Estudio de rechazo de carga por minima frecuencia 2011

8/18/2019 Estudio de rechazo de carga por minima frecuencia 2011

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Estudio de Rechazo Automáticode Carga/Generación del SEIN Año 2011

INFORME FINAL

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ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................6 2. EVALUACIÓN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES..................................................7

2.1 Esquemas de rechazo de carga/generación vigentes ........................................7 2.1.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia(ERACMF)....................................................................................................................72.1.1.1 ERACMF vigente de la Zona Norte..............................................................72.1.1.2 ERACMF vigente de la Zona Centro ............................................................72.1.1.3 ERACMF vigente de la Zona Sur .................................................................72.1.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia(EDAGSF) vigente ........................................................................................................82.1.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión(ERACMT) vigente.......................................................................................................8

2.2 Actuación de los esquemas vigentes en el periodo setiembre 2009 – agosto2010 9

2.2.1 Eventos en que se activó el ERACMF ..........................................................92.2.2 Colapso del Área Sur del SEIN en el evento ocurrido a las 14:44 del14.01.2010...................................................................................................................142.2.3 Eventos en que se activó el EDAGSF .........................................................162.2.4 Eventos en que se activó el ERACMT........................................................17

3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL “ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DECARGA / GENERACIÓN DEL SEIN – AÑO 2010” .......................................................18

3.1 Criterios para el diseño del ERACMF y del EDAGSF vigentes ...................18 3.2 Criterios para el diseño del ERACMT............................................................19

4. REVISIÓN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO ....................21 4.1 ERACMF de la Zona Sur del SEIN.................................................................21 4.2 ERACMF de la Zona Norte del SEIN .............................................................21

4.3 ERACMF de la Zona Centro del SEIN ...........................................................22 5. DEFINICIÓN DE LAS ZONAS DEL SEIN.............................................................22 6. MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANÁLISIS......................................23

6.1 Modelo del SEIN................................................................................................23 6.2 Escenarios de análisis ........................................................................................23

7. DEFINICIÓN DE LOS ESQUEMAS.......................................................................25 8. ERACMF DE LA ZONA 3 (ÁREA SUR)..................................................................26

8.1 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con elERACMF vigente en el Área Sur.................................................................................26


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8.1.1 Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011........................268.1.2 Escenario de media demanda en la avenida del año 2011...........................278.1.3 Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 ........................288.1.4 Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011..........................298.1.5 Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011.............................308.1.6 Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011 ..........................31

8.2 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con elesquema propuesto. .......................................................................................................32

8.2.1 Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011........................338.2.2 Escenario de media demanda en la avenida del año 2011...........................338.2.3 Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 ........................348.2.4 Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011..........................358.2.5 Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011.............................368.2.6 Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011 ..........................37

9. ERACMF DE LA ZONA 1 (Área Norte desde Trujillo hasta Zorritos)...................39 9.1 Desconexión por falla del enlace Chimbote-Trujillo con el ERACMF vigenteen la Zona Norte. ...........................................................................................................39

9.1.1 Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011........................399.1.2 Escenario de media demanda en la avenida del año 2011...........................409.1.3 Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 ........................41

9.2 Desconexión por falla del enlace Chimbote-Trujillo con el ERACMFpropuesto en la Zona 1. .................................................................................................42


9.3 Desconexión por falla del enlace Chiclayo – La Niña con el ERACMFpropuesto en la Zona 2. .................................................................................................45


9.4 Desconexión por falla del enlace La Niña - Piura Oeste con el ERACMFpropuesto en la Zona 2. .................................................................................................48

9.4.1 Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011........................489.4.2 Escenario de media demanda en la avenida del año 2011...........................499.4.3 Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 ........................509.4.4 Escenario de media demanda en la avenida del año 2011...........................51

Figura 9.12 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) ..........................................52 9.4.5 Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011..........................529.4.6 Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011.............................53

Figura 9.14 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) ..........................................54 9.5 Desconexión por falla del enlace Trujillo Norte - Guadalupe con elERACMF propuesto en la Zona 2. ..............................................................................54

9.5.1 Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011.............................54 Figura 9.15 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) ..........................................55


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10. ERACMF DE LA ZONA 2 (Área Centro y subestación chimbote) .....................56 10.1 Desconexión de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP, con elERACMF vigente en el Área Centro...........................................................................56

10.1.1 Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011..........................5610.1.2 Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011.............................5710.1.3 Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011 ..........................57

10.2 Desconexión de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP, con elERACMF propuesto en la Zona 2. ..............................................................................58

10.2.1 Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011..........................5910.2.2 Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011.............................5910.2.3 Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011 ..........................60

11. ERACMF DEL SEIN – DESCONEXIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN 62

12. EDAGSF DEL SEIN..............................................................................................70 12.1 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con elEDAGSF vigente............................................................................................................70

12.1.1 Escenario de máxima demanda de la avenida del año 2011........................7012.1.2 Escenario de media demanda de la avenida del año 2011...........................7112.1.3 Escenario de mínima demanda de la avenida del año 2011 ........................7112.1.4 Escenario de máxima demanda del estiaje del año 2011.............................7212.1.5 Escenario de media demanda del estiaje del año 2011................................7312.1.6 Escenario de mínima demanda del estiaje del año 2011 .............................74

12.2 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con elEDAGSF propuesto.......................................................................................................75

12.2.1 Escenario de máxima demanda de la avenida del año 2011........................7612.2.2 Escenario de media demanda de la avenida del año 2011...........................7712.2.3 Escenario de mínima demanda de la avenida del año 2011 ........................7812.2.4 Escenario de máxima demanda del estiaje del año 2011.............................7912.2.5 Escenario de media demanda del estiaje del año 2011................................8012.2.6 Escenario de mínima demanda del estiaje del año 2011 .............................81

13. ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA Y GENERACIÓN PROPUESTOS PARA EL AÑO 2011 ...............................................................................83

13.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia(ERACMF).....................................................................................................................83

13.1.1 ERACMF de la Zona 1 (Área Norte desde Trujillo hasta Zorritos)............8313.1.2 ERACMF de la Zona 2 (Área Centro y subestación Chimbote 1) ..............8313.1.3 ERACMF de la Zona 3 (Área Sur)..............................................................83

13.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia(EDAGSF) ......................................................................................................................84 13.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión(ERACMT).....................................................................................................................84

14. OBSERVACIONES Y RECOMENDACIONES COMPLEMENTARIAS..........85

ANEXO I - LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES AL INFORME PRELIMINAR....................................................................................................................86


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I.1 OBSERVACIONES DE EDEGEL........................................................................86 I.2 OBSERVACIONES DE ENERSUR .....................................................................87 I.3 OBSERVACIONES DE ANTAMINA..................................................................90 I.4 OBSERVACIONES DE SOUTHERN (CORREO).............................................91 I.5 OBSERVACIONES DE GMP (CORREO)..........................................................92

ANEXO II - ZONAS DEL SEIN .......................................................................................93 ANEXO III - AJUSTES DE FRECUENCIA DE PROTECCIONES PROPIAS DEUNIDADES DE GENERACIÓN DEL SEIN ...................................................................95 ANEXO IV - INSTALACIONES FUTURAS....................................................................97 ANEXO V – AMPLIACIONES DE CARGA DE USUARIOS LIBRES..........................99 ANEXO VI - DESPACHOS DE GENERACIÓN...........................................................100 ANEXO VII - PROTECCIONES PROPIAS DE GRANDES CLIENTES....................103 ANEXO VIII - REFERENCIAS......................................................................................104


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1. INTRODUCCIÓN

De acuerdo a la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real delos Sistemas Interconectados (NTCOTR), la Dirección de Operaciones del COES-SINAC(DOCOES) debe elaborar anualmente un estudio para establecer los esquemas derechazo automático de carga para prever situaciones de inestabilidad. Asimismo, debeproponer un esquema de rechazo automático de generación por sobrefrecuencia.

