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7/24/2019 ESTUDIO DE RACG 2016 INFORME FINAL.pdf

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Estudio de Rechazo Automticode Carga/Generacin del SEIN Ao 2016

INFORME FINAL

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INFORME FINAL

COES/DP/SNP-037-2015

ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMTICO DE

CARGA/GENERACIN DEL SEINAO 2016

Fecha Rev. Descripcin Elabor Revis Aprob

31.08.2015 0 Informe preliminar JOC/JVZ/RZC RZC RRA

30.09.2015 1 Informe final JOC/JVZ/RZC RZC RRA


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NDICE

1. INTRODUCCIN ...................................................................................................... 4

2. EVALUACIN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES .................................................... 5

2.1 Esquemas de rechazo de carga/generacin vigentes .................................. 52.1.1 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Frecuencia(ERACMF) vigente .................................................................................................... 52.1.2 Esquema de Desconexin Automtica de Generacin por Sobrefrecuencia(EDAGSF) vigente .................................................................................................... 62.1.3 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Tensin (ERACMT)vigente 7

2.2 Actuacin de los esquemas vigentes ............................................................ 72.2.1 Eventos en los cuales se activ el ERACMF ................................................. 72.2.2 Eventos en los cuales se activ el EDAGSF .................................................. 92.2.3 Eventos en los cuales se activ el ERACMT ................................................. 9

3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMTICO DECARGA / GENERACIN DEL SEINAO 2015.......................................................... 9

3.1 Criterios para el diseo del ERACMF y del EDAGSF vigentes ..................... 9

3.2 Criterios para el diseo del ERACMT vigente ............................................. 11

4. REVISIN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO ........................ 12

4.1 Regulacin Primaria de Frecuencia ............................................................. 124.2 ERACMF de la Zona 2 ................................................................................... 12

4.3 ERACMF de las Zonas 3 y 4 .......................................................................... 12

5. DEF INICIN DE LAS ZONAS DEL SEIN ............................................................... 13

6. MODELO , ESCENARIOS Y CASOS ...................................................................... 14

6.1 Modelo Dinmico del SEIN ........................................................................... 14

6.2 Escenarios base ............................................................................................ 14

6.3 Casos analizados .......................................................................................... 15

7. ERACMF VIGENTE ................................................................................................ 167.1 ACTUACIN DEL ERACMF VIGENTE ANTE DESCONEXIONES DEUNIDADES DE GENERACIN .................................................................................. 16

7.1.1 Resultados .................................................................................................. 167.1.2 Conclusiones parciales ................................................................................ 23

7.2 ACTUACIN DEL ERACMF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIN DE LASLNEAS DE INTERCONEXIN CENTRO-SUR (SEPARACIN DE REAS) ............ 24

7.2.1 Cobertura de la demanda del rea Sur ....................................................... 247.2.2 Desconexin de todas las lneas de interconexin Centro-Sur .................... 267.2.2.1 Resultados............................................................................................... 277.2.2.2 Conclusiones parciales ............................................................................ 27

7.2.3 Desconexin por fallas simultneas de las lneas L-2051 y L-2052 (Mantaro-Cotaruse), con la lnea L-5036 (OcoaSan Jos) fuera de servicio ..................... 28


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7.2.3.1 Resultados............................................................................................... 287.2.3.2 Conclusiones parciales ............................................................................ 29

8. ERACMF PROPUESTO ......................................................................................... 29

8.1 ACTUACIN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE DESCONEXIONES DEUNIDADES DE GENERACIN .................................................................................. 308.1.1 Resultados .................................................................................................. 308.1.2 Conclusiones parciales ................................................................................ 37

8.2 ACTUACIN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE LA DESCONEXIN DELAS LNEAS DE INTERCONEXIN CENTRO-SUR (SEPARACIN DE REAS) .... 38


9. EDAGSF VIGENTE ................................................................................................ 40

9.1 ACTUACIN DEL EDAGSF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIN DE LACARGA INDIVIDUAL MS GRANDE DEL SEIN ....................................................... 40

9.1.1.1 Resultados............................................................................................... 409.1.1.2 Conclusiones parciales ............................................................................ 41

9.2 ACTUACIN DEL EDAGSF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIN DE LASLNEAS DE INTERCONEXIN CENTRO-SUR (SEPARACIN DE REAS) ............ 41


10. ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMTICO DE CARGA Y GENERACINPROPUESTOS PARA EL AO 2016 ............................................................................. 44

10.1 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Frecuencia(ERACMF) para el ao 2016 ...................................................................................... 44

10.2 Esquema de Desconexin Automtica de Generacin por Sobre-frecuencia (EDAGSF) para el ao 2016 ................................................................... 46

10.3 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Tensin(ERACMT) para el ao 2016 ...................................................................................... 46

11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 46

12. LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES A L INFORME PREL IMINAR .......... 47

13. REFERENCIAS .................................................................................................. 51

14. ANEXOS ............................................................................................................. 52


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1. INTRODUCCIN

De acuerdo a la Norma Tcnica para la Coordinacin de la Operacin en Tiempo Real delos Sistemas Interconectados [1], el COES debe elaborar anualmente un estudio paraestablecer los esquemas de rechazo automtico de carga para prever situaciones deinestabilidad. Asimismo, debe proponer un esquema de rechazo automtico degeneracin por sobrefrecuencia.

Se emite el presente informe, para dar cumplimiento al Procedimiento para supervisar laimplementacin y actuacin de los esquemas de rechazo automtico de carga ygeneracin [2], en adelante Procedimiento de OSINERGMIN, que textualmente indicalo siguiente:

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


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2. EVALUACIN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES

2.1 Esquemas de rechazo de carga/generacin vigentes

Las especificaciones tcnicas de los esquemas de rechazo de carga/generacin vigentesfueron determinadas en el Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin - Ao2015 [3]. En las tablas siguientes, se indican estas especificaciones.

