Operación de sistemas de transmisión en 500k

Operación de los Sistemas de

Transmisión en 500 kV

26 de abril de 2011

Alberto Muñante Aquije

SIMPOSIUM “INGENIERÍA DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN EN 500 KV”

COLEGIO DE INGENIEROS DEL PERÚ – CAPÍTULO INGENIERÍA ELÉCTRICA

©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.

2

Contenido

Operación de Sistemas de Potencia

Estudios Especializados L.T 500 kV

Acciones de Red de Energía del Perú

Fenómenos Transitorios en Líneas de Extra Alta Tensión; EstudiosEspeciales de Diseño de reactores de neutro.

Comportamiento Eléctrico del SEIN con los proyectos de Líneas detransmisión en 500 kV.


Proceso de Desarrollo de los Proyectos de

Transmisión

PLANIFICAR DISEÑAR CONSTRUIR OPERAR



Plan de Expansión

Horizonte: 10 años

Programación de la Operación

Largo Plazo

Horizonte: 4 años

Etapas: Mensuales

Mediano PlazoHorizonte: Anual

Etapas: Semanales

Mediano Plazo

Programa Mensual

Corto Plazo

Programa Semanal

Programa Diario

Programación de la Operación

Despacho horario de Generación

Costo implícito de déficit/ Configuración del parque generador

Sub-sistemas agregados

Estadísticas hidrológicas

Representación individualizada

Previsión hidrológicas mensuales y semanales

Metas semanales de generación por central

Representación detallada

Estrategias de Operación

Planes de Contingencia

Ley 25844 - RLCE Art. 93° y 95°

Ley 28832

Ley 25844 - RLCE Art. 94° y 95°

Programa de Operación

Planes de Contingencia


Proceso en el Tiempo de la Operación de SEP


ECONOMÍA

TENER BAJA PROBABILIDAD DE QUE EXISTA DISCONTINUIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO.

CALIDADPERFIL ACEPTABLE DE VALORES DE TENSIÓN Y FRECUENCIA DE LA POTENCIA ELÉCTRICA SUMINISTRADA

MINIMIZAR LOS COSTOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

SEGURIDAD

La operación de los sistemas eléctricos se puede caracterizar por tres objetivos interdependientes:


Objetivos de la Operación de SEP


ECONOMÍA




SEGURIDADCALIDAD

• La calidad es normalmente descrita por medio de un perfil aceptable de valores de tensión y frecuencia de la potencia eléctrica entregada al consumidor.

• La tensión debe estar en un nivel y cantidad de flicker aceptado por el tipo de suministros y la frecuencia con variaciones muy pequeñas respecto al valor nominal.





ECONOMÍA




SEGURIDADECONOMÍA

Consiste en minimizar el costo de la operación del sistema.





ECONOMÍA




SEGURIDADSEGURIDAD

• Un nivel de seguridad muy alto se manifiesta en una baja probabilidad de que exista interrupciones de servicio, aunque el sistema sufra perturbaciones.

• El proceso de determinación de los niveles de seguridad implica evaluar:

(1) la capacidad del sistema de satisfacer la demanda ante fallas;

(2) el impacto de las decisiones de los operadores respecto a la entrada y salida de equipos o cargas importantes;

(3) el efecto de las acciones correctivas contempladas por el operador con el propósito de mejorar la seguridad.





ECONOMÍA




SEGURIDAD

No existe una combinación ideal de los tres objetivos mencionados. La combinación óptima es única para cada sistema y varía conforme a cada condición de operación. Los objetivos de seguridad y economía son aún contradictorios a causa de razones obvias; una mayor seguridad implica mayores costos de operación





En general, los estudios de análisis de

seguridad consisten en simular la

desconexión de unidades generadoras y

equipos de transmisión para estudiar su

efecto sobre las variables del sistema a partir

de un estado inicial dado, y medir la robustez

del sistema para soportar estas posibles

contingencias. Así, el análisis de seguridad

mide el nivel de reserva del SEP.

Por reserva se debe entender el margen de

diferencia que presentan las variables del

sistema y sus respectivos límites de

operación.

Un SEP nunca opera con seguridad en el

sentido absoluto de la palabra; se debe

programar la operación de manera que se

tenga la mayor seguridad posible.

La seguridad operativa debe ser tratada

desde la Programación de la Operación y

debe incluir los Planes de Contingencia.

SEGURIDAD EN LAPROGRAMACIÓN

DE LA OPERACIÓN

ESTUDIOS DE ANÁLISIS DE

SEGURIDAD OPERATIVA

TENER BAJA PROBABILIDAD DE

QUE EXISTA DISCONTINUIDAD DEL

SERVICIO ELÉCTRICO

PLANES DECONTINGENCIAPARA AQUELLOS CASOS

EXTREMOS QUE NO SON

CUBIERTOS EN EL ANÁLISIS

DE SEGURIDAD


Análisis de Seguridad Operativa de SEP


ANÁLISIS DE SEGURIDAD

0 50 100 150 200 250160

170

180

190

200

210

220

230Curva V-P

X: 164.5

Y: 209.2

Tensión en Paramonga

Tensión en Chimbote

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 560

65

70

75

80

t, sec

Delta,

Gra

dos

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 559.9

59.95

60

60.05

t, sec

f, H

z

+/- 5%

Tensión

Nominal




¿Es Seguro?

Programación de la Generación y

la Red de Transmisión

Contingencia de

Diseño Normal

¿Es

Contingencia

Extrema?

Modificación del Programa de

Generación y la Red de

Transmisión

Plan de Contingencias

Programa de Operación

Calidad, Seguridad y

Economía

NOSI

SI

NO

FIN

Análisis de Contingencias

INICIO

Restricciones Operativas




1313

•Cumple los criterios de seguridad

•Cumple los límites operativos

•Sin pérdida de carga

ESTADO NORMAL

•Criterios de seguridad al margen

•Límites operativos en zona de

alerta

•Sin pérdida de carga o sólo radial

ESTADO DE ALERTA

•No cumple criterios de seguridad

•Violación de límites operativos

•Pérdida de carga

ESTADO DE EMERGENCIA

•Criterios de seguridad al margen

•Límites operativos en zona de

alerta

•Pérdida de carga no radial

ESTADO RESTAURATIVO

Control Preventivo

Control Correctivo

Evento

Perturbación

Evento /

PerturbaciónResincronización

Adición de Carga

y Generación

Control

Correctivo

Estados Operativos del Sistema



14

Se Planea y Programa la

Operación.