El presente informe se presenta para dar cumplimiento al “Procedimiento para supervisarla implementación y actuación de los esquemas de rechazo automático de carga ygeneración”, en adelante “el Procedimiento”, que textualmente indica lo siguiente:

“6.2.4 El Informe Final del Estudio de RACG y las especificaciones de los esquemas deRechazo de carga/generación serán aprobados por el COES-SINAC hasta el 30 desetiembre de cada año, y serán remitidos a las empresas integrantes del SEIN con copiaal OSINERGMIN hasta la referida fecha, adjuntando los respectivos documentos delevantamiento de observaciones y la distribución de las magnitudes de Rechazos deCarga totales por etapa a rechazar por cada Cliente”


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2. EVALUACIÓN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES

2.1 Esquemas de rechazo de carga/generación vigentes

Las especificaciones técnicas de los esquemas de rechazo de carga/generación vigentesfueron determinadas en el estudio de rechazo automático de carga/generación del año2010 [1] y son:

2.1.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia(ERACMF)

2.1.1.1 ERACMF vigente de la Zona Norte

Nú mer o Po rc en taj ede de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION

Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)1 5,2% 59,00 0,15 59,8 -0,75 0,302 7,8% 58,90 0,15 59,8 -0,75 0,303 4,0% 58,80 0,15 59,8 -0,75 0,304 10,0% 58,70 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada5 8,0% 58,60 0,15 no incluye el tiempo requerido por cada relé

Reposición 2,5% (2) 59,10 30,0 para la medición de la derivada de la frecuencia(2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz

RELES DE DERIVADARELES DE UMBRAL

2.1.1.2 ERACMF vigente de la Zona Centro

Número Porcentajede de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION

Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)1 5,2% 59,00 0,15 59,8 -0,65 0,152 7,8% 58,90 0,15 59,8 -0,65 0,153 4,0% 58,80 0,15 59,8 -0,65 0,154 5,0% 58,70 0,15 59,8 -1,1 0,155 5,0% 58,60 0,156 12,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada

Reposición 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé(2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz

RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA

2.1.1.3 ERACMF vigente de la Zona Sur


Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)1 5,2% 59,00 0,15 59,8 -1,1 0,152 7,8% 58,90 0,15 59,8 -1,1 0,153 4,0% 58,80 0,15 59,8 -1,1 0,154 10,0% 58,70 0,15 59,8 -1,5 0,155 10,0% 58,60 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada

Reposición 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé(2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz(3) En la Zona Sur, la temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s



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2.1.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia(EDAGSF) vigente

CENTRAL UNIDAD (Hz / s) (Hz) (s) (Hz) (s)

C.T. Aguaytía TG1 61,0 0,0C.H. Carhuaquero G3 1,20 60,5 0,5 61,0 15,0C.H. Callahuanca G4 61,3 2,0C.H. Cahua G2 61,3 3,0C.T. Tumbes MAK1 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0C.T. Tumbes MAK2 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0C.H. Chimay G1 61,5 1,5C.H. Chimay G2 61,5 3,0C.H. Gallito Ciego G1 61,5 15,0T.G. Piura TG 61,7 0,2

C.T. Malacas TG1 2,00 60,2 0,4 61,7 0,3C.T. Malacas TG2 2,00 60,2 0,6 61,7 0,3C.H. Cañón del Pato G2 1,10 60,2 0,5 61,9 0,3C.H. Machupicchu G2 3,00 60,5 0,4C.H. Gallito Ciego G2 62,3 0,3C.H. San Gabán II G2 1,19 61,0 0,3 62,5 0,3

AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL

En condición AND

2.1.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT)vigente

UMBRAL (**)(kV)

TEMPORIZACION(s)

Balnearios (LDS) 81,6 184,8 10,0San Juan (LDS) 49,6 184,8 12,0

69,5 184,0 10,067,5 186,0 20,0

(*) Aguas abajo de la subestación(**) Medición en barras de 220 kV

SUBESTACIONRECHAZO (*)

(MW)

AJUSTES

Chavarría (EDN)


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2.2 Actuación de los esquemas vigentes en el periodo setiembre 2009 – agosto2010

En cumplimiento del numeral 6.4 del Procedimiento, en los dos últimos años el COES ha

venido evaluando la actuación de los esquemas vigentes en cada evento que los haactivado. El resultado de dichas evaluaciones ha sido informado al OSINERGMIN en losinformes técnicos correspondientes.En el Informe del Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN – Año2010, se presentó un resumen de los eventos en que se activaron estos esquemas en elperiodo Enero - Agosto 2009. Corresponde, en el presente Estudio, hacer lo propio parael periodo Setiembre 2009 – Agosto 2010, en que se han registrado 32 actuaciones delERACMF y 9 del EDAGSF. Mayores detalles de estos eventos pueden ser encontradosen los Informes de Evaluación del ERACMF/EDAGSF o en los Informes de Análisis deEventos.

2.2.1 Eventos en que se activó el ERACMF

En las tablas 2.1 y 2.2, se presenta la relación de eventos en que se produjeronactuaciones ERACMF.

Tabla 2.1 Eventos que activaron el ERACMF en el periodo 09.2009 – 12.2009

Fecha deocurrencia Evento Descripción

Frecuenciamínima

alcanzada(Hz)

Últimaetapa

activada

Desconexiónatribuible al

ERACMF(MW)

21/09/2009(10:34 h)

Desconexión de launidad TG1 de la CT

Kallpa.

Desconectó la unidad TG1 de laC.T. Kallpa con 179 MW, poractuación indebida de laprotección de turbina por falla delinstrumento de vibración en elcojinete del generador activandoel disparo automático de launidad térmica.

59,02 Etapa 1 2

22/09/2009(16:22 h)

Desconexión de lasunidades TG1 y TG2

de la CT Chilca.

Salieron de servicio las unidadesturbogases TG1 y TG2 de la CT.Chilca con 168 MW y 169 MWrespectivamente, por la actuaciónde la protección de muy bajapresión de gas de ingreso a lacentral, debido al cierreintempestivo de la válvula deemergencia de ingreso de gas.

58,82 Etapa 2 278,66

23/09/2009(14:38 h)

Desconexión L-2053,L2052 y L2051 de

220 KV

Salió de servicio la línea L-2053(Cotaruse – Socabaya) poractuación de la proteccióndiferencial de línea, debido a unainadecuada conexión del sistemade comunicación de los reles deprotección en la S.E. Socabaya,durante el mantenimiento de lalínea paralela L-2054. Acontinuación, desconectaron laslíneas L-2051 y L-2052 (Mantaro – Cotaruse).

58,64 Etapa 4 120,88


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Frecuenciamínima

alcanzada(Hz)

Últimaetapa

activada


ERACMF(MW)

22/10/2009(16:09 h)

Desconexión delíneas L-2051 y L2052

de 220 KV.

Se produjo recierre no exitoso enla línea L-2052 (Mantaro -Cotaruse), debido a una fallamonofásica en la fase "T"originado por probable descargaatmosférica; asimismodesconectó la línea L-2051 poractuación de su protección desobretensión en el lado de la S.E.Cotaruse y envío de teledisparohacia la S.E. Mantaro.

58,797 Etapa 3 52,46

Primer evento (19:58 h):Desconectó la unidad TV de laC.T. Ventanilla con 171,64 MW,debido a disparo automático porla protección de alta vibración en

el cojinete (Nº 4) del generador.

59 Etapa 1 135,22

Segundo evento (20:04 h):Desconectó la unidad TG3 de laCT Ventanilla con 143,71 MW poractuación de las válvulas deseguridad de los calderos debidoa la indisponibilidad decondensador.

58,99 Etapa 1 43,4831/10/2009Desconexión de la CT

Ventanilla

Tercer evento (20:05 h):Desconectó la unidad TG4 de laCT Ventanilla con 134,00 MW porla misma razón que desconectola unidad TG3.

58,92 Etapa 2 162,34

12/11/2009(16:18 h)

Desconexión de la CTVentanilla

Desconectó la central térmica deVentanilla (unidades TG3, TG4 yTV) con 468 MW, por actuación

de su protección de “bajo nivel enel domo de alta presión (HP)” delos calderos correspondientes alas unidades TG3 y TG4,originado por falla en la bomba deextracción de condensado N° 3de la unidad TV.

58,903 Etapa 2 321,33

23/11/2009(14:54 h)

Desconexión de launidad TG3 de la CT

Ventanilla

Desconectó la unidad TG3 delciclo combinado de la CTVentanilla con 150 MW, por falsaactuación del sistema contraincendio. Asimismo, desconectóla línea L-2280 (Zorritos-Machala), por activación deajuste de mínima frecuencia delrelé de sincronismo.

59,02 Etapa 1 6,22

12/12/2009(07:39 h)

Desconexión dealimentador

perteneciente alERACMF en sistemaaislado Piura Centro.