2.1.1 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Frecuencia(ERACMF) vigente

Tabla 2.1 ERACMF vigente de la Zona 1

Nmero Porcentaje

de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION

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 16.0% 58.80 0.15 59.8 -0.75 0.154 10.0% 58.50 0.155 8.0% 58.30 0.156 6.0% 58.00 0.157 2,5% 59.10 30.0

(4) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia de las cargas que se localizan aguas abajo de las subestacionesZorritos 220 kV, Talara 220 kV y de las lneas L-6654 y L-6698 es 300 ms

(1) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el rel para medir la pendiente.(2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,1 Hz(3) Si el rel no permitiera ajustar la pendiente a -0.75 Hz/s, esta podr ser ajustada a -0.7 Hz/s

RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA


Nmero Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -0.65 0.152 6.0% 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 8.0% 58.50 0.157 2,5% 59.10 30.0

(1) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el rel para medir la pendiente.(2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,1 Hz

(3) Si el rel no permitiera ajustar la pendiente a -0.65 Hz/s, esta podr ser ajustada a -0.6 Hz/s


(4) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia de las cargas que se localizan aguas abajo del transformador138/66 kV de la subestacin Huallanca y del transformador 10/66 kV de la subestacin Kiman Ayllu es 300 ms


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Nmero Porcentaje



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 0.155 9.0% 58.60 0.156 12.0% 57.50 0.157 2,5% 59.10 30.0



(3) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro,Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s


Nmero Porcentaje



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 12.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.154 12.0% 58.70 0.15 59.8 -1.5 0.155 12.0% 58.60 0.156 7.0% 58.00 0.157 2,5% 59.10 30.0



2.1.2 Esquema de Desconexin Automtica de Generacin por Sobrefrecuencia(EDAGSF) vigente

Tabla 2.5 EDAGSF vigente

(Hz / s) (Hz) (s)

C.T. Aguayta TG1 (*) 61.0 0.066C.H. Callahuanca G4 61.3 2.0C.H. Cahua G2 (*) 61.3 3.0

C.H. Chimay G1 61.5 1.5C.H. Chimay G2 61.5 12.0C.H. Restitucin G1 61.5 1.0C.H. Restitucin G2 61.5 1.0C.H. Yanango G1 61.5 10.0C.T. Santa Rosa TG8 61.8 2.0C.H. Machupicchu G2 (*) 3.0 60.5 0.4C.H. San Gabn II G1 1.2 61.0 0.3 62.5 0.3C.T. Pisco TG1 61.5 3.2C.T. Pisco TG2 61.5 3.2C.H. Platanal G1 (*) 62 1

(*) Si el grupo indicado no estuviera despachado, pero en su lugar estuviera despachado un gruposemejante de la misma central, este ltimo debera tener implementados los ajustes del grupo

especificado.

CENTRAL UNIDAD

AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL

(Hz) (s)En condicin AND


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2.1.3 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Tensin (ERACMT)vigente

Tabla 2.6 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 subestacin(**) Medicin en barras de 220 kV

SUBESTACIONRECHAZO (*)

(MW)

AJUSTES

Chavarra (EDN)

2.2 Actuacin de los esquemas vigentes

En cumplimiento del numeral 6.4 del Procedimiento de OSINERGMIN, el COES evala laactuacin de los esquemas vigentes en cada evento que los activa. Los resultados dedichas evaluaciones son informados al OSINERGMIN en los informes tcnicoscorrespondientes a travs de su Portal Integrado del Sistema de Informacin Tcnica GFE.A continuacin, se presenta un resumen de los eventos en que se activaron estosesquemas durante el primer semestre del presente ao. En los Informes Tcnicos deAnlisis de Eventos del COES, que publica en su portal web, puede encontrarse mayoresdetalles.Asimismo, se presenta una valoracin de la actuacin de los esquemas en dichos

eventos.

2.2.1 Eventos en los cuales se activ el ERACMF

En la Tabla 2.7,se presenta la relacin de eventos en que se produjeron actuacionesERACMF, durante el primer semestre del presente ao.

Tabla 2.7 Eventos que activaron el ERACMF en el periodo 01.2015 - 06.2015

FECHA DEOCURRENCIA EVENTO DESCRIPCIN

FRECUENCIA

MNIMA(HZ)

LTIMA

ETAPAACTIVADA

DESCONEXINATRIBUIBLE A LAACTIVACIN DELAS ETAPAS DEL

ERACMF(MW)

VALORACIN DE LA

ACTUACIN DELERACMF

12/01/2015(18:16 h)

Desconexin dela lnea 138 kV L-1005 (QuencoroTintaya).

Se produjo la desconexin dela lnea 138 kV L-1005(Quencoro Tintaya), debidoa una falla monofsica.

58,80Etapa 3 por

derivada11,79

El ERACMF actusatisfactoriamente.

11/03/2015(10:02 h)

Desconexin dela C.H. Can delPato.

Se produjo la desconexin dela C.H. Can del Pato con251,41 MW, debido a laactivacin de BloqueoElctrico (86E).

58,983 Etapa 1 143,10El ERACMF actu

satisfactoriamente.


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FECHA DEOCURRENCIA

EVENTO DESCRIPCINFRECUENCIA

MNIMA(HZ)

LTIMAETAPA

ACTIVADA

DESCONEXINATRIBUIBLE A LAACTIVACIN DELAS ETAPAS DEL

ERACMF

(MW)

VALORACIN DE LAACTUACIN DEL

ERACMF

23/03/2015(15:49 h)

Desconexin dela lnea 220 kV L-2002 (Huinco Santa Rosa).

Se produjo la desconexin dela lnea 220 kV L-2002 (SantaRosa Huinco), debido a unafalla monofsica.Como consecuencia, sali deservicio la C.H. Huinco con192,60 MW.

59,008 Etapa 1 51,39El ERACMF actu

satisfactoriamente.

06/04/2015(11:22 h)

Disminucin degeneracin ydesconexin dela C.T. Fnix.

Se produjo el cierre de lavlvula de corte SOV-101 delgas yard de la C.T. Fnix por ladesenergizacin de laalimentacin en 24 VDC del

computador de flujo OMNI 1(equipo de medicin).Como consecuencia la C.T.Fnix con 564 MW comenz adisminuir su generacin.Luego se produjo ladesconexin de las unidadesTG2, TG1 y TV de la C.T. Fnix.

58,972Etapas 1 y

7220,41


06/04/2015(11:34 h)

Dficit degeneracin en elSEIN

La frecuencia en el SEINdisminuy por el dficit degeneracin ocasionado por ladesconexin previa de la C.T.Fnix.

58,995Etapas 1 y

745,03


07/04/2015(10:44 h)

Desconexin dela unidad TG1 dela C.T. Chilca.

Se produjo la desconexin dela unidad TG1 de la C.T. Chilcacon 163,13 MW, debido a laactivacin de la proteccin demuy baja presin de aire deinstrumentos.

59,106Etapa 7

solamente1,84


19/06/2015(12:09 h)

Formacin delsistema aisladoGuadalupe -Zorritos.

Se produjo la desconexin dela subestacin de 220 kVTrujillo Norte, por activacinde su proteccin diferencialde barras por falla monofsicaen una de las barras.Asimismo, desconect la lneade 500 kV L-5010 (Trujillo

Nueva

La Nia) poractivacin de su proteccin desobretensin. Entre lasconsecuencias, se form unsistema aislado en el reaNorte, desde la subestacinGuadalupe hasta lasubestacin Zorritos. Antesdel evento, el reaGuadalupe-Zorritos importaba132 MW desde el SEIN.Tambin desconect el grupoG1 de la central Caa Brava

con 5 MW por activacin desu proteccin de controladorde grupo.

58,6 3 76,73El ERACMF actu

satisfactoriamente.