Los Programas se

transforman en acciones

que se realizan en el Día a

Día.

Los mejoramientos se

alcanzan cuando se

estandarizan y se

aseguran resultados

sistemáticamente

Se evalúan los

resultados frente a las

metas planteadas.

Programación

Planificación

Ejecución Evaluación

Administración de SOM

Proyectos de mejora


Procesos de la Operación de un SEP


15

• Efectuar el Plan de Expansión de la Red de Transmisión.

• Elaborar la programación anual, mensual y semanal de intervenciones en la red (mantenimiento, obras y pruebas).

• Efectuar estudios eléctricos y evaluar la seguridad del sistema para la programación de la operación.

• Comunicar las intervenciones a los clientes y OSINERG.

• Gestionar las solicitudes/ autorizaciones de intervención.

• Calcular las compensaciones por aplicación de NTCSE para la programación de la operación.

Largo

Plazo

Mediano

Plazo

Corto

Plazo

Operación

en Tiempo

Real


Procesos de la Operación de un SEP - Planear

• Coordinamiento de los sistemas de protección.

B

A

Zona 1AZona 2A

ZA

Zona 3A

Mínimo120%*(XLAB + XLBC)

C

No alcanzar la barra de BT!

!

Impedancia vista por el relé

Trigger

26/08/2004

06:42:58 a.m..673

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iA/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iB/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iC/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iN/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vA/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vB/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vC/kV

-200

-100

0

100

U0*

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

U0*/kV

0

5

10

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

1pole open ØC

1pole open ØB

1pole open ØA

Line closure

50N/51N Trip 3p50N/51N Trip C

50N/51N Trip B

50N/51N Trip A

79 Close

Relay TRIP

Relay TRIP ØC

Relay TRIP ØB

Relay TRIP ØA

Relay PICKUP G

Relay PICKUP ØC

Relay PICKUP ØB

Relay PICKUP ØA

Relay PICKUP

50N/51N Pickup

21 PU reverse

21 PU forward

21 Pickup G

21 Pickup ØC

21 Pickup ØB

21 Pickup ØA

Flag Lost

>Trig.Wave.Cap.

Oscilografía de la línea


16

• La operación en tiempo real del Sistema de REP y sus clientes es efectuada, en forma coordinada con el COES y las empresas de generación y distribución.

• REP cuenta con dos Centro de Control: uno principal en Lima y el otro de respaldo en Arequipa .


Procesos de la Operación de un SEP - Hacer

Centro de Control Principal Centro de Control Respaldo

• Las herramientas tecnológicas para la operación en tiempo real son:

• Sistema SCADA

• Sistema de Información operativo SIO.

• Sistema de Gestión Operativa SIGO


COORDINADOR

DEL SISTEMA

COES

3CENTRO DE

CONTROL DE REP

CENTRO DE

CONTROL

DISTRIBUIDORAS

CENTRO DE

CONTROL

GENERADORAS

ORGANIZACION DE LA OPERACIÓN NACIONAL

CENTROS DE

CONTROL

TRANSMISORAS

CLIENTES

LIBRES




18

• Elaborar la programación diaria de intervenciones en la red.

• Elaborar y difundir programas diario de maniobras.

• Ejecutar maniobras programadas.

• Llevar el control de las intervenciones en la red (permisos para trabajar).

• Supervisar las variables de la red y sistemas de comunicaciones.

• Ejecutar maniobras de los equipos de la red para llevar el sistema al estado normal.

• Registrar las maniobras de los equipos de la red y eventos del sistema.

• Elaborar informes preliminares de perturbaciones.

• Reportar eventos a los clientes y áreas operativas de REP.

• Elaborar informe diario de la operación de REP.




19

• Analizar la operación del sistema, en particular analizar las fallas, verificando el desempeño de los sistemas de protección.

• Seguimiento a la ejecución de las recomendaciones del análisis de fallas.

• Gestión de los contadores de energía para contabilizar la energía transmitida.

• Evaluación de los programas de intervenciones en la red.

• Elaborar reportes estadísticos de perturbaciones y disponibilidad de la red.

• Cálculo de indicadores operativos.

• Reportar los semáforos de aplicación de la NTCSE.

• Calcular y reportar al OSINERG las compensaciones por aplicación de la NTCSE.

Impedancia vista por el relé

Trigger

26/08/2004

06:42:58 a.m..673

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iA/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iB/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iC/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

iN/A

-750-500-250

0250500

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vA/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vB/kV

-200

-100

0

100

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

vC/kV

-200

-100

0

100

U0*

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

U0*/kV

0

5

10

t/s-0.1 -0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

1pole open ØC

1pole open ØB

1pole open ØA

Line closure

50N/51N Trip 3p50N/51N Trip C

50N/51N Trip B

50N/51N Trip A

79 Close

Relay TRIP

Relay TRIP ØC

Relay TRIP ØB

Relay TRIP ØA

Relay PICKUP G

Relay PICKUP ØC

Relay PICKUP ØB

Relay PICKUP ØA

Relay PICKUP

50N/51N Pickup

21 PU reverse

21 PU forward

21 Pickup G

21 Pickup ØC

21 Pickup ØB

21 Pickup ØA

Flag Lost

>Trig.Wave.Cap.

Oscilografía de la línea


Procesos de la Operación de un SEP - Verificar


Líneas de Transmisión en 500 kVGeneralidades

Sistemas de transmisión en 500 kV, se encuentran dentro de la clase de sistemas de Extra

Alta Tensión (EAT) y permiten exportar y/o importar grandes bloques de energía eléctrica a

través de grandes distancias (700, 800, 1200 MVA) con menores perdidas (Joule);

sobretodo, entre áreas eléctricas distantes. Por ejemplo: área centro hacia el área norte del

SEIN y viceversa.