Durante la operación aislada delas centrales Piura 1 y Piura 2 dela subestación Piura Centro,debida al mantenimientocorrectivo de la barra de 60 kV dela subestación Piura Oeste,desconectó el alimentadorA1006, de la empresa ENOSA.

Los relés actuaron inadecuadamente.

12/12/2009(12:26 h)

Desconexión de lalínea L-2236

(Guadalupe-Chiclayo)

Desconectó la línea L-2236 porfalla bifásica cuando inyectaba 62MW en Chiclayo. Comoconsecuencia, se formó elsistema aislado Chiclayo-Zorritos-Machala. Seguidamente,desconectaron las centrales

Chiclayo Oeste y Caña Brava con2,3 MW y 4,17 MW.

58,59 Etapa 4 48,36


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Tabla 2.2 Eventos que activaron el ERACMF en el periodo 01.2010 – 08.2010


Frecuenciamínima

alcanzada(Hz)

Últimaetapa

activada


ERACMF(MW)

14/01/2010(14:44 h)

Colapso porfrecuencia del área

sur del SEIN

Desconectaron las líneas L-2053y L-2054 (Cotaruse – Socabaya)de 220 kV por fallas trifásica ymonofásica simultáneas,ocasionadas por descargasatmosféricas, provocando laseparación de los sistemascentro-norte y sur.Aproximadamente 1,3 segundosdespués de ocurrida la falla ycuando la frecuencia seencontraba en 58,45 Hzdesconectó el grupo G2 de la C.H.San Gabán II por actuación de suprotección falla interruptor.Esta desconexión agravó el déficitde generación en el área sur yprodujo el colapso por frecuencia.

Colapso Etapa 5 207,83

16/01/2010(19:06 h)


(Mantaro – Cotaruse)

En circunstancias en que la líneaL-2051 se encontraba fuera deservicio, desconectó la líneaL-2052 de 220 kV por fallamonofásica ocasionada por unadescarga atmosférica, provocandola separación de los sistemascentro-norte y sur.

58,58 Etapa 5 194,17

24/01/2010(14:18 h)

Actuación delERACMF en elsistema aislado

Pucallpa

En circunstancias en que lacentral Yarinacocha operaba ensistema aislado con la carga de laS.E. Pucallpa por mantenimientode la línea L-1125 (Aguaytía -Pucallpa), se desconectómanualmente la unidad Wart1 con5,0 MW, por rotura de tubería decombustible

57,73 Etapa 5 2,4

04/02/2010(14:24 h)

Desconexión de laslíneas

L-2053 y L-2054(Cotaruse–Socabaya)

Desconectaron las líneas L-2053y L-2054 de 220 kV por fallasbifásicas simultáneas en las fasesRT originadas por descargasatmosféricas. Como consecuenciaprovocó la pérdida de lainterconexión Mantaro –Socabaya de 220 kV.

57,852 Etapa 5 208,41

08/02/2010(08:06 h)

Desconexión dealimentadores de

ENOSA por derivadade frecuencia

Luego de transferir la carga de laprovincia ecuatoriana de El Oro alSEIN, con un total de 61 MW, seprodujo la actuación del ERACMFpor derivada de frecuencia en lassubestaciones Tierra Colorada, LaUnión y Coscomba de ENOSA,con lo cual se interrumpió 9,2MW.


10/02/2010(19:23)

Desconexión de laslíneas L-1103, L-1104y L-1105 (Chimbote

1 - Huallanca)

Desconectó la línea L-1103 de138 kV por falla bifásica(RS) atierra, posteriormentedesconectaron los 6 grupos de lacentral hidroeléctrica Cañón delPato al presentarse problemas enlos servicios auxiliares, con 252,8MW.

58,97 Etapa 1 147,89


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Frecuenciamínima

alcanzada(Hz)

Últimaetapa

activada


ERACMF(MW)

Primer Evento (08:31 h): En la SE.Guadalupe, debido a error demaniobra el CC-REP abrió elinterruptor IN-2178 de la línea L-2234 de 220kV. Comoconsecuencia las subestacionesGuadalupe y Chiclayo Oestequedaron en sistema aislado, la L-2238 (Chiclayo Oeste – PiuraOeste) se encontraba fuera deservicio por mantenimientoprogramado.

58,7 Etapa 4 11,6

Segundo Evento (8:35 h): Cae lafrecuencia como consecuencia delos problemas de regulación en elsistema aislado.

58,9 Etapa 1 0,5

28/02/2010Desconexión de las

líneas L-2234(TrujilloNorte –Guadalupe),

en la SE. Guadalupe.

Tercer Evento ( 8:39h): Cae lafrecuencia como consecuencia delos problemas de regulación en elsistema aislado.

58,7 Etapa 4 2,47

22/03/2010(11:29)

Desconexión de laslíneas L-

2240(Chiclayo Oeste- Carhuaquero) de

220kV.

Desconectó la línea L-2240 en laS.E. Carhuaquero por falla en lafase “S” originado poracercamiento de árbol hacia lalínea. La línea quedó energizadadesde la SE Chiclayo Oeste.


02/04/2010(08:57)

Desconexión de lalínea L-2248 (PiuraOeste – Talara) de

220 kV.

En la SE Piura Oeste, abrió elinterruptor IN-2330 la línea L-2248por la actuación de su protección67N en comparación direccional.Simultáneamente desconecto lalínea L-6658 por actuación de suprotección distancia en zona 1debido a una falla en la fase A dela línea. En la SE. Zorritos, luegode aproximadamente 1.4segundos desconectó la línea L-2280 por actuación de la funciónde mínima frecuencia.

sin dato Etapa 5 2,674

20/04/2010(06:32)

Desconexión TG1Las Flores

Desconectó la unidad TG1 de laCT Las Flores con 192.8 MW porbaja presión de gas, al cerrarse la

válvula principal de inyección degas (ESDV) debido a falla en elinterruptor diferencial del tablerode control de la estación (ERM).

58,976 Etapa 1 99,197

20/04/2010(19:09)

Apertura del IN-2528de la línea L-2238(Laguna La Niña– Chiclayo Oeste) de

220 kV.

En la SE La Niña, abrió elinterruptor IN-2628 de la línea L-2238 de 220 kV por recepción deDDT (disparo directo transferido),según información REP. Comoconsecuencia, desconectó la líneaL-2280 (Zorritos-Machala) de 220kV por actuación de su protecciónde mínima frecuencia.

58,44 Etapa 5 27,42


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INFORME FINAL

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Frecuenciamínima

alcanzada(Hz)

Últimaetapa

activada


ERACMF(MW)

24/04/2010(11:43)

Banco detransformadores de220/50 kV de la SE

Oroya Nueva

Desconectó el Banco deTransformadores de 220/50 kV dela SE Oroya Nueva por incendiodel transformador monofásico dela fase "S" cuya causa seinvestiga. Asimismo, abrió la líneaL-6504 (Malpaso - Oroya Nueva)de 50 kV en la SE Malpaso.


30/04/2010

(06:31)


(Chiclayo Oeste – LaNiña) de 220 kV.

Desconectó la línea L-2238 de220 kV en la S.E. Chiclayo Oestedebido a una falla no esclarecidapor REP. Como consecuencia, elárea La Niña – Piura Oeste –Talara – Zorritos – Machala quedó

operando en sistema aislado consubgeneración. Posteriormente,se produjo la desconexión de launidad TGN4 de la C.T. Malacaslo que llevo al colapso porfrecuencia.


08/05/2010(07:38)

Desconexión de laslíneas L-1104 y L-1103 (Chimbote –

Huallanca) de 138kV.

Desconectó la línea detransmisión L-1104 , por fallabifásica de las fases “S-T”originado por probable descargaatmosférica. Luego de 13segundos, desconectó la línea L-1103 en la S.E. Chimbote 1 porsobrecarga (177MW). Cabemencionar que la línea L-1105 seencontraba fuera de servicio por

mantenimiento programado.

58,995 Etapa 1 86,15

16/05/2010(12:44)


(Machupicchu -Cachimayo) de

138kV.

Desconectó en ambos extremosla línea L-1001 por actuación desu sistema de protección debido auna falla monofásica en la fase Boriginada por descargaatmosféricas.


11/06/2010(06:07)

Desconexión de losgrupos G3 y G1 de la

C.H. Huinco.