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2.2.2 Eventos en los cuales se activ el EDAGSF

Durante el primer semestre del presente ao, no se registraron eventos en los cuales sehaya activado este esquema.

2.2.3 Eventos en los cuales se activ el ERACMT

No se registraron eventos en los cuales se haya activado este esquema.

3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMTICO DECARGA / GENERACIN DEL SEINAO 2015

Los criterios que fueron tomados en cuenta para el Estudio de Rechazo Automtico deCarga/Generacin del SEIN del ao 2015 [3], y que definieron las especificacionestcnicas de los esquemas de rechazo de carga/generacin vigentes, pueden sintetizarseen lo siguiente:

3.1 Criterios para el diseo del ERACMF y del EDAGSF vigentes

Los esquemas de rechazo automtico de carga por mnima frecuencia (ERACMF) yde desconexin automtica de generacin por sobrefrecuencia (EDAGSF), tienencomo finalidad prevenir el colapso del SEIN o de subsistemas aislados porfrecuencia, al permitir que se restablezca el balance generacin-carga a unafrecuencia apropiada.

En concordancia con los lmites de exposicin a subfrecuencias y sobrefrecuenciasde las turbinas de vapor [4, 5], las frecuencias finales luego de la actuacin 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 operacina una frecuencia baja durante un tiempo suficientemente largo, provocando daosen las turbinas de vapor. Por lo tanto, luego de un evento de frecuencia y despusde la actuacin del ERACMF, el valor final alcanzado en la simulacin debera estarprximo a 59,5 Hz. En la operacin real, luego de un evento que comprometa lafrecuencia, el sistema podra operar a este valor de frecuencia durante un ciertotiempo, sin transgredir su tiempo mximo de exposicin, mientras que con la

regulacin secundaria se lleva la frecuencia al valor nominal.

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

El ERACMF debe responder a las necesidades individuales de cada zona del SEIN,con especificaciones adaptadas al comportamiento zonal de la frecuencia al

aislarse. El SEIN ha sido dividido en cuatro zonas.


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El ERACMF de la Zona 1 (zona al norte del SEIN) fue diseado para proveer elrechazo de carga suficiente para evitar un colapso por frecuencia en dicha zona, encaso de desconectar por falla las lneas de 220 kV Trujillo-Guadalupe o Guadalupe-Chiclayo. Dichos esquemas fueron diseados en el Estudio de RACG 2012 [6],

cuando la lnea Trujillo - Guadalupe era el nico enlace de la Zona 1 con el resto delSEIN y estaba conformado por un solo circuito.Considerando la configuracin actual, en la cual la Zona 1 se conecta al SEIN atravs de las lneas paralelas (en torres separadas) de 220 kV L-2234/L-2235(Trujillo - Guadalupe) y la lnea de 500 kV (Trujillo - La Nia), es improbable laseparacin de esta zona del resto del SEIN. No obstante, se ha mantenido lasespecificaciones del ERACMF de la Zona 1 (de mayor porcentaje de rechazo que laZona 2), en caso de requerirse dicho esquema en situaciones de mantenimiento deequipos de transmisin en esta zona y riesgo de formacin de un sistema aisladocon dficit de generacin.

El ERACMF de la Zona 3 (zona al sureste del SEIN) y el ERACMF de la Zona 4

(zona al suroeste del SEIN) fueron diseados para proveer el rechazo de cargasuficiente para evitar un colapso por frecuencia en dichas zonas, en caso dedesconectar por falla simultnea dos circuitos paralelos (en la misma torre) de laslneas de 220 kV L-2051/ L-2052/ L-2053/ L-2054 (Mantaro-Cotaruse-Socabaya),con posibles agravantes de separacin fsica de las reas Sureste y Suroeste poroscilaciones y desconexin de las centrales de generacin solar fotovoltaica.Dichos esquemas fueron diseados en el Estudio de RACG 2013 [7], cuando lalnea Mantaro-Cotaruse-Socabaya era la nica lnea de interconexin Centro-Sur.La eficacia de dichos esquemas estaba condicionada a la imposicin de un lmitede transmisin hacia el rea Operativa Sur, por estabilidad de frecuencia o porestabilidad angular. La razn era que el rechazo de carga disponible en esta reaera equivalente a aproximadamente el 52% de la demanda en esta rea, unamagnitud muy considerable pero menor a los flujos transmitidos por despachoeconmico que podan llegar a abastecer el 70% de esa demanda; asimismo, unERACMF no es til ante una prdida de sincronismo.Considerando la configuracin actual, en la cual el rea Operativa Sur se conecta alSEIN a travs de las lneas de doble circuito de 220 kV L-2051/ L-2052/ L-2053/ L-2054 (Mantaro-Cotaruse-Socabaya) y las lneas de 500 kV L-5032/ L-5034/ L-5036(Chilca-Poroma-Ocoa-Montalvo) es menos probable la separacin del rea Surdel resto del SEIN. No obstante, se ha mantenido las especificaciones del ERACMFde la Zona 3 y Zona 4 (de mayores porcentajes de rechazo que la Zona 2), en casode requerirse dicho esquema en situaciones de mantenimiento de la lnea de 500kV Chilca-Poroma-Ocoa-Montalvo o de las lneas de 220 kV Mantaro-Cotaruse-

Socabaya, con riesgo de que el rea Sur se separe del resto del SEIN.

El ERACMF de la Zona 2 (zona central del SEIN) se ha diseado para proveer elrechazo de carga complementario suficiente para hacer frente al desbalancegeneracin-carga que se producira en todo el SEIN en caso se desconecteintempestivamente la generacin de mayor potencia instalada conectada a unamisma subestacin, con un despacho a plena carga. Este caso corresponda a laprdida de la generacin de las centrales Kallpa y Platanal, que estn conectadas ala subestacin Chilca REP. En circunstancias en que dichas centrales deban operaren la misma barra, una falla en esta ltima provocara la salida de servicio de todoslos grupos de generacin.

El umbral de la primera etapa debe permitir que, luego de un evento de prdida degeneracin, el sistema desarrolle todo su efecto inicial de frenado expresado en las


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inercias 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 generacin. 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 [8] (y en sus sucesivas actualizaciones) y que se sustentaen la indicacin de la NTCSE que admite una variacin sbita de 1 Hz.

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

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

Los esquemas zonales del ERACMF deben activar sus etapas en forma gradualfrente a magnitudes crecientes de prdida de generacin o, en el caso de formacin

de sistemas aislados, de prdida de flujo importado.

El ERACMF no debe incurrir en sobre-rechazos que eleven la frecuencia al puntode activar 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 deberan exceder de 10% de susvalores nominales luego de la actuacin del ERACMF.

En los despachos econmicos de los escenarios del estudio, se considera los

porcentajes de reserva para regulacin primaria de frecuencia (RPF) vigentes,establecidos por el COES [9]. Sin embargo, para fines de las simulaciones yconsiderando los resultados de las evaluaciones de cumplimiento de la prestacindel servicio de RPF, se considera una regulacin primaria de frecuencia limitada,provista solamente por las centrales hidrulicas de potencia mayor a 10 MW.

