas de transmisión Barra Extremo FROM

Barra Extremo TO

Tensión [kV]

No.BusFROM

No.BusTO CKT Capacidad

[MVA]

MACHALA ZORRITOS 220 12002 12108 1 247.68 MANCORA ZORRITOS 60 14002 14110 1 56.12 ZARUMILL TUMBES 60 14008 14118 1 35.33 LAUNION SECHURA 60 14010 14012 1 19.00 LAUNION PIURAOES 60 14010 14018 1 42.61 SECHURA CONSTANT 60 14012 14016 1 19.00 PIURAOES PIURACEN 60 14018 14020 1 38.00 PIURAOES PAITA 60 14018 14034 1 56.12 PIURAOES TEXTPIUR 60 14018 14054 1 35.33 PIURAOES EJIDOS 60 14018 14076 1 56.12 HUARAZ CARAZ 66 14024 14030 1 39.20 SULLANA ELARENAL 60 14028 14032 1 35.33 ELARENAL T-COLAN 60 14032 14038 1 35.33 PAITA T-COLAN 60 14034 14038 1 35.33 PARIAC T-PARIAC 66 14036 14100 1 39.20 T-COLAN COLAN 60 14038 14124 1 19.00 T-TPIUSU TEXTPIUR 60 14040 14054 1 35.33 T-TPIUSU CURUMUY 60 14040 14104 1 35.33 CHULUCAN EJIDOS 60 14042 14076 1 56.12 CAJAMARC CHILETE 60 14064 14098 1 56.12 CAJAMARC SANMARCO 60 14064 14134 1 35.33 EJIDOS CASTILLA 60 14076 14080 1 35.33 9DEOCTUB PTOANTAM 66 14078 14106 1 39.20 9DEOCTUB HUARMEY 66 14078 14148 1 39.20 GALLCIEG TEMBLADE 60 14094 14096 2 56.12 TEMBLADE CHILETE 60 14096 14098 1 56.12 ZORRITOS TUMBES 60 14110 14118 1 56.12 SANMARCO CAJABAMB 60 14134 14144 1 35.33 CHICLGMT CHICLSLZ 10.5 16014 16050 1 15.00 PIURATG PIURA 10 16024 17022 1 21.00 PIURATG PIURA 10 16024 17022 2 21.00 INADE SULLANA 10 16030 17172 1 17.50 CHICLSLZ CHICLAYO 10.5 16050 17048 1 15.00 CHIMBTG1 SIDERNOR 13.2 16067 16068 1 45.70 SIDERNOR CHIMBTG2 13.2 16068 16069 2 45.70 SIDERSUR CHIMBTG3 13.8 16070 16071 1 28.70 SIDERSUR CHIMBOT2 13.8 16070 17178 1 50.00 CEMPACSZ CEMPACAS 6.3 16092 17074 1 30.00 PIURAOE1 PIURAOE2 10 17024 17026 1 30.00 CHIMBO11 CHIMBO12 13.8 17106 17108 1 36.00 GUADALU1 GUADALU2 10 17142 17144 1 10.00 CHAVASVC CHAVARR 60 24000 24008 1 50.00 CHAVARR PTEPIEDR 60 24008 24010 1 56.12 PERSHING C2-PERSH 60 24034 24178 1 77.94 BALNEARI LIMATAM1 60 24040 24120 1 56.12 BALNEARI LIMATAM1 60 24040 24120 2 56.12 BALNEARI BALNESVC 60 24040 24124 1 75.00 BALNEARI BARRANCO 60 24040 24126 1 56.12


Barra Extremo FROM

Barra Extremo TO

Tensión [kV]

No.BusFROM


[MVA]