Desconectaron las unidades G3con 53.76MW y G1 con 69.49 MWde la C. H. Huinco debido a fallaen el transformador T-6 deservicios auxiliares originado porcausa no esclarecida por Edegel.

59,006 Etapa 1 32,40

11/06/2010(09:07)

Desconexión de lalínea L-2234 (TrujilloNorte – Guadalupe)

de 220 kV.

Abrió el interruptor IN-2178 de la

celda CL-2234 de 220 kV en la S.E. Guadalupe por recepción de laseñal de disparo directotransferido (DTT) durante trabajosde mantenimiento de lateleprotección en la línea L-2234en la S. E. Trujillo Norte, la líneaquedó energizada desde la S.E.Trujillo Norte.

58,63 Etapa 4 65,531

11/06/2010(10:10)

Desconexión de launidad TG2 de la

C. T. Kallpa.

Desconectó la unidad TG2 de laCT Kallpa con 193 MW poractuación de su protección contra-incendio accionada por errorhumano.

58,992 Etapa 1 99,232


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INFORME FINAL

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Frecuenciamínima

alcanzada(Hz)

Últimaetapa

activada


ERACMF(MW)

01/07/2010(09:29)

Apertura delinterruptor IN-2238de la línea L-2239

(La Niña–PiuraOeste) de 220kV S.E.

Piura.

Desconectó la línea L-2239 porfiltración de agua en la caja deaccionamiento del polo de la faseR del interruptor IN-2238 de lacelda de la S.E. Piura Oeste,durante trabajos de lavado encaliente de su celda. Según lomanifestado por la empresa REP.Como consecuencia, quedaron ensistema aislado las SS.EE. PiuraOeste, Talara y Zorritos.


04/07/2010(06:45)

Apertura del IN-2186

de la L-2236(Chiclayo Oeste –Guadalupe)

de 220kV en la S.E.Chiclayo Oeste.

CC-REP abrió el interruptor IN-2186 de la celda CL-2236 de 220kV en la S.E. Chiclayo Oeste,cuando se realizaba maniobraspara la desconexión de la línea L-2238 (Chiclayo Oeste - La Niña)de 220 kV por mantenimientoprogramado. Como consecuencia,la C.H. Carhuaquero quedó ensistema aislado con la S.E.Chiclayo Oeste.


18/07/2010(09:39)

Desconexión de lalínea L-2236(Guadalupe –

Chiclayo Oeste) de220kV.

Desconectó la línea L-2236,debido a la ruptura de un aisladorpolimérico de la fase “R” , segúnlo informado por REP. Asimismo,se produjo la desconexión detodas las unidades de generacióndel sistema aislado ChiclayoOeste – Zorritos, con lo cual seprodujo el colapso de dichosistema.


31/07/2010(06:01)

Desconexión de laUnidad TG1 de la CT

Chilca Uno

Desconectó la unidad TG1 de laC.T. Chilca con 173,5 MW poractuación de su protección de altaconcentración de gas naturaloriginado por una falsa señal deldetector de fuga de gas, segúninformación de Enersur.


05/08/2010(14:34)

Desconexión de laUnidad TG2 de la CT

Chilca Uno

Desconectó la unidad TG2 de laC.T. Chilca Uno con 160 MW porfalsa señal de pérdida de flama,según la información de Enersur.

59,004 Etapa 1 21,635

2.2.2 Colapso del Área Sur del SEIN en el evento ocurrido a las 14:44 del14.01.2010

En aquel evento, se interrumpió un flujo de 290 MW, medidos en Cotaruse, equivalentesaproximadamente a 300 MW enviados desde la subestación Campo Armiño.Aproximadamente 1,3 segundos después de ocurrida esa falla y cuando la frecuencia seencontraba en 58,45 Hz desconectó indebidamente el grupo 2 de la C.H. San Gabán IIcon 56,26 MW, por razones ajenas a la frecuencia. Esta última desconexión agravó eldéficit de generación en el Área Sur del SEIN, haciendo que la frecuencia descienda alpunto de provocar la desconexión de las demás unidades de generación de dicha área,por actuación de sus protecciones propias de mínima frecuencia.


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A la conclusión anterior, se llegó con un análisis basado en simulaciones quereprodujeron aquel evento, plasmado en el informe “SIMULACIONES DE ANÁLISIS DELCOLAPSO POR FRECUENCIA DEL ÁREA SUR DEL SEIN OCURRIDO EL 14.01.10”.En dicho informe, se concluyó que si, tras haberse producido la separación de los

sistemas centro-norte y sur, el grupo 2 de la CH San Gabán no hubiese desconectado, elERACMF hubiese evitado el colapso, inclusive con un grado de implementación del 90%.Por el contrario, el ERACMF de la zona sur del SEIN, aún implementado en un 100%, nopodía evitar el colapso por frecuencia, producto de la pérdida de la interconexión y de ladesconexión del grupo 2 de la CH San Gabán (56,26 MW). Se debe mencionar que elERACMF vigente en el Área Sur ha sido dimensionado para una pérdida de 280 MW (enCampo Armiño), que es el límite de transmisión vigente en dicha línea.

En otro evento de pérdida de la interconexión, ocurrido a las 14:24 del 04.02.2010 concondiciones de demanda en el Área Sur del SEIN y de flujo transmitido por lainterconexión Centro-Sur, muy parecidos al evento del colapso, el ERACMF actuó y lafrecuencia se recuperó. En este evento, a diferencia del evento del colapso, no hubo unadesconexión adicional de algún grupo de generación. El evento del 04.02.2010 corroboróel análisis efectuado respecto del evento del 14.01.2010 y demostró que el ERACMF dela Zona Sur fue dimensionado adecuadamente.


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2.2.3 Eventos en que se activó el EDAGSF

En las tablas 2.3 y 2.4, se presenta la relación de eventos en que se produjeronactuaciones ERACMF.

Tabla 2.3 Eventos que activaron el EDAGSF en el periodo 09.2009 – 12.2009


Frecuenciamáxima acausa del

evento (Hz)

Unidadesdesconectadaspor actuacióndel EDAGSF

20/11/2009(23:55 h)

Desconexión de laslíneas L-1001

(Machupicchu –

Cachimayo), L-1002(Machupicchu –Quencoro) y L-1005(Quencoro-Tintaya)

Se produjo una falla trifásica en la línea L-1001 originada por descarga atmosférica.Producto de la falla, desconectó la líneaL-1001 solo en la S.E. Machupicchu.Asimismo, durante la falla se presentaronoscilaciones de potencia, desconectandolas líneas L-1002 y L-1005. Comoconsecuencia, se formó el sistemaaislado Machupicchu consobrefrecuencia.

ColapsoG2 de CH

Macchupicchu

25/12/2009(07:57)

Desconexión de laslíneas L-1010 (San

Gabán – Azángaro) yL-1013 (San Gabán –

San Rafael)

Se produjo una falla bifásica, fases “S-T”en la línea L-1010 originada pordescarga atmosférica según lo informadopor la empresa SAN GABÁN.Seguidamente desconectaron los polos“S” y “T” del interruptor de la línea L-1013(San Gabán II – San Rafael) en el ladoSan Gabán II, mientras que en el lado deSan Rafael se produjo un recierre noexitoso de la fase “R”.

Colapso G2 de CH SanGabán

Tabla 2.4 Eventos que activaron el EDAGSF en el periodo 01.2010 – 08.2010



evento (Hz)

Unidadesdesconectada

s poractuación del

EDAGSF

14/01/2010(14:44 h)Colapso por

frecuencia del áreasur del SEIN

Desconectaron las líneas L-2053 y L-2054 (Cotaruse – Socabaya) de 220 kV

por fallas trifásica y monofásicasimultáneas, ocasionadas por descargasatmosféricas, provocando la separaciónde los sistemas centro-norte y sur.

61,24 TG1 de CTAguaytía

16/01/2010(19:06 h)


En circunstancias en que la línea L-2051se encontraba fuera de servicio,desconectó la línea L-2052 (Mantaro –Cotaruse) de 220 kV por fallamonofásica ocasionada por unadescarga atmosférica, provocando laseparación de los sistemas centro-nortey sur.