3.2 Criterios para el diseo del ERACMT vigente

El ERACMT de la zona de Lima debe evitar el colapso por tensin de dicha zona,que podra presentarse, luego de un evento severo, en un escenario deindisponibilidad simultnea de las centrales trmicas a gas de Lima y de saturacin

de la capacidad de los enlaces de transmisin que vienen de las centraleshidroelctricas Mantaro y Restitucin.

El ERACMT debe activarse antes de que acten las protecciones de distancia delas lneas involucradas en la zona afectada, por la cada de tensin, y antes de quedesconecten los servicios auxiliares de las unidades de generacin cercanas.

Las tensiones luego de la actuacin del ERACMT deben permitir la sincronizacinde unidades de emergencia. Se considera 195 kV un valor crtico para este fin.

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


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El ERACMT no busca restituir las tensiones a sus valores de operacin normal, sinoproveer rpidamente un margen de seguridad mnimo al sistema afectado para que,a continuacin, el Coordinador de la Operacin en Tiempo Real del SEIN adopte lasacciones correctivas necesarias para que la tensin recupere los niveles operativos

del estado normal, las mismas que pueden incluir el rechazo manual de carga.

El umbral de ajuste de los rels de un ERACMT normalmente est comprendido enel rango de 0,88 p.u. a 0,90 p.u. de la tensin normal de operacin. Para el caso deLima, considerando una tensin de operacin de 210 kV, resulta 184,8 kV a 189,0kV.

Cuando el ERACMT asociado a una barra de carga en particular, necesita dosescalones de tensin, el segundo escaln est normalmente ajustado 0,5 % debajodel primer escaln. 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 distribucin que no seandespejadas rpidamente por los rels de sobrecorriente. Los ajustes de tiempolargos son apropiados, sin embargo introducen un pequeo riesgo de que elERACMT no opere lo suficientemente rpido cuando las tensiones estn cayendorpidamente. Se puede sealar que no hay beneficio de seguridad (libre dedisparos indeseados) por aplicar ajustes de tiempo largos.

4. REVISIN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO

Las premisas del Estudio han sido revisadas en los aspectos que se detallan a

continuacin.4.1 Regulacin Primaria de Frecuencia

Se mantiene la premisa de considerar solamente la regulacin de las centraleshidrulicas de potencia mayor a 10 MW, pero solamente en las centrales existentes cuyocumplimiento de prestacin del servicio de RPF ha sido evaluado durante el presenteao.

4.2 ERACMF de la Zona 2

Se mantiene la premisa de que el ERACMF de la Zona 2 deba proveer el rechazo de

carga suficiente ante la desconexin intempestiva de la generacin de mayor potenciainstalada conectada a una misma subestacin, con un despacho a plena carga. En elpresente estudio, dicha generacin corresponde a las centrales que se conectarn a lasubestacin Campo Armio: Mantaro, Restitucin y la futura central Cerro del guila.

4.3 ERACMF de las Zonas 3 y 4

Se revisan las especificaciones de los esquemas de estas zonas, considerando lacondicin de indisponibilidad de la lnea de 500 kV Chilca-Poroma-Ocoa-San Jos Montalvo. En esta condicin, la potencia que se podra transmitir por la lnea de 220 kVMantaro-Cotaruse-Socabaya est limitada por la capacidad contractual de 505 MVA deesa lnea.

Dado el aumento de carga disponible para el rechazo en el rea Sur y las mejoras en laregulacin primaria de frecuencia, cabra la posibilidad de que el rea Sur no colapse


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ante fallas simultneas en la lnea de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya, con ello nohabra la necesidad de definir un lmite de transmisin por debajo de esa capacidadcontractual.

5. DEFINICIN DE LAS ZONAS DEL SEIN

Para efectos de las especificaciones del ERACMF, el SEIN ha sido dividido en lassiguientes zonas:

Zona 1: Zona norte del SEIN a partir de las subestaciones de 500 kV La Nia y de220 kV Guadalupe.

Zona 2: Zona central del SEIN comprendida entre las subestaciones de 500 kVTrujillo Nueva, Poroma y de 220 kV Trujillo Norte, Campo Armio.

Zona 3: Zona sureste del SEIN a partir de las subestaciones de 220 kV NuevaAbancay, Suriray, Tintaya Nueva, Puno y de 138 kV Callalli.

Zona 4: Zona suroeste del SEIN a partir de las subestaciones de 500 kV San Jos, de220 kV Cotaruse, Socabaya, Moquegua y de 138 kV Santuario.

En la Figura 5.1 se muestra las zonas definidas y las lneas que las interconectan.

ZONA 4

ZONA 3

ZONA 2

ZONA 1

San Jose 500 kV

Ocoa 500 kV

Abancay 220 kV

Suriray 220 kV

Moquegua

Santuario 138 kV

Socabaya 220 kV

Tintaya 220 kV

Cotaruse 220 kV

Poroma 500 kV

Puno 220 kVCallalli 138 kV

Mantaro 220 kVTrujillo 220 kVTrujillo 500 kV

Guadalupe 220 kV

La Nia 500 kV

L - 5036L - 5034

Cotaruse-Suriray

Cotaruse-Abancay

L-2030

L-1020

L-2023

L-2022

L - 2052

L - 2051

L-2034

L-2035

L-5010

DIgSILENT

Figura 5.1 Zonas del SEIN para el ERACMF

En el Anexo 1, se indica la relacin de subestaciones de alta tensin pertenecientes a

cada zona, de acuerdo al Formato 01 del Procedimiento de OSINERGMIN.


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6. MODELO, ESCENARIOS Y CASOS

6.1 Modelo Dinmico del SEIN

En las simulaciones de estabilidad realizadas en el presente Estudio, se ha utilizado elModelo Dinmico del SEIN (Modelo) disponible en el programa Power Factory. Se hautilizado la versin 15.1.4 de dicho software.

Se ha actualizado el Modelo, considerando las instalaciones que se han incorporado alSEIN durante el ao 2015 y los proyectos de generacin y transmisin que ingresarnhasta el periodo de estiaje del ao 2016. Dichos proyectos se presentan en el Anexo 2.

6.2 Escenarios base

Los anlisis han sido desarrollados en escenarios esperados de avenida y estiaje del ao2016, en condiciones de demanda mxima, media y mnima de un da de semana, segnse muestra en laTabla 6.1.

Tabla 6.1 Nomenclatura de los escenarios base

ESCENARIOPERIODO

HIDROLGICOCONDICIN DE

DEMANDA

AVE2016MAX Avenida 2016 Mxima

AVE2016MED Avenida 2016 Media

AVE2016MIN Avenida 2016 Mnima

EST2016MAX Estiaje 2016 MximaEST2016MED Estiaje 2016 Media

EST2016MIN Estiaje 2016 Mnima

La demanda (incluyendo prdidas) para las zonas Norte, Centro y Sur del SEIN,correspondiente a los escenarios de anlisis, se muestra en laTabla 6.2.