Para ello, el diseño de las líneas de transmisión prevén un mayor número de conductores

por fase (2,4,8,12/ fase), además de diferentes configuraciones respecto a la disposición

física de los conductores sobre sus estructuras (torres).

Estos sistemas eléctricos de EAT necesitan de equipos de transformación de mayor

potencia (400, 600,1000 MVA). Habitualmente se utilizan autotransformadores (bancos

monofásicos) para obtener una mayor confiabilidad en la operación e inclusive, según el

caso, por presentar un menor costo de inversión.

Las subestaciones de EAT son diseñadas con una mayor confiabilidad de forma que se

opere en forma segura en condiciones de operación normales y adversas; la configuración

de barras más utilizada es el denominado Interruptor y medio.

En contraparte, la inversión en estos sistemas se incrementa por los equipos y por los

requerimiento de espacios físicos para los mismos.


Cuadro Comparativo L.T 220 kV vs 500 kV

Paramonga N.-Chimbote 220 kV Carabayllo-Chimbote 500 kV Chilca-Carabayllo 500 kV

Resistencia Ohm/Km 0.0899 0.0203 0.0316

Reactancia Ohm/Km 0.4800 0.3180 0.3170

Susceptancia µS/Km 3.39255 5.21085 5.26585

Longitud Km 221 378 90

Z característica Ohm 376 247 245

SIL MW 128 1012 1020

Generación Mvar/Km 0.16 1.3 1.3

Faja Servidumbre m 25 64 64

Presenta valores grandes de Surge Impedance Loading (SIL).

Se necesita de compensación reactiva (por lo general inductiva) debido al efecto Ferranti.

Mayor presencia del Efecto Corona (generación campo electromagnético) en las líneas de EAT

que producen interferencias indeseables.

Mayor presencia y relevancia de fenómenos eléctricos y electromagnéticos. La mayoría de los

defectos en líneas de extra alta tensión son de naturaleza transitoria.

Incremento de la faja de servidumbre, entre otros.


22

Contenido

Parte I: Generalidades. Cuadro Comparativo L.T 500 kV vs 220 kV

Parte II. Estudios Especializados L.T 500 kV

Parte III. Acciones de Red de Energía del Perú

Parte IV. Fenómenos Transitorios en Líneas de Extra Alta Tensión;Estudios Especiales de Diseño de reactores de neutro.

Parte V. Comportamiento Eléctrico del SEIN con los proyectos deLíneas de transmisión en 500 kV.


Estudios Especializados L.T 500 kVDesafíos

Ingeniería e estudios que justifiquen el diseño del proyecto (líneas y

subestaciones)

Diseño optimo del tipo, configuración, material y calibre de los conductores, aisladores,

estructuras entre otros para sistemas de extra alta tensión.

Dimensionamiento optimo de los equipos para la operación segura y confiable del sistema

de transmisión en 500 kV, como por ejemplo, autotransformadores, interruptores,

seccionadores, reactores, sintonización de reactores de neutro de la compensación

reactiva (simétrica y/o asimétrica).

Implementación de sistemas de supervisión, control y detección de falla de la línea de

transmisión y equipos de patio.

Estudios eléctricos y electromagnéticos

Flujos de carga en régimen normal de operación para verificar la distribución de los flujos

y niveles de tensión con el proyecto;

Cálculos de cortocircuitos para verificar las potencias de cortocircuito de los equipos del

área de influencia;

Flujos de carga en condiciones de contingencia para verificar la redistribución de los flujos

en el sistema y niveles de tensión post-contingencia;


Estudios Especializados L.T 500 kVDesafíos

Estudios eléctricos y electromagnéticos (continuación)

Análisis de la estabilidad (pequeñas señales, transitoria electromecánica, de tensión) para

verificar con mayor aproximación el comportamiento del sistema con el proyecto:

Calculo de los tiempos críticos de falla asociado al recierre monopolar, considerando

la corriente de arco secundario.

Límites máximos de operación.

Estudios de ajuste y coordinación de protecciones;

Estudios de compensación reactiva: capacitiva y inductiva;

Análisis de los transitorios electromagnéticos para calcular las sobretensiones de

maniobra y por descargas atmosféricas.

Estudios de coordinación de Aislamiento. Se determina las distancias de seguridad que

los equipos tienen que tener entre equipos y personas.


25

Contenido







Acciones de Red de Energía del Perú

Cursos Especializados:

Cursos de transitorios electromagnéticos: Principios y entrenamiento elaborado por ISA-

Colombia.

Curso de subestaciones y líneas de transmisión a 500 kV o de extra alta tensión elaborado

por HMV Ingenieros (Colombia).

Curso Fundamentos de PSCAD y Aplicaciones elaborado por Manitoba HVDC Research

Centre (Canadá)

Curso de líneas en 500 kV elaborado por Concol (Colombia).

Programa de pasantías dentro del grupo ISA:

Estudios eléctricos de operatividad L.T. 500 kV Chilca-Carabayllo (ISA-REP)

Estudios de ajuste y coordinación de protecciones de la L.T. 500 kV Chilca-Carabayllo (ISA-

REP)

Estudios eléctricos de pré-operatividad L.T. 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo (ISA-REP).

Estudios de transitorios electromagnéticos (HMV-ISA-REP)

Capacitación y entrenamiento dentro del grupo ISA:

Ingenieros de subestaciones 500 kV: supervisión y mantenimiento especializado (ISA-REP)


27

Contenido







Fenómenos Transitorios en Líneas de EAT

L.T 500 kV

Efecto Ferranti

Desbalances de tensión y corriente.

Corrientes Inrush en Energizaciones de Autotransformadores.

Solicitaciones térmicas y dinámicas en los reactores y descargadores de

neutro

Tensión de Recuperación Transitoria TRV, Re-strike en los Interruptores de

Potencia.