61,02 TG1 de CTAguaytía


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evento (Hz)

Unidadesdesconectada

s poractuación del

EDAGSF

04/02/2010(14:25 h)

Desconexión de laslíneas

L-2053 y L-2054(Cotaruse–Socabaya)

Desconectaron las líneas L-2053 y L-2054 de 220 kV por fallas bifásicassimultáneas en las fases RT originadaspor descargas atmosféricas. Comoconsecuencia provocó la pérdida de lainterconexión Mantaro – Socabaya de220 kV, que interconecta el SICN con elSIS. El flujo antes del evento fue de 290MW medido en la SE. Cotaruse.

61,25TG1 de CTAguaytía(40 MW)

15/02/201021:22 h

Desconexión de lasUnidades TG1 y TG2de la C.T. Aguaytía.

Luego de la desconexión de lostransformadores T3 y T4 de la S.E.Chavarría, debido a una falla en la redde 60kV, la frecuencia en el SEIN seincremento hasta activar el EDAGSF.

61,3TG1 de CTAguaytía(40MW)

28/02/2010(08:31)

Desconexión de laslíneas L-2234 (TrujilloNorte –Guadalupe),

en la SE. Guadalupe.

En la SE. Guadalupe, debido a error demaniobra el CC-REP abrió el interruptorIN-2178 de la línea L-2234 de 220kV.Como consecuencia las subestacionesGuadalupe y Chiclayo Oeste quedaronen sistema aislado, la L-2238 (ChiclayoOeste – Piura Oeste) se encontrabafuera de servicio por mantenimientoprogramado

63,505

G3 de CHCarhuaquero

G2 CH GallitoCiego

20/04/2010(19:09)

Apertura del IN-2528de la línea L-2238(Laguna La Niña– Chiclayo Oeste) de

220 kV.

En la SE La Niña, abrió el interruptor IN-2628 de la línea L-2238 de 220 kV porrecepción de DDT (disparo directotransferido), según información REP.Como consecuencia, desconectó la líneaL-2280 (Zorritos-Machala) de 220 kV poractuación de su protección de mínimafrecuencia lo que produjo unasobrefrecuencia el sistema aislado.

61,989 TG1 de la C.T.Malacas

29/05/2010(05:03)


(Quencoro – Tintaya)de 138 kV.

Desconectó el G2 de la C.H.Macchupicchu por actuación de suprotección de sobrefrecuencia al quedarel área Cusco aislada del SEIN, luego dela desconexión de la línea L-1005 de 138kV en la S.E. Quencoro por actuación desu sistema de protección ante una fallamonofásica.

64,089 G2 CHMacchupicchu

2.2.4 Eventos en que se activó el ERACMT

No se registró ningún evento en el que se haya activado este esquema.


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3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL “ ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DECARGA / GENERACIÓN DEL SEIN – AÑO 2010”

Los criterios que fueron tomados en cuenta para el Estudio de Rechazo Automático de

Carga/Generación del SEIN del año 2010, y que definieron las especificaciones técnicasde los esquemas de rechazo de carga/generación vigentes, pueden sintetizarse en losiguiente:

3.1 Criterios para el diseño del ERACMF y del EDAGSF vigentes

• Los esquemas de rechazo automático de carga por mínima frecuencia (ERACMF) yde desconexión automática de generación por sobrefrecuencia (EDAGSF), tienencomo finalidad prevenir el colapso del SEIN o de subsistemas aislados porfrecuencia, al permitir que se restablezca el balance generación-carga a unafrecuencia apropiada.

• En concordancia con los límites de exposición a subfrecuencias y sobre-frecuenciasde las turbinas de vapor [2, 3], las frecuencias finales luego de la actuación de losesquemas deben ser apropiadas. Eventuales subrechazos de carga puedenprovocar un retorno extremadamente lento de la frecuencia al valor normal o suestablecimiento en un valor muy bajo, con lo cual existe la posibilidad de operacióna una frecuencia baja durante un tiempo suficientemente largo, provocando dañosen las turbinas de vapor. Por lo tanto, luego de un evento de frecuencia y despuésde la actuación del ERACMF, el valor final alcanzado en la simulación debería estarpróximo a 59,5 Hz. En la operación real, luego de un evento que comprometa lafrecuencia, el sistema podría operar a este valor de frecuencia durante un ciertotiempo, sin transgredir su tiempo máximo de exposición, mientras que con laregulación secundaria se lleva la frecuencia al valor nominal.

• Ante un fuerte desbalance entre la generación y la carga, para evitar la salidaindeseada de un grupo de generación, antes de la actuación de los ERACMF yEDAGSF, las unidades de generación del SEIN deben permanecer operandotransitoriamente, antes y durante la actuación de los esquemas mencionados yhasta antes de que sus protecciones propias de subfrecuencia y sobrefrecuenciaactúen.

• El ERACMF debe responder a las necesidades individuales de cada zona del SEIN,con especificaciones adaptadas al comportamiento zonal de la frecuencia alaislarse. El SEIN ha sido dividido en zonas Norte, Centro y Sur.

• El ERACMF de la Zona Norte se ha diseñado para proveer el rechazo de cargasuficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que se produciría endicha zona, en caso de desconectarse debido a una falla, el enlace deinterconexión Paramonga Nueva-Chimbote 1. Se ha considerado que es muy bajala probabilidad de ocurrencia de una falla que provoque la desconexión simultáneade los dos circuitos del citado enlace. Así, el ERACMF de la Zona Norte ha sidodiseñado considerando un escenario de mínima demanda, con la máximaimportación posible y con uno de los circuitos fuera de servicio. Según el propietariode la línea el flujo máximo en régimen permanente a través de cada uno de loscircuitos es de 180 MVA.

• El ERACMF de la Zona Sur se ha diseñado para proveer el rechazo suficiente parahacer frente al desbalance generación-carga que se produciría en dicha zona en el


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que debido a una falla se desconecten los dos circuitos del enlace de interconexiónMantaro-Cotaruse-Socabaya. El flujo máximo en régimen permanente a través deambos circuitos cuando se orienta de Norte a Sur, ha sido limitado a 280 MW porrazones de estabilidad angular [4].

• El ERACMF de la Zona Centro se ha diseñado para proveer el rechazocomplementario suficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que seproduciría en todo el SEIN en caso se desconecte intempestivamente el complejode generación más grande del sistema con un despacho a plena carga. Este casocorresponde a la pérdida de la generación de las centrales Chilca y Kallpa, queestán conectadas a la subestación Chilca REP. En circunstancias en que dichascentrales deban operar en la misma barra, una falla en esta última provocaría lasalida de servicio de los ocho grupos de generación.

• El umbral de la primera etapa debe permitir que, luego de un evento de pérdida degeneración, el sistema desarrolle todo su efecto inicial de frenado expresado en lasinercias de las turbinas y generadores del sistema, mientras que los gobernadoresdan inicio al proceso de control que conduce al incremento de la potencia de lasunidades de generación. En ese sentido, considerando los aspectos normativos, seha ratificado el valor vigente de 59,0 Hz como frecuencia de inicio para el ERACMF,propuesto en el estudio [5] (y en sus sucesivas actualizaciones) y que se sustentaen la indicación de la NTCSE que admite una variación súbita de ±1 Hz.

• El porcentaje total de rechazo de carga y el número de etapas de los esquemaszonales del ERACMF deben ser los necesarios para cumplir con los objetivos dediseño.

•

La primera etapa de los esquemas zonales del ERACMF debe ser suficiente paraafrontar en conjunto la desconexión de la unidad más grande del sistema.

• Los esquemas zonales del ERACMF deben activar sus etapas en forma gradualfrente a magnitudes crecientes de pérdida de generación o, en el caso de formaciónde sistemas aislados, de pérdida de flujo importado.

• El ERACMF no debe incurrir en sobrerechazos que eleven la frecuencia al punto deactivar el EDAGSF. Asimismo, el EDAGSF no debe provocar desconexionesexcesivas que hagan que la frecuencia descienda al nivel del umbral de la primeraetapa del ERACMF.

• Las tensiones en barras de 220 kV y 138 kV no deben exceder de 10% de susvalores nominales luego de la actuación del ERACMF.

3.2 Criterios para el diseño del ERACMT

• El ERACMT de la zona de Lima debe evitar el colapso por tensión de dicha zona,que podría presentarse, luego de un evento severo, en un escenario deindisponibilidad simultánea de las centrales térmicas a gas de Lima y decopamiento de la capacidad de los enlaces de transmisión que vienen de lascentrales hidroeléctricas Mantaro y Restitución.