BALNEARI BARRANCO 60 24040 24126 2 56.12 BALNEARI NEYRA 60 24040 24128 1 56.12 BALNEARI NEYRA 60 24040 24128 2 56.12 BALNEARI T-PUENT1 60 24040 44088 1 56.12 BALNEARI MONTERRI 60 24040 44114 1 56.12 SANJUAN TRENELEC 60 24048 24056 1 56.12 SANJUAN VILMARIA 60 24048 24058 1 56.12 SANJUAN VIELSALV 60 24048 24064 1 56.12 SANJUAN ATOCONGO 60 24048 24070 2 56.12 SANJUAN LURIN 60 24048 24074 1 56.12 SANJUAN SANJUAN3 60 24048 24172 1 105.00 INDEPEND T-PARACA 60 24052 24150 1 35.33 INDEPEND T-CARMEN 60 24052 24160 1 35.33 INDEPEND T-PNUEVO 60 24052 24166 1 35.33 MARCONA BELUNION 60 24060 24116 1 42.61 MARCONA T-PALPA 60 24060 24148 1 35.33 VIELSALV T-PACHAC 60 24064 24176 1 56.12 ICA STAMARGA 60 24066 24108 1 19.00 ICA T-ICANOR 60 24066 24154 1 35.33 BARSI C4-BARSI 60 24068 24138 1 56.12 BARSI C6-BARSI 60 24068 24146 1 55.08 PACHACAM T-PACHAC 60 24072 24176 1 42.61 LURIN SBARTOLO 60 24074 24078 1 42.61 LASPRADE SBARTOLO 60 24076 24078 1 42.61 LASPRADE T-PACHAC 60 24076 24176 1 42.61 TAMBDMOR T-PEDREG 60 24082 24164 1 35.33 CHINCHA T-MORA 60 24084 24162 1 35.33 CHINCHA T-PNUEVO 60 24084 24166 1 35.33 PISCO T-ALTLUN 60 24086 24152 1 35.33 STA.ROSV JGALVEZ 60 24090 24118 1 56.12 STA.ROSV STAROSA2 60 24090 44056 1 125.00 STA.ROSV S.ANITA 60 24090 44112 1 56.12 ALTDLUNA T-ALTLUN 60 24092 24152 1 35.33 PARACAS T-PARACA 60 24094 24150 1 35.33 ICANORTE T-ICANOR 60 24098 24154 1 35.33 MEPSA T-MEPSA 60 24102 24168 1 56.12 PANDO C4-BARSI 60 24106 24138 1 56.12 PALPA T-PALPA 60 24110 24148 1 35.33 NAZCA PUQUIO 60 24112 24114 1 35.33 NAZCA T-PALPA 60 24112 24148 1 35.33 LIMATAM1 SISIDRO1 60 24120 24130 1 56.12 LIMATAM2 SISIDRO2 60 24122 24132 2 56.12 LIMATAM2 SALAMAN2 60 24122 44014 1 56.12 NEYRA SISIDRO2 60 24128 24132 1 56.12 C6-BARSI C2-PERSH 60 24146 24178 1 56.12 T-PARACA T-ALTLUN 60 24150 24152 1 35.33 T-ICANOR TACAMA 60 24154 24156 1 35.33 TACAMA VILLACUR 60 24156 24158 1 35.33 T-CARMEN T-MORA 60 24160 24162 1 35.33 T-MORA T-PEDREG 60 24162 24164 1 35.33 T-PEDREG PEDREGAL 60 24164 24170 1 35.33 INDECS01 INDEPEND 10 26000 27094 1 40.00 YAUPI2 OXAPAMPA 138 41002 41004 1 75.05


Barra Extremo FROM

Barra Extremo TO

Tensión [kV]

No.BusFROM


[MVA]