Fenómenos de Resonancia en Líneas de Transmisión Compensadas de Extra

Alta Tensión


Efecto Ferranti

Este efecto se hace presente mediante un valor de tensión elevada y permanente en el

extremo abierto de la línea con relación al nivel de tensión en el extremo cerrado

(generación); ello se debe a un mayor valor de Surge Impedance Loading (SIL) con respecto

a la potencia transferida, y en líneas en 500 kV, esta relación es aún mayor.

Es común en los procedimientos de energización de líneas de transmisión, rechazos de

carga y/o procesos de restablecimiento post-contingencia.

Para mitigar las elevadas tensiones se necesita de compensar la línea con reactores shunt

de línea y/o barra.

Para el proyecto L.T 500 kV Carabayllo-

Chimbote-Trujillo se encontró la máxima

tensión cuando se tiene el extremo abierto en

Chimbote y la tensión en la barra de envió

(Carabayllo) es igual a 1.05 p.u.

También se calcula el efecto

Ferranti cuando se presenta la

necesidad de no utilizar la

compensación; la maniobra del

reactor de la línea Carabayllo-

Chimbote 500 kV resulta en 1.055

p.u.


Desbalances de Tensión y Corriente

Son ocasionados por diferencias en las inductancias por fase (ex. debido a las asimetrías

físicas de los conductores en las torres).

El análisis se realiza de forma que se determine la necesidad de transposiciones en el trayecto

de la línea de transmisión. Dependiendo del tipo de transposición, el impacto económico

sobre la inversión se incrementa debido a que se necesitan estructuras especiales.

Potencia de diseño 1000 MVA VA VB VCVa2/Va1

%

Carabayllo-Chimbote

500 kV

Magnitud, kV 280,11 292,37 292,704,24

Ángulo, grados -21,55 -140,29 94,32

Potencia de diseño 1000 MVA Ia Ib IcIa2/Ia1

%

Ia+Ib+I

c

A

Carabayllo-Chimbote

500 kV

Magnitud, A 1120 1169 11714,24 55

Ángulo, grados -39,74 -158,48 76,12

Potencia de diseño 1000 MVA VA VB VCVa2/Va1

%

Chimbote-Trujillo

500 kV

Magnitud, kV 284,96 288,49 292,191,73

Ángulo, grados -8,40 -127,84 109,97

Potencia de diseño 1000 MVA Ia Ib IcIa2/Ia1

%

Ia+Ib+I

c

A

Chimbote-Trujillo

500 kV

Magnitud, A 1140 1154 11691,73 29

Ángulo, grados -26,59 -146,03 91,78

Para el proyecto L.T 500 kV

Carabayllo-Chimbote-Trujillo se

determinó la implementación de un

ciclo de transposiciones en vista que

la variación de tensión superó el 2%

reglamentada según norma IEC

TECHNICAL REPORT 1000-3-6.


ENTCH5 Chimbote 500 Chimbote 220

ENTCH2 Chimbote 220 Chimbote 500

ENT_TRU5 Trujillo 500 Trujillo 220

ENT_TRU2 Trujillo 220 Trujillo 500 0,95

1,10

1,15

Máxima

Corriente pico, Fase B

1,15

0,90

TENSIÓN EN

1,50

1,15

1,10

CASO

ATP

ENERGIZACIÓN

DE

TRANSFORMADOR

TENSIÓN

kV Máxima

Corriente pico, Fase C

Máxima

Corriente pico, Fase A

1,35

1,15

1,45

0,90

Corrientes Inrush en Energizaciones de

Autotransformadores

•Esta elevada corriente se presenta como una corriente diferencial razón por la cual la

respectiva protección diferencial del transformador deberá sobrellevar dicho transitorio.

•En estos estudios se define los casos de análisis en función a las tensiones más altas y a la

potencia de cortocircuito mas reducida, realizando maniobras por los devanados 220 y 500 kV.

Vmedia

p.u.

S.T. Estadística

(98%)

p.u.

Vmedia

p.u.

S.T. Estadística

(98%)

p.u.

Vmedia

p.u.

S.T. Estadística

(98%)

p.u.

Vmedia

p.u.

S.T. Estadística

(98%)

p.u.

ENTCH5 Chimbote 500 Chimbote 220 1,278 0,1304 1,546 1,279 0,1324 1,552 1,262 0,1340 1,538 1,436 0,0866 1,614 Entre 0 y 5%

ENTCH2 Chimbote 220 Chimbote 500 1,949 0,0859 2,126 1,963 0,0655 2,098 1,963 0,0702 2,108 1,975 0,0000 1,975 Entre 0 y 5%

ENT_TRU5 Trujillo 500 Trujillo 220 1,338 0,1276 1,601 1,343 0,1350 1,621 1,323 0,1389 1,609 1,487 0,1109 1,715 Entre 0 y 5%

ENT_TRU2 Trujillo 220 Trujillo 500 1,962 0,0492 2,063 1,968 0,0345 2,039 1,962 0,0977 2,163 1,975 0,0000 1,975 Entre 0 y 5%

TENSIÓN EN

Fase BFase AENERGIZACIÓN

DE

TRANSFORMADOR

TENSIÓN

kV

Fase C Resumen Estadístico Energía en

descargadores

de sobretensión

kJ

CASO

ATP

•Esta condición transitoria se manifiesta cuando se energiza los equipos de transformación

y/o frente al despeje de fallas.

•Entre los factores que influyen en la magnitud de Inrush se tiene la potencia del equipo, la

remanencia de los flujos y punto de la onda de tensión donde cierran los contactos.


Solicitaciones térmicas y dinámicas en los

reactores y descargadores de neutro

(f ile STD1A_DETERMIN.pl4; x-var t) c:NCHCAR-

0.0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0[s]

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

[A]

Recierre Monof ásico Carabay llo-Chimbote con Falla Monof . en Chimbote. Recierran ambos extremos

Solicitación Reactor de Neutro de Chimbote 437 Apico.

•Se verifica los valores máximos de corriente por

los reactores de neutro y la máxima disipación de

energía por sus pararrayos cuando se aplica una

falla monofásica con recierre exitoso.

•Se generan diferentes casos donde la falla se

aplica en cualquiera de los extremos y además con

diferentes secuencias de apertura y recierre.