• El ERACMT debe activarse antes de que actúen las protecciones de distancia delas líneas involucradas en la zona afectada, por la caída de tensión, y antes de quedesconecten los servicios auxiliares de las unidades de generación cercanas.


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• Las tensiones luego de la actuación del ERACMT deben permitir la sincronizaciónde unidades de emergencia. Se considera 195 kV un valor crítico para este fin.

• El ERACMT debe intervenir cuando la tensión en las barras de 220 kV de Limacaen por debajo de ciertos valores críticos (umbrales del ERACMT), desconectandola carga necesaria para restituir la tensión a valores superiores a dichos umbrales.

• El ERACMT no busca restituir las tensiones a sus valores de operación normal, sinoproveer rápidamente un margen de seguridad mínimo al sistema afectado para que,a continuación, el Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN adopte lasacciones correctivas necesarias para que la tensión recupere los niveles operativosdel estado normal, las mismas que pueden incluir el rechazo manual de carga.

• El umbral de ajuste de los relés de un ERACMT normalmente está comprendido enel rango de 0,88 p.u. a 0,90 p.u. de la tensión normal de operación. Para el caso deLima, considerando una tensión de operación de 210 kV, resulta 184,8 kV a 189,0kV.

• Cuando el ERACMT asociado a una barra de carga en particular, necesita dosescalones, el segundo escalón está normalmente ajustado 0,5 % debajo del primerescalón. Para el caso de Lima puede considerarse un paso de 1,0 kV.

• Las temporizaciones mayores a 5 segundos son utilizadas para evitar detectarfallas indeseadas, incluyendo aquellas en la zona de distribución que no seandespejadas rápidamente por los relés de sobrecorriente. Los ajustes de tiempolargos son apropiados, sin embargo introducen un pequeño riesgo de que el

ERACMT no opere lo suficientemente rápido cuando las tensiones están cayendorápidamente. Se puede señalar que no hay beneficio de seguridad (libre dedisparos indeseados) por aplicar ajustes de tiempo largos.

• El total de carga rechazada es del orden entre 10 a 15 % de la carga del sistema[6].


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4. REVISIÓN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO

Las premisas del Estudio han sido modificadas en los aspectos que se detallan acontinuación.

4.1 ERACMF de la Zona Sur del SEIN

El límite de transmisión oficial en el corredor de 220 kV Mantaro-Socabaya es 280 MW,en el extremo de Mantaro, que equivalen aproximadamente a 260 MW en el extremo deSocabaya. En consecuencia, el ERACMF vigente en la Zona Sur está dimensionado paradicho límite.

En el Estudio de Tensiones de Operación y Estabilidad del SEIN (ETOE-2010), se haconcluido que no se presentarían problemas de estabilidad angular o de tensión inclusivepara flujos mayores a 300 MW medidos en Socabaya. Dicha potencia es la máxima quepuede ser transmitida por razones contractuales.

De otra parte, se tiene previsto que, en Julio de 2011, REP haya incrementado lacompensación serie de la referida línea e instalado un SVC en Socabaya. Comoresultado de dicha repotenciación, se espera que el enlace sea capaz de trasmitir hasta505 MVA en el extremo de Socabaya, inclusive en condición N-1. A pesar de que larepotenciación del enlace contempla, también, el mejoramiento de las puestas a tierra delas torres, lo que se traduciría en una reducción de la probabilidad de que ocurran fallassimultáneas que provoquen la separación de los sistemas Centro-Norte y Sur, se haconsiderado que el ERACMF de la Zona Sur debe estar dimensionado para una eventualinterrupción del enlace con esta nueva capacidad de transmisión.

Así, el ERACMF de la Zona Sur para el año 2011, debe estar preparado para nuevoslímites de transmisión de 300 MW y 505 MVA, medidos en Socabaya, antes y despuésde la repotenciación de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya.

Debe aclararse que no es propósito del presente Estudio aseverar que será posibletransmitir 505 MVA por este enlace; esto último corresponde al Estudio de Operatividadde dicha línea

4.2 ERACMF de la Zona Norte del SEIN

Con base en las evaluaciones desarrolladas en el ETOE-2010 y en las verificaciones

realizadas para el despacho diario se ha venido utilizando un límite de transmisión de260 MW por las líneas Chimbote-Trujillo (L-2232 y L-2233), medidos en el extremo deChimbote. El ERACMF de la Zona Norte del SEIN se dimensionará para estacontingencia, considerando la eventualidad de que una de ellas desconecte por falla(bifásica a tierra) y la otra lo haga por la sobrecarga resultante.

Por otro lado, de acuerdo a información del MEM, en Mayo de 2011, serán puestas enservicio las líneas Conococha-Huallanca, que son parte del proyecto de Abengoa, y queconstituirán un nuevo enlace entre los sistemas Centro y Norte. Luego, la desconexión delas líneas L-2232 y L-2233 o de las líneas L-2215 y L-2216 no provocará la separación delos sistemas. Por ello, las evaluaciones de la desconexión de las líneas L-2232 y L-2233se harán en los escenarios de avenida solamente.


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En el presente informe, también se presentará los casos sensibles de desconexión de lalínea Chiclayo Oeste – La Niña (L-2238) para los escenarios de avenida. De acuerdo ainformación de REP, en agosto de 2011 se encontrará en servicio una nueva líneaChiclayo Piura Oeste. Por ello, las evaluaciones de la desconexión de la línea L-2238 se

harán en los escenarios de avenida solamente.

4.3 ERACMF de la Zona Centro del SEIN

Al evento de pérdida de la generación conectada a la subestación Chilca REP, quedimensiona el ERACMF de la Zona Centro, se ha adicionado la desconexión de la centralPlatanal que desde el presente año opera conectada a la subestación mencionada.

5. DEFINICIÓN DE LAS ZONAS DEL SEIN

Para efectos de la especificación del ERACMF, conforme a la actualización de laspremisas, el SEIN ha sido dividido en las siguientes zonas:

• Zona 1: El Área Norte del SEIN, a partir de la subestación Trujillo.• Zona 2: El Área Centro del SEIN y la subestación Chimbote.• Zona 3: El Área Sur del SEIN.

Los ajustes de la Zona Centro se harán extensibles a las cargas de la subestaciónChimbote.

En el Anexo II, se presenta las subestaciones de alta tensión pertenecientes a cadazona, de acuerdo al Formato 01 del Procedimiento.


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6. MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANÁLISIS

6.1 Modelo del SEIN

En las simulaciones del comportamiento transitorio del sistema eléctrico realizadas parala revisión y modificación de los esquemas de rechazo automático de carga/generaciondel presente estudio, se ha utilizado el modelo dinámico del SEIN disponible en elprograma Power Factory . Se ha utilizado la versión 14.0 Build 515 de dichosoftware .

Para el presente estudio, además de las actualizaciones a la red correspondientes a lasnuevas instalaciones que se han incorporado al SEIN durante el último año, se hanimplementado las siguientes mejoras en el modelo dinámico:

1. Se ha incorporado los ajustes de las protecciones propias de sobrefrecuencia ysubfrecuencia de las unidades de generación del SEIN, que han sido informadas porlas empresas titulares. Dichos ajustes son presentados en el Anexo III.

2. Se ha incorporado nuevos modelos de controladores (reguladores), desarrollados enel ETOE, para la mayoría de unidades de generación. Estos controladores añadenlimitadores de corriente de excitación que anteriormente no estaban modelados. Porotra parte, los nuevos controladores están desarrollados específicamente para laversión 14 de Power Factory por lo que son más eficientes desde el punto de vistanumérico. En los demás aspectos, los nuevos controladores son semejantes a losoriginales.

3. Se ha incorporado las modificaciones al modelo de carga propuestas en el ETOE.

4. Se ha incorporado proyectos de generación, transmisión y distribución que se prevéingresarán en lo que resta de este año y en el próximo año. Estos se presentan en elAnexo IV.

6.2 Escenarios de análisis

Los análisis han sido desarrollado en escenarios correspondientes a la avenida y elestiaje del año 2011, en condiciones de demanda máxima, media y mínima. Losescenarios de mínima demanda son extremos como los que se presentarían en lamadrugada de un día lunes, de modo que se tenga la menor magnitud de cargarechazable.