Tabla 6.2 Demanda incluyendo prdidas

ESCENARIOREA CENTRO REA NORTE REA SUR

TOTALSEIN

MW MW MW MW

AVE2016MAX 4071 993 1599 6663AVE2016MED 4132 949 1460 6540

AVE2016MIN 3069 771 1369 5208

EST2016MAX 4081 987 1693 6760

EST2016MED 3941 923 1533 6397

EST2016MIN 3127 770 1467 5363

Los despachos utilizados en los escenarios de anlisis se presentan en el Anexo 3. Estosse basan en despachos econmicos esperados, correspondientes a semanas tpicas defebrero y agosto del ao 2016, obtenidos con el modelo NCP. Conforme a las premisasindicadas en (4), los despachos econmicos fueron obtenidos teniendo en cuenta losporcentajes de reserva actuales (2,6% en avenida y 2% en estiaje). En los escenarios de

avenida se consider el despacho a media carga de la unidad TG1 de la centralAguayta, por tensin.


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Cabe precisar que, de acuerdo al PR-21, la reserva asignada para RPF constituye unconjunto de restricciones en el despacho econmico que toman la siguiente forma:

En tal sentido, el efecto de asignar este porcentaje de reserva en el despacho econmicoes reducir las potencias mximas con las cuales pueden ser despachadas las unidadesde generacin. Dada la desigualdad, las potencias generadas pueden ser an menores yen consecuencia la reserva puede ser mayor que lo que aparenta el porcentaje asignado,ya que puede haber centrales despachadas con baja carga, por ejemplo, en estiaje o enpresencia de congestiones. En laTabla 6.3,se presentan la reserva rotante resultante enlos escenarios base, considerando como potencias mximas a las potencias efectivas.

Tabla 6.3 Reserva rotante

ESCENARIOTOTAL

DE CENTRALESQUE REGULAN

MW MW

AVE2016MAX 564 107

AVE2016MED 636 162

AVE2016MIN 1298 320

EST2016MAX 1308 507

EST2016MED 2061 731

EST2016MIN 1019 507

6.3 Casos analizados

Para definir los Esquemas de Rechazo Automtico de Carga y Desconexin Automticade Generacin del ao 2016, se han desarrollado simulaciones dinmicas dedesconexin de unidades de generacin y de lneas de interconexin, considerando losesquemas vigentes y evaluando la necesidad de modificar estos. Los casos analizados,las simulaciones y sus resultados se presentan ordenados de la siguiente manera:

En el numeral7,se analiza la actuacin del ERACMF vigente ante la desconexinde diversas unidades y centrales de generacin, incluyendo el caso dedesconexin de todas las centrales de generacin conectadas a la subestacin

Campo Armio. Asimismo, se analiza la estabilidad de frecuencia del reaOperativa Sur del SEIN ante la desconexin de las lneas de interconexinCentro-Sur, provocando separacin de reas.

En el numeral 8, se propone las modificaciones al ERACMF, con base en losresultados anteriores.

En el numeral9,se analiza la actuacin del EDAGSF vigente ante la desconexinde la carga individual ms grande del SEIN y de las lneas de interconexinCentro-Sur que provocan separacin de reas.


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7. ERACMF VIGENTE

7.1 ACTUACIN DEL ERACMF VIGENTE ANTE DESCONEXIONES DE UNIDADESDE GENERACIN

Se ha verificado el comportamiento del ERACMF del SEIN ante la desconexin dediversas unidades y centrales de generacin, cuyas potencias despachadas en todos oalgunos de los escenarios base sean superiores a 150 MW. Dichas desconexiones sepresentan en laTabla 7.1.

Tabla 7.1 Nomenclatura de los eventos de desconexin de unidades de generacin

EVENTO UNIDADES DESCONECTADAS

DG01 G1 CH CERRO DEL GUILA

DG02 TG2 CHILCADG03 TG2 KALLPADG04 TG1 FNIXDG05 CH RESTITUCINDG06 CH PLATANALDG07 CH YUNCN + CH YAUPIDG08 CH CAN DEL PATODG09 CH HUINCODG10 TV KALLPADG11 TV CHILCADG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVODG13 CH CHAGLLADG14 CT VENTANILLA

DG15 CT FNIXDG16 CH MANTARODG17 CT KALLPADG18 CT CHILCADG19 CH MANTARO + CH RESTITUCINDG20 CT KALLPA + CH PLATANALDG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA

7.1.1 Resultados

En las tablas siguientes, se presenta los resultados de las simulaciones indicando:

Las frecuencias mnima y final obtenidas. La ltima etapa activada del ERACMF (hasta la etapa 6), precisando si se activ la

derivada y si se activ la etapa 7 (reposicin). La magnitud de carga rechazada por activacin del ERACMF. El incremento en la potencia generada, al final de la simulacin, por actuacin de la

Regulacin Primaria de Frecuencia (RPF).


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Tabla 7.2 Desconexin de unidades de generacin en escenario AVE2016MAX

EVENTOUNIDADES DESCONECTADAS

POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE

LA RPFLTIMA ETAPA DEL ERACMF ACTIVADA

FRECUENCIAEN SAN JUAN

MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA

DERIVADA DEFRECUENCIA

MNIMA FINAL

AVE2016MAX-DG01 CH CERRO DEL GUILA 21 0 19 -- -- -- -- -- -- 59.94 59.98AVE2016MAX-DG02 TG2 CHILCA 173 0 100 -- -- -- -- -- -- 59.49 59.56AVE2016MAX-DG03 TG2 KALLPA 170 0 97 -- -- -- -- -- -- 59.52 59.60AVE2016MAX-DG04 TG1 FNIX 167 0 97 -- -- -- -- -- -- 59.51 59.60AVE2016MAX-DG05 CH RESTITUCIN 210 0 102 -- -- -- -- -- -- 59.35 59.41AVE2016MAX-DG06 CH PLATANAL 218 0 108 -- -- -- -- -- -- 59.29 59.35AVE2016MAX-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 243 0 114 -- -- -- -- -- -- 59.20 59.25AVE2016MAX-DG08 CH CAN DEL PATO 257 0 118 -- -- -- -- -- -- 59.19 59.24AVE2016MAX-DG09 CH HUINCO 264 0 109 -- -- -- -- -- -- 59.33 59.38AVE2016MAX-DG10 TV KALLPA 256 0 119 -- -- -- -- -- -- 59.25 59.30AVE2016MAX-DG11 TV CHILCA 249 0 123 -- -- -- -- -- -- 59.20 59.25AVE2016MAX-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MAX-DG13 CH CHAGLLA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MAX-DG14 CT VENTANILLA 472 253 118 1 1 1 1 -- -- 58.97 59.31AVE2016MAX-DG15 CT FNIX 545 524 77 2 2 2 2 -- -- 58.90 59.86AVE2016MAX-DG16 CH MANTARO 653 631 60 2 2 2 2 -- -- 58.87 59.83AVE2016MAX-DG17 CT KALLPA 767 631 105 2 2 2 2 -- -- 58.85 59.52AVE2016MAX-DG18 CT CHILCA 769 668 112 2 3 2 2 -- S 58.86 59.44AVE2016MAX-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 863 1043 -- 3 3 3 3 -- S 58.78 60.07