•La finalidad es obtener un adecuado reactor

(tamaño y sintonización) para las diferentes

posibilidades de operación y para las diferentes

configuraciones de compensación (simétrico,

asimétrico)

La implementación de mando sincronizado es mas

frecuente en sistemas de extra alta tensión.

CasoFalla Monofásica con Recierre

Monofásico

Contingencia

de

Reactores

Corriente

Apico

Tensión

kVpico

Energía en

Descargadores

Julios

Carabayllo - Chimbote 500 kV – Reactor de neutro 456 Ohm

STD1

A

Falla monof. en Chimbote.

Recierre estadístico en ambos

extremos

No 437 139 15,3

Chimbote - Trujillo 500 kV - Reactor de neutro 796 Ohm

STD3

Falla monof. en Chimbote.

Recierre estadístico en ambos

extremos

No 234 145 20,0


Existencia de corrientes de Arco secundario

indeseables en el recierre monofásico

• Verificación de la extinción del arco

secundario y viabilidad de recierre

monofásico. También se observa la tensión

transitoria de recuperación del arco.

• Se aplica una falla 1 en diferentes puntos

de la línea y en los extremos de la onda de

tensión; los resultados de la simulaciones

son comparados con resultados

experimentales padrones, esperándose que

la tensión de recuperación y la corriente de

arco secundario se encuentre dentro de los

límites (curva CESI).

AS2A.pl4: c:X0005A-XX0036

AS2B.pl4: c:X0005B-XX0036

AS2C.pl4: c:X0005C-XX0036

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9[s]

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

[A]

Tensión prefalla V=Máx. Corriente de Arco Secundario. Fases A,B,C

AS2AMin.pl4: c:X0005A-XX0036

AS2BMIN.pl4: c:X0005B-XX0036

AS2CMIN.pl4: c:X0005C-XX0036

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9[s]

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

[A]

Tensión prefalla V=0. Corriente de Arco Secundario. Fases A,B,C

Falla monofásica a 1/6 de Carabayllo

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 10 20 30 40 50 60

Pri

me

r p

ico

de

la

te

ns

ión

de

re

cu

pe

rac

ión

[k

Vp

ico

]

Corriente de arco secundario [A]

Carabayllo - Chimbote 500 kV

Experimental CESI Fase A, V=Máx Fase B, V=Máx Fase C, V=Máx

Indicadores-COES Fase A, V=0 Fase B, V=0 Fase C, V=0

Experimental - CESI

Indicadores - COES


Tensión de Recuperación Transitoria TRV,

Re-strike en los Interruptores de Potencia

• Tensión a través de los polos de los

interruptores durante el despeje de falla.

• Los tipos de falla pueden ser: Terminal

(trifásica), Kilométrica (monofásica), en

oposición de fases.

•Se verifica la magnitud (valor pico) y tasa de

crecimiento (RRRV) de la tensión de

recuperación transitoria.

•No interesa la forma de la onda de tensión, lo

importante es que se encuentre dentro de su

respectiva curva, garantizando el adecuado

desempeño del interruptor.

0, 0

147, 1031

0, 0

180, 899

146, 438

876, 876

219, 438

876, 817

168, 337

672, 629

438, 674

876-1752, 1123

0

200

400

600

800

1000

1200

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Te

ns

ión

, kV

pic

o

Tiempo, s

TRV Normalizado - Interruptores - 550 kV

T10 T30 T60 Terminal 550 kV kilométrica 550 kV En oposición de fases

Curvas normalizadas de TRV ( según la norma IEC 62271-100)

0, 0

219, 438

876, 817

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Te

ns

ión

[kV

pic

o]

Tiempo [ s]

TRV Falla Terminal en Carabayllo a Chimbote 500 kV

IEC 550 kV TRV_T1

0, 0

168, 337

672, 629

0

100

200

300

400

500

600

700

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Ten

sió

n [V

pic

o]

Tiempo [ s]

TRV Falla Kilométrica en Trujillo a Chimbote 500 kV

IEC 550 kV TRV_K4


Fenómenos de Resonancia en Líneas de Transmisión

Compensadas de Extra Alta Tensión

•Este fenómeno se debe a las altas

capacitancias e inductancias de los

conductores y reactores limitadores

de corriente; en este caso, dictado por

el grado de compensación de las

líneas de transmisión en 500 kV.

El proyecto L.T 500 kV Carabayllo-

Chimbote-Trujillo tiene 480 Mvar de

compensación shunt.

•La presencia de resonancia se

verifica principalmente cuando una de

las fases o inclusive dos fases se

encuentren abiertas, pudiendo resultar

en sobretensiones peligrosas para la

operación; un buen diseño de los

pararrayos permitirá una adecuada

protección del sistema.

Carabayllo-Chimbote 500 kV Chimbote-Trujillo 500 kV

R0, Ohm/km 0,286299 108,05 41,51

X0, Ohm/km 1,047550 395,35 151,89

B0, umho/km 3,112550 1174,68 451,32

C0, uF/km 0,008256 3,12 1,20

R1, Ohm/km 0,020293 7,66 2,94

X1, Ohm/km 0,317618 119,87 46,05

B1, umho/km 5,210850 1966,57 755,57

C1, uF/km 0,013822 5,22 2,00

Longitud, km - 377,4 145

k=Co/C1 - 0,60 0,60

Grado de compensación

para el cual ocurre

resonancia

h=(2+k)/3

- 0,87 0,87

Parámetros eléctricosParámetros para la longitud total

Parámetros/km

Carabayllo-Chimbote 500 kV Chimbote-Trujillo 500 kV

491,64 188,89

Grado de compensación shunt Grado de compensación shunt

360 0,73 -

240 0,49 -

120 0,24 0,64

QC de la línea, MvarQL Compensación

shunt

Mvar

No se presentan puntos resonantes en el proyecto 500 kV


36

Contenido







El pasado 15 de marzo 2011 se realizó la primera

energización a 500 mil voltios en el Perú

L.T. 500 kV Chilca-CarabaylloEspecificaciones Técnicas

Características principales del proyecto

Localización: Departamento de Lima

Subestación de Chilca

Subestación La Planicie

Subestación Carabayllo

Nivel de tensión: 500 kV

Longitud: 90 Km

# Circuitos: 1 #conductores por fase: 4 conductores.

Autotransformadores: 2 (3x200 MVA por cada equipo)