Estos consideran un límite de transmisión por la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya, en elextremo de Socabaya, de 300 MW en avenida y 505 MVA en estiaje. Consideran tambiénun límite de 260 MW en la línea Chimbote-Trujillo. Se aclara que en el escenario demínima demanda de estiaje no se llega al límite de 505 MVA de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya y que en el escenario de mínima demanda de avenida no se llega allímite de 260 MW de la línea Chimbote-Trujillo.

La demanda a nivel de generación para las zonas Norte, Centro y Sur del SEIN,presentes en los escenarios de análisis, se muestra en la tabla 6.1.


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INFORME FINAL

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Tabla 6.1. Demanda a nivel de generación en los escenarios base

Periodo Aven ida Esti aje

Condición de

demanda

Máxima

(MW)

Media

(MW)

Mínima

(MW)

Máxima

(MW)

Media

(MW)

Mínima

(MW)Norte 756 654 492 759 662 481

Centro 3007 2898 1905 3100 2997 2004Sur 883 757 687 904 782 689

SEIN 4646 4309 3085 4763 4441 3174

En la distribución de la demanda se ha tenido en cuenta los incrementos de carga degrandes usuarios libres indicados en el Anexo V.

Los despachos utilizados en los escenarios de análisis se presentan en el Anexo VI.Estos se basan en despachos económicos desarrollados para una semana de marzo yuna semana de agosto del año 2011, que consideran algunos mantenimientosimportantes en dichos periodos. A partir de dichos despachos económicos, se ha hechoalgunas modificaciones que responden al nuevo límite de la interconexión Centro-Sur de300 MW en Socabaya y a problemas de tensión en la zona de Pucallpa cuando la centralAguaytía no es despachada.


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INFORME FINAL

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7. DEFINICIÓN DE LOS ESQUEMAS

Para definir el ERACMF y el EDAGSF del año 2011, se ha tomado como punto de partidalos esquemas vigentes y se ha realizado las modificaciones pertinentes con simulacionesde desconexión de unidades de generación y de formación de sistemas aislados. Dichassimulaciones y sus resultados se presentan agrupados de la siguiente manera:

• ERACMF de la Zona 3: Simulación de eventos de desconexión de laInterconexión Centro-Sur. En el numeral 8, se presenta los resultados con losesquemas vigente y propuesto.

• ERACMF de la Zona 1: Simulación de eventos de desconexión de los enlacesChimbote-Trujillo. En el numeral 9, se presenta los resultados con los esquemasvigente y propuesto. Además, se presenta los resultados, con el esquemapropuesto, de los eventos de desconexión de líneas en el Área Norte queprovocan la formación de sistemas aislados con déficit de generación.

• ERACMF de la Zona 2: Simulación de eventos de desconexión de la generaciónconectada a la subestación Chilca REP en los escenarios de estiaje. En elnumeral 10, se presenta los resultados con los esquemas vigente y propuesto.

• ERACMF del SEIN: Simulación de eventos de desconexión de unidades degeneración. En el numeral 11, se presenta los resultados con el esquemapropuesto.

• EDAGSF del SEIN: Simulación de eventos de desconexión de la interconexiónCentro-Sur. En el numeral 12, se presenta los resultados con los esquemasvigente y propuesto.

El ERACMT existente en la zona de Lima no amerita un nuevo análisis y su

implementación puede mantenerse tal como está, en virtud a lo siguiente:• El control de tensiones en la zona de Lima no se ha visto degradado en los

últimos años sino que, por el contrario, se ha visto fortalecido con el incrementode la potencia de cortocircuito en esa zona, producto del ingreso de nuevasunidades de generación en Chilca y Santa Rosa.

• A la fecha, no se ha producido una situación de emergencia tal que las tensionesen la zona de Lima lleguen a los umbrales para los cuales dicho esquema ha sidodiseñado.


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8. ERACMF DE LA ZONA 3 (ÁREA SUR)

El ERACMF de esta zona ha sido diseñado para disponer del rechazo de carga suficientepara equilibrar el desbalance de potencia activa provocado por la desconexión de la línea

de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya, por falla.En las simulaciones se ha considerado las protecciones por mínima tensión del clienteCerro Verde, por haber actuado de forma recurrente en las fallas que han ocurrido en lainterconexión centro-sur. Cuando se produce la separación del Área Sur del resto delSEIN, por falla, la desconexión de carga por protecciones propias de este cliente,contribuye positivamente a restablecer el balance generación-carga. Las proteccionesmencionadas se muestran en el Anexo VII.

Para probar la vigencia del ERACMF-2010 del Área Sur, en el año 2011, se ha simuladofallas bifásicas a tierra simultáneas en las ternas Cotaruse-Socabaya (L-2053/2054), muycerca de Cotaruse, con apertura definitiva para provocar la separación de los sistemas.Se ha considerado los escenarios de avenida y estiaje en que los límites de transmisiónson distintos.

8.1 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el ERACMFvigente en el Área Sur.

A continuación, se presentan los resultados de estas simulaciones.

8.1.1 Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011

En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En elÁrea Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como seaprecia en la figura, el esquema vigente es suficiente para que la frecuencia se recupere.


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INFORME FINAL

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59.99447.97535.95623.93811.919-0.1000 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

58.00

SOCA220: Electrical Frequency in Hz

23.913 s60.128 Hz23.913 s60.128 Hz

59.651 s60.023 Hz59.651 s60.023 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)AVE2011MAX Desconexión de línea L-2053/L-2054

Date: 8/30/2010

Annex: /2

D I g S I L E N T

Figura 8.1 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur)

8.1.2 Escenario de media demanda en la avenida del año 2011

En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En elÁrea Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como seaprecia en la figura, el esquema vigente es suficiente para que la frecuencia se recupere.


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INFORME FINAL

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59.99747.97835.95823.93911.919-0.1000 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


10.558 s57.594 Hz10.558 s57.594 Hz

46.247 s59.730 Hz46.247 s59.730 Hz 59.738 s

59.589 Hz59.738 s59.589 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)AVE2011MED Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date: 8/30/2010

Annex: /2

D I g S I L E N T


8.1.3 Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011

En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En elÁrea Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como seaprecia en la figura, el Área Sur colapsa por frecuencia.


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INFORME FINAL

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7.79866.21894.63923.05951.4797-0.1000 [s]

62.50

60.00

57.50

55.00

52.50

50.00

47.50


Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)AVE2011MIN Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date: 8/30/2010

Annex: /2

D I g S I L E N T


8.1.4 Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011

En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, queequivale a 471 MW. Como se aprecia en la figura, el Área Sur colapsa por frecuencia.


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INFORME FINAL

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4.99503.97602.95701.93800.9190-0.1000 [s]

61.25

60.00

58.75

57.50

56.25

55.00

53.75


Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)EST2011MAX Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date: 8/30/2010

Annex: /1

D I g S I L E N T


8.1.5 Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011

En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, queequivalen a 464 MW. Como se aprecia en la figura, el Área Sur colapsa por frecuencia.


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INFORME FINAL

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4.99503.97602.95701.93800.9190-0.1000 [s]

62.00

60.00

58.00

56.00

54.00

52.00


Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)EST2011MED Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date: 8/30/2010

Annex: /1

D I g S I L E N T


8.1.6 Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011

En este escenario, el flujo por el enlace no llega a los 505 MVA. El flujo en el extremo derecepción, resulta ser 408 MW. Como se aprecia en la figura, el Área Sur colapsa porfrecuencia.


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INFORME FINAL

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1.86091.46871.07660.68440.2922-0.1000 [s]

62.50

61.25

60.00

58.75

57.50

56.25

55.00


Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1)EST2011MIN Desconexión de líneas L-2053/L-2054

Date: 8/30/2010

Annex: /1

D I g S I L E N T


8.2 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el esquemapropuesto.

De los resultados anteriores, se concluye que el ERACMF de la Zona 3 (Área Sur) debeser modificado. El esquema propuesto se muestra en la tabla 8.1.

Tabla 8.1 ERACMF propuesto para la Zona 3 (Área Sur)


Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)1 4,0% 59,00 0,15 59,8 -1,1 0,152 6,0% 58,90 0,15 59,8 -1,1 0,153 10,0% 58,80 0,15 59,8 -1,1 0,154 11,0% 58,70 0,15 59,8 -1,5 0,155 9,0% 58,60 0,156 17,0% 58,00 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé

(2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz(3) En la Zona Sur, la temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s


Los resultados de las simulaciones con el esquema propuesto se presentan acontinuación.