AVE2016MAX-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 985 817 121 3 3 2 2 -- S 58.87 59.20AVE2016MAX-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 884 1043 -- 3 3 3 3 -- S 58.78 60.05

N/D: Unidad o central no despachada


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Tabla 7.3 Desconexin de unidades de generacin en escenario AVE2016MED


POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

AVE2016MED-DG01 CH CERRO DEL GUILA 141 0 100 -- -- -- -- -- -- 59.55 59.71AVE2016MED-DG02 TG2 CHILCA 172 0 113 -- -- -- -- -- -- 59.43 59.58AVE2016MED-DG03 TG2 KALLPA 149 0 100 -- -- -- -- -- -- 59.55 59.71AVE2016MED-DG04 TG1 FNIX 165 0 109 -- -- -- -- -- -- 59.47 59.62AVE2016MED-DG05 CH RESTITUCIN 210 0 119 -- -- -- -- -- -- 59.27 59.40AVE2016MED-DG06 CH PLATANAL 218 0 126 -- -- -- -- -- -- 59.21 59.34AVE2016MED-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 243 0 134 -- -- -- -- -- -- 59.12 59.25AVE2016MED-DG08 CH CAN DEL PATO 257 0 138 -- -- -- -- -- -- 59.12 59.23AVE2016MED-DG09 CH HUINCO 264 0 123 -- -- -- -- -- -- 59.29 59.41AVE2016MED-DG10 TV KALLPA 223 0 123 -- -- -- -- -- -- 59.33 59.46AVE2016MED-DG11 TV CHILCA 258 0 147 -- -- -- -- -- -- 59.07 59.20AVE2016MED-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MED-DG13 CH CHAGLLA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MED-DG14 CT VENTANILLA 449 248 126 1 1 1 1 -- -- 58.97 59.44AVE2016MED-DG15 CT FNIX 538 619 18 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.99AVE2016MED-DG16 CH MANTARO 655 620 79 2 2 2 2 -- -- 58.86 59.76AVE2016MED-DG17 CT KALLPA 669 620 78 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.90AVE2016MED-DG18 CT CHILCA 775 653 139 2 3 2 2 -- S 58.83 59.32AVE2016MED-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 865 1013 -- 3 3 3 3 -- S 58.76 60.04

AVE2016MED-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 886 1011 -- 3 3 3 3 -- S 58.79 60.03AVE2016MED-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 1005 1013 69 3 3 3 3 -- S 58.77 59.82



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Tabla 7.4 Desconexin de unidades de generacin en escenario AVE2016MIN


POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

AVE2016MIN-DG01 CH CERRO DEL GUILA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MIN-DG02 TG2 CHILCA 109 0 84 -- -- -- -- -- -- 59.68 59.86AVE2016MIN-DG03 TG2 KALLPA 124 0 95 -- -- -- -- -- -- 59.63 59.83AVE2016MIN-DG04 TG1 FNIX 165 0 122 -- -- -- -- -- -- 59.50 59.76AVE2016MIN-DG05 CH RESTITUCIN 198 0 132 -- -- -- -- -- -- 59.37 59.67AVE2016MIN-DG06 CH PLATANAL 218 0 153 -- -- -- -- -- -- 59.30 59.64AVE2016MIN-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 221 0 150 -- -- -- -- -- -- 59.29 59.60AVE2016MIN-DG08 CH CAN DEL PATO 257 0 174 -- -- -- -- -- -- 59.20 59.57AVE2016MIN-DG09 CH HUINCO 87 0 54 -- -- -- -- -- -- 59.80 59.92AVE2016MIN-DG10 TV KALLPA 187 0 130 -- -- -- -- -- -- 59.46 59.73AVE2016MIN-DG11 TV CHILCA 163 0 121 -- -- -- -- -- -- 59.51 59.76AVE2016MIN-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MIN-DG13 CH CHAGLLA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MIN-DG14 CT VENTANILLA 298 0 200 1 -- -- -- -- -- 59.07 59.50AVE2016MIN-DG15 CT FNIX 539 492 67 2 2 2 2 -- -- 37.88 59.91AVE2016MIN-DG16 CH MANTARO 596 492 82 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.79AVE2016MIN-DG17 CT KALLPA 560 492 69 2 2 2 2 -- -- 58.89 59.91AVE2016MIN-DG18 CT CHILCA 490 198 212 1 2 1 1 -- -- 58.67 59.46AVE2016MIN-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 794 815 -- 3 3 3 3 -- S 58.76 59.99

AVE2016MIN-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 778 590 158 2 3 2 2 -- S 58.28 59.64AVE2016MIN-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 794 815 -- 3 3 3 3 -- S 58.76 59.99



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INFORME FINAL

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Tabla 7.5 Desconexin de unidades de generacin en escenario EST2016MAX


POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

EST2016MAX-DG01 CH CERRO DEL GUILA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

EST2016MAX-DG02 TG2 CHILCA 177 0 147 -- -- -- -- -- -- 59.50 59.82EST2016MAX-DG03 TG2 KALLPA 178 0 143 -- -- -- -- -- -- 59.52 59.82EST2016MAX-DG04 TG1 FNIX 170 0 140 -- -- -- -- -- -- 59.53 59.83EST2016MAX-DG05 CH RESTITUCIN 198 0 155 -- -- -- -- -- -- 59.43 59.78EST2016MAX-DG06 CH PLATANAL 219 0 179 -- -- -- -- -- -- 59.36 59.76EST2016MAX-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 193 0 154 -- -- -- -- -- -- 59.44 59.78EST2016MAX-DG08 CH CAN DEL PATO 81 0 63 -- -- -- -- -- -- 59.79 59.92EST2016MAX-DG09 CH HUINCO 200 0 127 -- -- -- -- -- -- 59.55 59.82EST2016MAX-DG10 TV KALLPA 267 0 203 -- -- -- -- -- -- 59.29 59.73EST2016MAX-DG11 TV CHILCA 266 0 216 -- -- -- -- -- -- 59.24 59.70EST2016MAX-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO 194 0 172 -- -- -- -- -- -- 59.40 59.78EST2016MAX-DG13 CH CHAGLLA 219 0 183 -- -- -- -- -- -- 59.37 59.76EST2016MAX-DG14 CT VENTANILLA 474 258 190 1 1 1 1 -- -- 58.97 59.75EST2016MAX-DG15 CT FNIX 559 285 256 2 2 2 1 -- -- 58.90 59.63EST2016MAX-DG16 CH MANTARO 602 644 27 2 2 2 2 -- -- 58.89 59.98EST2016MAX-DG17 CT KALLPA 800 644 169 2 2 2 2 -- -- 58.86 59.79EST2016MAX-DG18 CT CHILCA 798 667 188 2 3 2 2 -- S 58.85 59.76EST2016MAX-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 800 644 157 2 2 2 2 -- -- 58.83 59.69EST2016MAX-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 1019 1070 36 3 3 3 3 -- S 58.75 59.97