Compensación reactiva: Ninguna

Capacidad mínima de transmisión (según contrato): 600 MVA

Capacidad máxima (Ampacitancia): 1400 MVA


Ventanilla

Zapallal 220 kV

La Planicie 220 kV

Chavarría 220 kV

Santa Rosa 220 kVSan Juan 220 kV

Chilca REP 220 kV

Carabayllo 500 kV

Chilca CTM 220 kV

C.H Huinco

C.T Santa Rosa

Kallpa,Chilca1,

Platanal, Las Flores

Chillón 220 kV

Chilca 500 kV

L.T 500 kV Chilca-Carabayllo

Parámetros eléctricos

Carabayllo 220 kV

90 Km

R=0.0316 Ω/Km

X=0.3170 Ω/Km

B=5.2659 µS/Km

50 Km

R=0.0521 Ω/Km

X=0.3834 Ω/Km

B=4.366 µS/Km

39 Km

R=0.0521 Ω/Km

X=0.3834 Ω/Km

B=4.366 µS/Km

3x200 MVA

3x200 MVA 3x200 MVA

L-2094 -L-2095

48 Km

R=0.05901 Ω/Km

X=0.3431 Ω/Km

B=4.8238 µS/Km

L-2093

48 Km

R=0.03686 Ω/Km

X=0.2559 Ω/Km

B=6.4614 µS/Km

Balnearios 220 kVRefinería 220 kV

10.5 Km

R=0.08712 Ω/Km

X=0.4996 Ω/Km

B=3.3879 µS/Km

Ventanilla 220 kV

10 Km

R=0.0311 Ω/Km

X=0.2813 Ω/Km

B=6.0133 µS/Km

L-2010

L-2011

L-2004

L-2003

L-2242L-2243

A Huayucachi


Ventanilla 472 MW

Zapallal 219 kV

La Planicie 219 kV

Chavarría 213 kV Santa Rosa 213 kV San Juan 212 kV

Chilca REP 220 kV

Carabayllo 503 kV

Chilca CTM 220 kV

Huinco 152 MW

Santa Rosa 102 MWPlatanal: 78 MW

Térmicas: 1255 MW

Chillón 215 kV

Chilca 504 kV

Operación de L.T 500 kV Chilca-Carabayllo

Estiaje máxima demanda 2011

Carabayllo 219 kV

3x200 MVA 3x200 MVA


Ventanilla 215 kV

A Huayucachi152 MW

-53 Mvar

11%

152 MW

-44 MVar

2 x 108 MW

2 x -22 Mvar

31%

2 x 108 MW

2 x -17 Mvar

31%

2x75 MW

2x 32 MVar

-36 MW

-37 MVar

2x201 MW

2x 35 MVar

57MW

62MVar

63 MW

65 MVar

2x29 MW

2x45 MVar

2x148 MW

2x80 MVar

2 x74 MW

2 x -27 MVar2 x 75 MW

2 x -19MVar

2x-253 MW

-2x112MVar

88%

2x251MW

2x52 MVar

333 MW

-78 Mvar

96%

142 MW

76 MVar

2x185 MW

2x -45 MVar142 MW

24 MVar

138 MW

- 32 MVar

A Huacho

A Paramonga

mayor que 80% de

su capacidad


Ventanilla 472 MW

Zapallal 219 kV

La Planicie 217 kV


Chilca REP 218 kV

Carabayllo 492 kV

Chilca CTM 218 kV

Huinco 152 MW


Térmicas: 1255 MW

Chillón 214 kV

Chilca 495 kV

Contingencia L.T 500 kV Chilca-Carabayllo


Carabayllo 216 kV

3x200 MVA 3x200 MVA


Ventanilla 214 kV

A Huayucachi

0 MW

0 MVar

2 x 148 MW

2 x -13 Mvar

43%

2 x 146 MW

2 x -12 Mvar

43%

0 MW

0 MVar

-41 MW

-379MVar

2x166 MW

2x 7 MVar

26MW

38MVar

29 MW

41 MVar

2x33 MW

2x48 MVar

2x127 MW

2x76 MVar

2 x102 MW

2 x -25 MVar2 x 103 MW

2 x -24 MVar

2x-252 MW

-2x113MVar

2x271MW

2x49 MVar

354 MW

-55 Mvar

103%

122 MW

73 MVar

2x148 MW

2x -12 MVar142 MW

24 MVar

138 MW

-32 MVar

A Huacho

A Paramonga

mayor que 80% de su

capacidad

Sobrecarga


Ventanilla 472 MW

Zapallal 218 kV

La Planicie 217 kV


Chilca REP 219 kV

Carabayllo 492 kV

Chilca CTM 219 kV

Huinco 152 MW


Térmicas: 1255 MW

Chillón 214 kV

Chilca 504 kV

Contingencia L.T 220 kV San Juan –Santa Rosa


Carabayllo 219 kV

3x200 MVA 3x200 MVA


Ventanilla 215 kV

A Huayucachi

2 x 148 MW

2 x -13 Mvar

40%

2 x 146 MW

2 x -12 Mvar

40%

2x96 MW

2x30 MVar

-39 MW

-36 MVar

2x253 MW

2x 25 MVar

108MW

52MVar

118MW

54MVar

2x48 MW

2x42 MVar

2x182 MW

2x73 MVar

2 x4 MW

2 x -12MVar

2x259 MW

-2x118MVar

2x219MW

2x56 MVar

290 MW

82 Mvar

175 MW

70 MVar

2x235 MW

2x -45 MVar141 MW

24 MVar

137 MW

-32 MVar

A Huacho

A Paramonga

mayor que 80% de su

capacidad

Sobrecarga

193 MW

-54 Mvar

14%

193 MW

-41 MVar


Estabilidad Falla 1 L.T 500 kV Chilca-CarabaylloEstiaje-máxima demanda 2011


Estabilidad Falla 3 L.T 500 kV Chilca-CarabaylloEstiaje-máxima demanda 2011


L.T. 500 kV Carabayllo-Chimbote-TrujilloEspecificaciones Técnicas

Características principales del proyecto

Localización: Departamento de Lima, Ancash, La Libertad

Subestación Carabayllo

Subestación Chimbote

Subestación Trujillo Nueva y Trujillo Norte (REP)

Nivel de tensión: 500 kV

Longitud:

L.T Carabayllo-Chimbote : 378 Km

L.T Chimbote-Trujillo: 146 Km

# Circuitos: 1 #conductores por fase: 4 conductores.

Autotransformadores: 02 (750 MVA por autotransformador)

Compensación reactiva:

Shunt de línea 480 Mvar y shunt de barra 120 Mvar.