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INFORME FINAL

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En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En elÁrea Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF

se activa hasta la etapa 5, con un rechazo total de 290 MW. Adicionalmente desconectan48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se aprecia en la figura, la recuperación de lafrecuencia es satisfactoria.

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40


1.273 s58.574 Hz

59.958 s59.945 Hz

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

Date:Annex: /2

D I g S I L E N T



En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En el

Área Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMFse activa hasta la etapa 5, con un rechazo total que asciende a 291 MW. Adicionalmentedesconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se aprecia en la figura, larecuperación de la frecuencia es satisfactoria.


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INFORME FINAL

34 de 104

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.50

60.00

59.50

59.00

58.50

58.00


1.530 s58.369 Hz 1.530 s58.369 Hz

59.851 s59.981 Hz59.851 s59.981 Hz


Date: 9/29/2010Annex: /2

D I g S I L E N T



En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En elÁrea Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMFse activa hasta la etapa 6 (parcialmente), con un rechazo total de 274 MW.Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se aprecia en lafigura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria.


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INFORME FINAL

35 de 104

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

58.00


1.454 s58.208 Hz 1.454 s58.208 Hz

59.932 s59.868 Hz59.932 s59.868 Hz


Date: 9/29/2010Annex: /2

D I g S I L E N T


8.2.4 Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011

En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, queequivale a 471 MW. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total de 463MW. Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se apreciaen la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria.


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INFORME FINAL

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60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

56.00


1.194 s57.092 Hz 1.194 s57.092 Hz

59.949 s60.009 Hz59.949 s60.009 Hz


Date: 9/29/2010Annex: /2

D I g S I L E N T


8.2.5 Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011

En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, queequivalen a 464 MW. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total queasciende a 398 MW. Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde.Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria.


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INFORME FINAL

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60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

56.00


1.954 s56.747 Hz 1.954 s56.747 Hz

59.956 s59.634 Hz59.956 s59.634 Hz


Date: 9/29/2010Annex: /2

D I g S I L E N T


8.2.6 Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011

En este escenario, el flujo por el enlace no llega a los 505 MVA. El flujo en el extremo derecepción, resulta ser 408 MW. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazototal de 350 MW. Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Comose aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria.


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INFORME FINAL

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60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

56.00


1.303 s57.175 Hz 1.303 s57.175 Hz

59.834 s59.748 Hz59.834 s59.748 Hz


Date:Annex: /2

D I g S I L E N T



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INFORME FINAL

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9. ERACMF DE LA ZONA 1 (Área Norte desde Truji llo hasta Zorritos)

El ERACMF de esta zona ha sido concebido para equilibrar el desbalance generación-carga que se produciría en caso que desconectara una de las líneas Chimbote-Trujillo

por falla y a continuación se produjera la desconexión de la segunda. Así, para probar lavigencia del ERACMF-2010 del Área Norte, en el año 2011, se ha simulado una fallabifásica a tierra en el punto medio de la línea L-2232 y apertura definitiva, seguida de ladesconexión de la línea L-2333. Conforme a lo expuesto en la revisión de criterios, losescenarios escogidos han sido los de avenida.

También se ha considerado la desconexión de las líneas Chiclayo – La Niña, La Niña –Piura, Guadalupe-Chiclayo y Trujillo – Guadalupe, en aquellos escenarios en que lossistemas aislados que se forman son deficitarios en generación. En estos casos, se hansimulado fallas bifásicas a tierra, con apertura definitiva, en el punto medio de dichaslíneas.

En las simulaciones se ha considerado el efecto de algunas protecciones propias demínima tensión de los clientes libres más importantes del Norte. Además, dada la gransensibilidad de las tensiones del Norte a los rechazos de carga, se ha detectadosobretensiones luego de la actuación del ERACMF. Por esta razón, se ha consideradolas protecciones por sobretensión de los bancos de capacitores y filtros de armónicos dela zona de Cajamarca, que se activarían en caso de registrarse sobretensiones luego delos rechazos. Los ajustes de estas protecciones se muestran en el Anexo VII.

En estas simulaciones se ha considerado el efecto de regulación primaria en lascentrales hidroeléctricas Carhuaquero, Gallito Ciego y en la unidad TGN4 de la centralMalacas. Se hace notar, sin embargo, que la reserva asignada para regulación de lasmencionadas centrales hidráulicas es muy pequeña, por lo que su capacidad decontrarrestar las subfrecuencias es escaso. La unidad TGN4 es despachada a plenacarga en máxima y media demanda; pero en mínima demanda opera en su “mínimotécnico”, por lo que dispone de un amplio margen que debería ser aprovechado eneventos de subfrecuencia. Por otra parte, diseñar un esquema de rechazo de carga que,sin la ayuda de la regulación primaria, permita por sí solo que la frecuencia se recupere,implicaría un esquema de mayor dimensión. Por lo señalado, es importante que la unidadTGN4 y, en general, las unidades de generación del Norte operen con sus reguladoresde velocidad en modo de control de frecuencia. El no contar con la regulación de launidad TGN4 en condiciones de mínima demanda puede conducir a un colapso en elsistema aislado que se forma con la desconexión de la línea Chiclayo – La Niña.

9.1 Desconexión por falla del enlace Chimbote-Trujil lo con el ERACMF vigente enla Zona Norte.

Los resultados de estas simulaciones se presentan a continuación.


En este escenario, el flujo por el enlace es 260 MW en el extremo de envío. En el ÁreaNorte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como seaprecia en la figura, el sistema aislado colapsa por frecuencia.


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INFORME FINAL

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7.0005.5804.1602.7401.320-0.100 [s]

62.50

60.00

57.50

55.00

52.50

50.00

ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz


Date: 8/31/2010Annex: /1

D I g S I L E N T

Figura 9.1 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte)




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7.00005.58004.16002.74001.3200-0.1000 [s]

62.50

60.00

57.50

55.00

52.50

50.00

47.50



Date: 8/31/2010

Annex: /1

D I g S I L E N T





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INFORME FINAL

42 de 104

7.0005.5804.1602.7401.320-0.100 [s]

62.50

60.00

57.50

55.00

52.50

50.00

47.50



Date: 8/31/2010Annex: /1

D I g S I L E N T


9.2 Desconexión por falla del enlace Chimbote-Trujil lo con el ERACMF propuestoen la Zona 1.

De los resultados anteriores, se concluye que el ERACMF de la Zona 1 debe sermodificado. El esquema propuesto se indica en la tabla 9.1.

Tabla 9.1 ERACMF propuesto para la Zona 1 (Área Norte)


Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)1 4,0% 59,00 0,15 59,8 -0,75 0,152 6,0% 58,90 0,15 59,8 -0,75 0,153 10,0% 58,80 0,15 59,8 -0,75 0,154 9,0% 58,70 0,15 59,8 -0,75 0,155 11,0% 58,60 0,156 11,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé

(2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz

RELES DE DERIVADARELES DE UMBRAL

Los resultados de las simulaciones con el esquema propuesto se presentan acontinuación.


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En este escenario, el flujo por el enlace es 260 MW en el extremo de envío. En el ÁreaNorte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF

se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total que asciende a 277 MW. Adicionalmentedesconectan 21 MW de las cargas mineras de Cajamarca. Como se aprecia en la figura,la recuperación de la frecuencia es satisfactoria.

60.0047.9835.9623.9411.92-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.598 s57.915 Hz

59.912 s60.340 Hz


Date: 9/29/2010Annex: /1

D I g S I L E N T


9.2.2 Escenario de media demanda en la avenida del año 2011En este escenario, el flujo por el enlace es 260 MW en el extremo de envío. En el ÁreaNorte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMFse activa hasta la etapa 6, con un rechazo de 235 MW. Adicionalmente, desconectan 21MW de las cargas mineras de Cajamarca. Como se aprecia en la figura, la recuperaciónde la frecuencia es satisfactoria.


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INFORME FINAL

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21.6817.3312.978.6134.257-0.100 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00


1.465 s57.561 Hz 1.465 s57.561 Hz

21.603 s59.672 Hz21.603 s59.672 Hz


Date: 9/29/2010Annex: /1

D I g S I L E N T



En este escenario, el flujo por el enlace es 210 MW en el extremo de envío. En el ÁreaNorte, la central Tumbes se encuentra

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Estudio de rechazo de carga por minima frecuencia 2011