EST2016MAX-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 800 644 157 2 2 2 2 -- -- 58.83 59.69



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Tabla 7.6 Desconexin de unidades de generacin en escenario EST2016MED


POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

EST2016MED-DG01 CH CERRO DEL GUILA 70 0 64 -- -- -- -- -- -- 59.77 59.94EST2016MED-DG02 TG2 CHILCA 180 0 156 -- -- -- -- -- -- 59.41 59.82EST2016MED-DG03 TG2 KALLPA 183 0 151 -- -- -- -- -- -- 59.43 59.83EST2016MED-DG04 TG1 FNIX 170 0 148 -- -- -- -- -- -- 59.45 59.84EST2016MED-DG05 CH RESTITUCIN 211 0 174 -- -- -- -- -- -- 59.3 59.77EST2016MED-DG06 CH PLATANAL 31 0 27 -- -- -- -- -- -- 59.9 59.97EST2016MED-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 193 0 159 -- -- -- -- -- -- 59.35 59.77EST2016MED-DG08 CH CAN DEL PATO 81 0 66 -- -- -- -- -- -- 59.76 59.93EST2016MED-DG09 CH HUINCO 88 0 53 -- -- -- -- -- -- 59.81 59.95EST2016MED-DG10 TV KALLPA 274 0 215 -- -- -- -- -- -- 59.15 59.68EST2016MED-DG11 TV CHILCA 270 0 224 -- -- -- -- -- -- 59.11 59.66EST2016MED-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO 194 0 177 -- -- -- -- -- -- 59.31 59.77EST2016MED-DG13 CH CHAGLLA 200 0 173 -- -- -- -- -- -- 59.33 59.78EST2016MED-DG14 CT VENTANILLA 474 245 207 1 1 1 1 -- -- 58.96 59.71EST2016MED-DG15 CT FNIX 559 245 256 1 1 1 1 -- -- 58.95 59.59EST2016MED-DG16 CH MANTARO 657 611 86 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.91EST2016MED-DG17 CT KALLPA 822 611 189 2 2 2 2 -- -- 58.86 59.75EST2016MED-DG18 CT CHILCA 811 671 201 3 3 2 2 -- S 58.81 59.73EST2016MED-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 868 727 152 2 3 3 3 -- S 58.81 59.78

EST2016MED-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 853 980 -- 3 3 3 3 -- -- 58.73 60.05EST2016MED-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 938 1009 16 3 3 3 3 -- S 58.76 59.99



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INFORME FINAL

22 de 60

Tabla 7.7 Desconexin de unidades de generacin en escenario EST2016MIN


POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

EST2016MIN-DG01 CH CERRO DEL GUILA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --EST2016MIN-DG02 TG2 CHILCA 180 0 123 -- -- -- -- -- -- 59.39 59.7EST2016MIN-DG03 TG2 KALLPA 183 0 124 -- -- -- -- -- -- 59.38 59.7EST2016MIN-DG04 TG1 FNIX 173 0 118 -- -- -- -- -- -- 59.42 59.72EST2016MIN-DG05 CH RESTITUCIN 54 0 38 -- -- -- -- -- -- 59.82 59.92EST2016MIN-DG06 CH PLATANAL N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --EST2016MIN-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 193 0 120 -- -- -- -- -- -- 59.31 59.61EST2016MIN-DG08 CH CAN DEL PATO 81 0 54 -- -- -- -- -- -- 59.74 59.88EST2016MIN-DG09 CH HUINCO 44 0 22 -- -- -- -- -- -- 59.9 59.96EST2016MIN-DG10 TV KALLPA 274 0 175 -- -- -- -- -- -- 59.09 59.53EST2016MIN-DG11 TV CHILCA 269 0 179 -- -- -- -- -- -- 59.08 59.52EST2016MIN-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO 194 0 142 -- -- -- -- -- -- 59.29 59.64EST2016MIN-DG13 CH CHAGLLA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --EST2016MIN-DG14 CT VENTANILLA 474 205 186 1 1 1 1 -- -- 58.92 59.5EST2016MIN-DG15 CT FNIX 569 511 68 2 2 2 2 -- -- 58.81 59.87EST2016MIN-DG16 CH MANTARO 658 511 107 2 2 2 2 -- -- 58.85 59.71EST2016MIN-DG17 CT KALLPA 822 853 24 3 3 3 3 -- S 58.78 59.93EST2016MIN-DG18 CT CHILCA 808 583 190 3 3 1 1 -- S 58.93 59.49EST2016MIN-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 712 511 132 2 2 2 2 -- -- 58.81 59.58

EST2016MIN-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 822 853 24 3 3 3 3 -- S 58.78 59.93EST2016MIN-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 712 511 132 2 2 2 2 -- -- 58.81 59.58



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INFORME FINAL

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Como ejemplo, en laFigura 7.1,se muestra las grficas de la evolucin de la frecuenciaen el caso de la desconexin de generacin ms crtica, que corresponde a ladesconexin de las centrales Cerro del guila, Mantaro y Restitucin. En el caso demnima demanda en avenida desconectan las unidades de la central Santa Teresa por

actuacin de sus protecciones de mnima frecuencia.

120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

60.30

59.90

59.50

59.10

58.70

58.30

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AVE2016MAX

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AV E2016MED

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AV E2016MIN

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: EST2016MAXSAN JUAN 220\SA N JUAN 220A: EST2016MED

SAN JUAN 220\SA N JUAN 220A: EST2016MIN

119.953 s59.915 Hz

119.784 s

59.413 Hz

1.922 s58.594 Hz

3.904 s58.793 Hz

Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin 2016 RESUMEN

Desconexin CH Cerro del guila, Mantaro y Restitucin

Date:

Annex : /63

DIgSILENT

Figura 7.1 Comportamiento de la frecuencia ante la desconexin de las centrales Cerro del

guila, Mantaro y Restitucin

7.1.2 Conclusiones parciales

En general, con el ERACMF vigente, la recuperacin de la frecuencia en el SEIN essatisfactoria ante eventos de desconexin de unidades y centrales de generacin. Sin

embargo, en varios casos, la frecuencia queda por debajo del valor objetivo de 59,5 Hz.Como se aprecia, ante eventos de desconexin de generacin, el ERACMF se activarasolamente hasta la etapa 3 (considerando como peor evento la desconexin simultneade las centrales Mantaro, Restitucin y Cerro del guila).