Capacidad mínima de transmisión (según contrato): 600 MVA

Capacidad máxima (Ampacitancia a 60 grados): 1900 MVA


Trujillo 220 kV

Chimbote 220 kV

Guadalupe 220 kV

Chiclayo 220 kV

Piura 220 kV

L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote-TrujilloParámetros eléctricos

Zapallal

220 kV

Huallanca 220 kV

Cajamarca 220 kV

A Cerro Corona

Paramonga N. 220 kV

Carabayllo 500 kV

Conococha 226 kV

A VizcarraA Paragsha

Chimbote 500 kV

Trujillo 500 kV

Huacho

220 kV

146 Km

R=0.02Ω/Km

X=0.317 Ω/Km

B=5.21 µS/Km

Polo

Chilca

La Niña 220 kV

Curumuy, Poechos

Piura, Paita

Carhuaquero

Chiclayo

Gallito Ciego

C.H Cañón Pato

C.T Chimbote

A Huayucachi

Planicie

220 kV

Chilca 500 kV

Chilca CTM

220 kV

Chilca REP

220 kV

Kallpa,Chilca1.

Platanal, Las Flores

R

Sto.Dgo

A Talara 220 kV

3x200 MVA

3X40 MVar

Ventanilla

3x200 MVA

3x200 MVA3x200 MVA378 Km

R=0.02Ω/Km

X=0.317 Ω/Km

B=5.21 µS/Km

3X40 MVar

3X40 MVar

3X40 MVar

4 Km

R=0.03Ω/Km

X=0.281 Ω/Km

B=6.013 µS/Km

3X40 MVar

90 Km

R=0.0316 Ω/Km

X=0.3170 Ω/Km

B=5.2659 µS/Km

50 Km

R=0.0521 Ω/Km

X=0.3834 Ω/Km

B=4.366 µS/Km

39 Km

R=0.0521 Ω/Km

X=0.3834 Ω/Km

B=4.366 µS/Km

3x200 MVA

C.H. Cahua

222 Km

R=0.0899Ω/Km

X=0.48Ω/Km

B=3.3925µS/Km

TGN4

L-2234

L-2236

L-2238

L-2239

L-2248


Trujillo 223 kV

Chimbote 224 kV

Guadalupe 224 kV

Chiclayo 223 kV

Piura 223 kV

Operación L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote-TrujilloEstiaje-máxima demanda 2012