COTARU21 COTARUSE 220 42160 42162 F 304.83 COTARUSE COTARU11 220 42162 42164 F 304.83 COTARUSE COTARU12 220 42162 42166 F 304.83 COTARUSE COTARU22 220 42162 42168 F 304.83 NUCONDOR CALLAHU1 60 44000 44078 1 56.12 LAPLANIC HUACHIPA 60 44002 44084 1 38.00 LAPLANIC HUACHIPA 60 44002 44084 2 38.00 HUANCAVE INGENIO 60 44018 44048 1 56.12 PUCALLP1 PINDPUC 60 44026 44052 1 56.12 PUCALLP1 PUCALLP2 60 44026 44218 1 56.12 PUCALLP1 PUCALLP2 60 44026 44218 2 56.12 PAMPAS COBRIZAI 69 44038 44074 1 71.70 INGENIO CAUDALOS 60 44048 44050 1 56.12 STAROSA2 T-PUENT1 60 44056 44088 1 56.12 STAROSA2 T-PUENT2 60 44056 44090 2 56.12 PUENTE T-PUENT1 60 44076 44088 1 56.12 PUENTE T-PUENT2 60 44076 44090 2 56.12 HUACHIPA S.CLARA 60 44084 44110 1 56.12 HUACHIPA S.ANITA 60 44084 44112 1 56.12 ÑAÑA S.CLARA 60 44086 44110 1 56.12 T-PUENT2 MONTERRI 60 44090 44114 1 56.12 PLANTZIN TORREN8 50 47012 47358 1 33.43 PARAGSH1 CHICRIN 50 47040 47198 1 29.70 HUARON SANJOSE 50 47076 47154 1 18.88 SANMATEO HUANCHOR 50 47124 47210 1 23.00 CFRANCIS CASAPALC 50 47132 47170 1 18.88 UCHUCHAC CASHUACR 33 47152 47360 1 9.00 UCHUCHAC IZCAYCRU 33 47152 47362 1 13.00 HUAYUCA1 HUAYUCA2 10.3 47168 47226 1 10.00 CHICRIN CHAPRIN 50 47198 47222 1 29.70 CHICRIN MINATACO 50 47198 47224 1 29.70 CASADFUE COTRELL 50 47276 47312 1 33.43 COTRELL TORREN8 50 47312 47358 1 33.43 BOTIFHID BOTIFLAC 69 54004 54008 1 71.70 ALTOZAPA ICHUPAMP 66 54006 54010 1 39.20 CHILTV12 CHILCF60 5.25 56076 56084 1 9.20 ILOTV1 ILOTV2 13.8 56114 56116 1 25.00 CHARCAII CHARC123 5.25 56128 57164 1 3.50 CHARCIII CHARC123 5.25 56130 57164 1 3.50 CHARCIII CHARC123 5.25 56130 57164 2 3.50 CHILINCC CHILINA1 33 57004 57156 1 40.00 JESUS1 JESUS2 33 57034 57054 1 22.50 CHARCANI CHAR1234 33 57050 57172 2 18.92 CHILINA CHILINA1 33 57052 57156 1 35.00 CHILINA CHILINA1 33 57052 57156 2 35.00 CHILINA CHILCHA1 33 57052 57160 1 38.00 CHARCAVI CHILCHA2 33 57072 57162 1 38.00 MOQUEGU1 MOQUEGU2 10 57094 57098 1 50.00 TOMASIRI LOCUMBA 10.5 57108 57114 1 5.00 HUANCARA ARES 66 64000 64024 1 39.20 T-CHUQUI ABANCAY 60 64004 64008 1 42.61 T-CHUQUI CHALHUAN 60 64004 64012 1 19.00 T-CHUQUI CHUQUIBA 60 64004 64014 1 42.61


Barra Extremo FROM

Barra Extremo TO

Tensión [kV]

No.BusFROM


[MVA]

BELLAVIS PUNO 60 64006 64144 1 19.00 ABANCAY ANDAHUAY 60 64008 64010 1 38.00 CACHIMAY PISAC 60 64016 64030 1 42.61 PAUCARTA PISAC 60 64018 64030 1 42.61

AZANGARO 60 64020 64042 1 38.00 CAYLLOMA ARES 66 64022 64024 1 39.20 CAYLLOMA CALLALLI 66 64022 64150 1 39.20 ILAVE POMATA 60 64026 64028 1 38.00 ILAVE PUNO 60 64026 64144 1 38.00 TAPARACH JULIACA 10.5 66028 67010 1 17.50 TAPARACH JULIACA 10.5 66028 67010 2 17.50 RACCHI CACHIMAY 33 67006 67134 1 15.00 HUAYLLAC CAYLLOMA 15 67012 67080 1 5.00 TINTAYA1 TINTAYA2 10 67076 67096 1 17.50 TINTAYA1 TINTAYA2 10 67076 67096 2 17.50 ARES ARCATA1 33 67084 67120 1 11.00

ANTAUTA

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 106/108 ANEXO 2: DOCUMENTACION DE LOS ESCENARIOS BASE

Anexo 2 ANEXO 3: DOCUMENTACION DE LOS ESCENARIOS BASE CON C.H. YUNCAN

Anexo 3 ANEXO 4: DATOS EMPLEADOS PARA REPRESENTAR LA C.H. YUNCAN

Xl [pu]: 0.13000 Estimado

Descripción general La Central Hidráulica Yuncan consiste de 3 unidades de 48.2 MVA y cos ϕ = 0.90. Las turbinas son del tipo Pelton, de 450 rpm, alimentadas por tuberías independientes con un salto neto de 450 m y un caudal de 10 m3/s. Las unidades están vinculadas al sistema de 220 kV a través de transformadores independientes de 2 arrollamientos de relación 220 ± 2 x 2.5 % / 13.8 kV, grupo YNd1, con una impedancia de cortocircuito de µCC=12.26 %. Se adoptó una impedancia homopolar del 85 % de la de secuencia positiva. Datos empleados para modelar el generador Se documenta a continuación los datos empleados para modelar la unidad 1 en los estudios de sistemas de potencia, indicando la naturaleza de cada uno. Las unidades 2 y 3 se consideran iguales. Nro.bus : 46024 Empresa : ELEANDES Nombre PSS/E: 'YUNCAN1 ' Grupo : YUNCAN Identif.(ID): '1 ' Tipo : H Un [kV]: 13.8000 Pmax [MW]: 43.380 Nominal Sn [MVA]: 48.200 Pmin [MW]: 20.000 Estimado cosfi : 0.900 Nominal PARAMETROS DINAMICOS (No Saturados)(Modelo GENSAL) T'do [s]: 5.7288 Ensayo T"do [s]: 0.62834E-01 Ensayo T"qo [s]: 0.14000 Estimado H [s]: 1.7795 Calculado D [s]: 0.0000 Xd [pu]: 1.0450 Ensayo Xq [pu]: 0.73000 Estimado X'd [pu]: 0.31010 Ensayo X"d [pu]: 0.26650 Ensayo