Zapallal

219 kV

Huallanca 223 kV

Cajamarca 221 kV

A Cerro Corona

Paramonga N. 226 kV

Carabayllo 509 kV

Conococha 226 kV


Chimbote 503 kV

Trujillo 502 kV

306 MW

-231 MVar

Huacho

223kV

208 MW

-88 MVar

2x99 MW

2x26MVar

59 MW

-38 MVar

6 MW

-7 MVar

2x37 MW

2x-20 MVar

2X57 MW

2X-11 MVar

2x69 MW

2x-19MVar

18 MW

-9 MVar

121 MVar

121 MVar

121 MVar

29 MW

2 MVar

2x 46 MW

2x-9 MVar

Polo

Chilca

La Niña 224 kV-37 MW

-3 MVar

2x103 MW

2x-19 MVar

2x51 MW

2x-27 MVar

281 MW

-69 MVar

121 MVar

Curumuy: 4 MW

Carhuaquero: 60 MW

Chiclayo: 3 MW

Gallito Ciego: 10 MW

Cañón Pato: 99 MW

A Huayucachi

Planicie

216 kV

Chilca 509 kV

Chilca CTM

220 kV

Chilca REP

220 kV

TER 1172 MW

HID 78 MW

101 MW

-58 MVar

Sto.Dgo 180 MW

30 MW

-25 MVar

2x47 MW

2x52MVar

2X10 MW

2X-66 MVar

65 MW

-3 MVar

A Talara 220 kV2x -17 MW

2x-17 MVar

96 MW

-45 MVar

124 MVar

Ventanilla 452 MW

R

TGN4 98 MW

2x43 MW

2x-12MVar


Trujillo 214 kV

Chimbote 212 kV

Guadalupe 218 kV

Chiclayo 220 kV

Piura 221 kV

Contingencia L.T 500 kV Carabayllo-ChimboteEstiaje-máxima demanda 2012

Zapallal

215 kV

Huallanca 216 kV

Cajamarca 220 kV

A Cerro Corona

Paramonga N. 214 kV

Carabayllo 498 kV

Conococha 220 kV


Chimbote 481 kV

Trujillo 481 kV

Huacho

212 kV

117 MW

-100 MVar

2x117 MW

2x25MVar

167 MW

-14 MVar

3 MW

20 MVar

2x136 MW

2x-17 MVar

2X67 MW

2X-23 MVar

28 MW

3 MVar

118 MVar

29 MW

-4 MVar

2x 110 MW

2x -5 MVar

Polo

Chilca


4 MVar

2x58 MW

2x-22 MVar

2x87 MW

2x-34 MVar

211 MW

-19 MVar

Curumuy: 4 MW

Carhuaquero: 60 MW

Chiclayo: 3 MW


Cañón Pato: 99 MW

A Huayucachi

Planicie

214 kV

Chilca 501 kV

Chilca CTM

220 kV

Chilca REP

220 kV

TER 1172 MW

HID 78 MW

32 MW

-36MVar

Sto.Dgo 180 MW

-129 MW

41 MVar

2x42 MW

2x-36MVar

2X105 MW

2X46 MVar

62 MW

1 MVar


2x-14 MVar

117 MW

-45 MVar

Ventanilla 452 MW

R

TGN4 98 MW

2x 58 MW

2x-31 MVar

2x31 MW

2x-22 MVar

111 MVar


Trujillo 218 kV

Chimbote 218 kV

Guadalupe 221 kV

Chiclayo 222 kV

Piura 222 kV

Contingencia L.T 500 kV Chimbote-TrujilloEstiaje-máxima demanda 2012

Zapallal

218 kV

Huallanca 220 kV

Cajamarca 221 kV

A Cerro Corona

Paramonga N. 223 kV

Carabayllo 504 kV

Conococha 225 kV


Chimbote 483 kV

Trujillo 489 kV

263 MW

-165 MVar

Huacho

220kV

2x101 MW

2x25 MVar

71 MW

-35 MVar

6 MW

-17 MVar

2x43 MW

2x-13 MVar

2X141 MW

2X-16 MVar

11 MW

-7 MVar

113 MVar

113 MVar

29 MW

-3 MVar

2x 64 MW

2x-7 MVar

Polo

Chilca


3 MVar

2x74 MW

2x-26 MVar

273 MW

-49MVar

112 MVar

Curumuy: 4 MW

Carhuaquero: 60 MW

Chiclayo: 3 MW


Cañón Pato: 99 MW

A Huayucachi

Planicie

216 kV

Chilca 505 kV

Chilca CTM

220 kV

Chilca REP

220 kV

TER 1172 MW

HID 78 MW

92 MW

-47 MVar

Sto.Dgo 180 MW

-41 MW

25 MVar

2x46 MW

2x-47 MVar

2X3 MW

2X56 MVar

65 MW

-3 MVar


2x-14 MVar

261 MW

-59 MVar

121 MVar

Ventanilla 452 MW

R

TGN4 98 MW

2x 62 MW

2x-56 MVar

2x 36 MW

2x-17 MVar


Trujillo 217 kV

Chimbote 220 kV

Guadalupe 215 kV

Chiclayo 213 kV

Piura 205 kV

Contingencia C.T. Malacas (TGN4)

Estiaje máxima 2012

Zapallal

218 kV

Huallanca 221 kV

Cajamarca 220 kV

A Cerro Corona

Paramonga N. 224 kV

Carabayllo 504 kV

Conococha 225 kV


Chimbote 493 kV

Trujillo 490 kV

362 MW

-192 MVar

Huacho

221kV

256 MW

-69 MVar

2x97 MW

2x26MVar

70 MW

-37 MVar

5 MW

-2 MVar

2x48 MW

2x-17 MVar

2X76 MW

2X-6 MVar

24 MW

-21 MVar

116 MVar

116 MVar

115 MVar

80 MW

10 MVar

2x 67 MW

2x-7 MVar

Polo

Chilca


-4 MVar

2x127 MW

2x-17 MVar

2x66 MW

2x-26 MVar

303 MW

-56 MVar

116 MVar

Curumuy: 4 MW

Carhuaquero: 60 MW

Chiclayo: 3 MW


Cañón Pato: 99 MW

A Huayucachi

Planicie

215 kV

Chilca 506 kV

Chilca CTM

219 kV

Chilca REP

220 kV

TER 1172 MW

HID 78 MW

123 MW

-53 MVar

Sto.Dgo 180 MW

40 MW

-27 MVar

2x57 MW

2x-48MVar

2X31 MW

2X-59 MVar

83 MW

-1.7 MVar

A Talara 220 kV2x 31 MW

2x-4 MVar

106 MW

-49 MVar

122 MVar

Ventanilla 452 MW

R

TGN4 : 0 MW

2x 106 MW

2x-11 MVar

2x 79 MW

2x-9 MVar


Trujillo 219 kV

Chimbote 221 kV

Guadalupe 220 kV

Chiclayo 221 kV

Piura 224 kV

Contingencia C.T. Malacas (TGN4)

Estiaje máxima 2012 con Banco 2x20 Mvar en Piura

Zapallal

218 kV

Huallanca 221 kV

Cajamarca 220 kV

A Cerro Corona

Paramonga N. 224 kV

Carabayllo 505 kV

Conococha 225 kV


Chimbote 496 kV

Trujillo 494 kV

367 MW

-204 MVar

Huacho

221kV

256 MW

-80 MVar

2x97 MW

2x26MVar

70 MW

-38 MVar

6 MW

-4 MVar

2x48 MW

2x-19 MVar

2X73 MW

2X-10 MVar

24 MW

-14 MVar

118 MVar

118 MVar

117 MVar

80 MW

-11 MVar

2x 61 MW

2x-7 MVar

Polo

Chilca


17 MVar

2x127 MW

2x-22 MVar

2x65 MW

2x-25 MVar

303 MW

-61 MVar

116 MVar

Curumuy: 4 MW

Carhuaquero: 60 MW

Chiclayo: 3 MW


Cañón Pato: 99 MW

A Huayucachi

Planicie

216 kV

Chilca 506 kV

Chilca CTM

219 kV

Chilca REP

220 kV

TER 1172 MW

HID 78 MW

123 MW

-55 MVar

Sto.Dgo 180 MW

- 40 MW

27 MVar

2x57 MW

2x-50MVar

2X32 MW

2X-63 MVar

83 MW

-2 MVar

A Talara 220 kV2x 31 MW

2x-13 MVar

109 MW

-48 MVar

122 MVar

Ventanilla 452 MW

R

TGN4 : 0 MW

2x20 Mvar

2x 106 MW

2x-23 MVar

2x 79 MW

2x-21 MVar


Estabilidad Falla 1 L.T 500 kV Carabayllo-ChimboteEstiaje- Máxima demanda 2012


Estabilidad Falla 3 L.T 500 kV Carabayllo-ChimboteEstiaje- Máxima demanda 2012


Gracias por su atención.

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Operación de sistemas de transmisión en 500k