S(1.0) : 0.10680 Ensayo S(1.2) : 0.35238 Ensayo X"q [pu]: 0.34000 Estimado (Sin Uso) PARAMETROS DE SECUENCIA (Valores Saturados, en PU) R1 : 0.00234 Ensayo X1 : 0.21853 Estimado R2 : 0.00994 Estimado X2 : 0.25321 Estimado R0 + 3RN : 181.49003 Estimado X0 + 3XN : 0.10000 Estimado R0 (RN=0) : 0.00655 Estimado X0 (XN=0) : 0.10000 Estimado

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 107/108 DATOS CURVA DE CAPACIDAD Sobreexcitacion Subexcitacion QG(PG= 0%)[MVAr] 33.740 Estimado -31.330 Estimado QG(PG= 25%)[MVAr] 32.701 Estimado -27.563 Estimado QG(PG= 50%)[MVAr] 30.324 Estimado -23.796 Estimado QG(PG= 75%)[MVAr] 26.498 Estimado -20.028 Estimado QG(PG=100%)[MVAr] 21.010 Estimado -16.261 Estimado

Datos empleados para modelar los equipos de control Modelo del control Potencia/Frecuencia Los datos para modelar el governor han sido completamente estimados, excepto la constante de tiempo de arranque del agua (TW). Se seleccionó el modelo HYGOV de la librería estándar del PSS/E para representarlo. El cálculo de la constante de tiempo de arranque del agua para representar la dinámica de la tubería de aducción se efectuó sobre la tubería de presión más larga (717.06 m), empleando los siguientes tramos de sección constante, a un caudal de 10 m3/s:

Longitud [m] Diámetro [m] Tramo 1 50.00 3.4 Tramo 2 573.66 2.6 Tramo 3 37.21 2.1 Tramo 4 19.30 1.7 Tramo 5 36.89 1.2

El cálculo determina una constante TW=0.37315 s. El reporte de los datos según la actividad DOCU del PSS/E es el siguiente: ** HYGOV ** BUS NAME BSKV MACH C O N S S T A T E S V A R S 46024 YUNCAN1 13.8 1 9930-9941 3668-3671 1124-1125 R-PERM R-TEMP TR TF TG VELM GMAX GMIN TW AT DTURB QNL 0.056 0.389 8.00 0.150 1.200 0.050 0.92 0.00 0.37 1.06 1.50 0.060 Modelo del control de Excitación El modelo del sistema de excitación se describe en los datos de la central como “Brushless”, o sea con una excitatriz de corriente alterna y diodos rotantes no controlados, con regulador de tensión ABB-Unitrol. La descripción puede asimilarse al modelo EXBAS de la librería estándar del PSS/E, con todos los parámetros estimados. El reporte de los datos según la actividad DOCU del PSS/E es el siguiente: ** EXBAS ** BUS NAME BSKV MACH C O N S S T A T E S 46024 YUNCAN1 13.8 1 6926-6946 2546-2552 TR KP KI KA TA TB TC VRMAX VRMIN 0.025 1.000 0.000 250.000 0.015 0.043 0.190 8.000 -6.400 KF TF TF1 TF2 KE TE KC KD 0.042 2.600 0.043 0.190 1.000 0.300 0.090 0.150 E1 S(E1) E2 S(E2) 4.5000 0.0555 6.0000 0.2361

CESI A4/008988-Rv.00Informe Final RETE Rete Trasmissione & Distribuzione Pag. 108/108 ANEXO 5: MODOS CRÍTICOS SIN PSS - ESCENARIOS BASE Y ESCENARIOS EN CONTINGENCIA

Anexo 5 ANEXO 6: MODOS CRÍTICOS SIN PSS - ESCENARIOS CON C.H. YUNCAN

Anexo 6

Documents

Estudio de Estabilidad Permanente en el SEIN de Perúrev 0.0).pdfAprobado: Ing. B. Cova CESI Via R. Rubattino 54 Capitale sociale 8 550 000 Euro Registro Imprese di Milano Centro Elettrotecnico