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INFORME FINAL

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7.2 ACTUACIN DEL ERACMF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIN DE LASLNEAS DE INTERCONEXIN CENTRO-SUR (SEPARACIN DE REAS)

7.2.1 Cobertura de la demanda del rea Sur

En las figuras siguientes, se muestra en qu proporciones la demanda del rea Sur seraatendida con generacin local y con potencia importada a travs de las lneas deinterconexin Centro-Sur, en semanas representativas de avenida y estiaje del ao 2016,de acuerdo a los despachos econmicos esperados.

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

1600.0

SBADO

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

DOMINGO

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

LUNES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

MARTES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

MIRCOLES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

JUEVES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

VIERNES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

MW

REA SUR

IMPORTACIN GENERACIN LOCAL

Figura 7.2 Cobertura de la demanda del rea Sur en la avenida del 2016 (MW)


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INFORME FINAL

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10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

SBADO

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

DOMINGO

05:00

09:00

13:00

17:00

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LUNES

05:00

09:00

13:00

17:00

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MARTES

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09:00

13:00

17:00

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MIRCOLES

05:00

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13:00

17:00

21:00

JUEVES

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09:00

13:00

17:00

21:00

VIERNES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

%

REA SUR

IMPORTACIN GENERACIN LOCAL Figura 7.3 Cobertura de la demanda del rea Sur en la avenida del 2016 (%)

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

1600.0

1800.0

SBADO

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

DOMINGO

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

LUNES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

MARTES

05:00

09:00

13:00

17:00

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MIRCOLES

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09:00

13:00

17:00

21:00

JUEVES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

VIERNES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

MW

REA SUR


Figura 7.4 Cobertura de la demanda del rea Sur en el estiaje del 2016 (MW)


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20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

SBADO

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

DOMINGO

05:00

09:00

13:00

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LUNES

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13:00

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MARTES

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MIRCOLES

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17:00

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JUEVES

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17:00

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VIERNES

05:00

09:00

13:00

17:00

21:00

%

REA SUR


Figura 7.5 Cobertura de la demanda del rea Sur en el estiaje del 2016 (%)

Como se aprecia, en general, el rechazo de carga disponible en las seis primeras etapasdel ERACMF vigente en esta rea (52%) no sera suficiente para restablecer el balancegeneracin-carga en el rea Sur si todas las lneas de interconexin Centro-Sur llegarana desconectar. En teora, se tendra que incrementar el rechazo total disponible en elrea Sur hasta cerca del 70 %, con una importante componente de derivada, para que elsistema no colapse por frecuencia.

7.2.2 Desconexin de todas las lneas de interconexin Centro-Sur

Al ser la desconexin de todas las lneas de interconexin Centro-Sur el evento que

provocara las menores frecuencias en el SEIN (con las peores consecuencias), se haverificado la actuacin del ERACMF ante esta contingencia hipottica. Las potenciastransmitidas hacia el rea Sur en los escenarios base, correspondientes a despachoseconmicos, se presentan en laTabla 7.8.


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INFORME FINAL

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Tabla 7.8 Flujos por las lneas de interconexin Centro-Sur en los escenarios base

ESCENARIO

FLUJO POR LAS LNEAS

MANTARO-COTARUSE(EN COTARUSE)

FLUJO POR LA LNEA

OCOA-SAN JOS(EN SAN JOS)

TOTAL

MW MW MW

AVE2016MAX 462 550 1012

AVE2016MED 448 475 923

AVE2016MIN 424 519 944

EST2016MAX 475 455 931

EST2016MED 464 376 840

EST2016MIN 439 467 906

Se simul la desconexin de un circuito de la lnea de 500 kV Chilca-Poroma-Ocoa-Montalvo por falla y la desconexin de los dos circuitos de la lnea Mantaro-Cotaruse.

7.2.2.1 Resultados

En la Tabla 7.9 se presentan los principales resultados de las simulaciones deseparacin del rea Sur del resto del SEIN. En el caso de mxima demanda en avenida,la prdida de sincronismo se manifiesta entre las centrales Machupicchu y Santa Teresarespecto al resto de centrales del rea Sur. En los casos de media y mnima demanda enavenida, la prdida de paso se presenta entre las centrales Machupicchu, Santa Teresa ySan Gabn respecto al resto de centrales del rea Sur.

Tabla 7.9 Resultados con el ERACMF vigente

ESCENARIO RESULTADO

AVE2016MAX Prdida de sincronismo

AVE2016MED Prdida de sincronismo

AVE2016MIN Prdida de sincronismo

EST2016MAX Colapso por frecuencia

EST2016MED Colapso por frecuencia

EST2016MIN Colapso por frecuencia

7.2.2.2 Conclusiones parciales

En los casos en los cuales no se present prdida de sincronismo, era de esperarse uncolapso por frecuencia, porque el rechazo de carga disponible en el rea Sur es inferior ala importacin resultante del despacho econmico. Sin embargo, se descarta laposibilidad de incrementar el ERACMF en el rea Sur por las siguientes razones:

El rechazo total en el rea Sur tendra que aumentar a cerca del 70% de sudemanda, con una importante componente de derivada. Un esquema as sera muycomplicado de implementar para las distribuidoras y usuarios libres del rea Sur.

An si se implementara un esquema como el descrito, en eventos de estaenvergadura pueden desconectar unidades de generacin por actuacin deprotecciones propias, incluyendo las que no son de mnima frecuencia, agravando lainestabilidad de frecuencia. Esto se ha visto en algunos eventos, en los cuales

desconectaron unidades de generacin por actuaciones, debidas o indebidas, deprotecciones que no eran de mnima frecuencia, excediendo las hiptesis de falla


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INFORME FINAL

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para las cuales haba sido diseado el ERACMF del rea Sur originalmente. Paraesas desconexiones adicionales, un esquema de 70% de rechazo de carga seguirasiendo insuficiente.

An si se implementara un esquema como el descrito, las unidades del rea Sur

pueden perder sincronismo sin que la frecuencia colapse. Esta inestabilidad de tipoangular, no la puede evitar un ERACMF. An si se implementara un esquema como el descrito, no hubiera prdida de

sincronismo y la frecuencia se recuperara, las sobretensiones permanentes en elrea Sur que se originaran por el rechazo de carga seran considerables; en talsituacin, las sobretensiones podran superar la tensin mxima de servicio de losequipos, deteriorando su vida til.

Actualmente, el riesgo de separacin del rea Sur del resto del SEIN se da en casos demantenimiento de algunas de las lneas de interconexin Centro-Sur. Una medida paraevitar la prdida de sincronismo o el colapso por frecuencia en tales condiciones eslimitar la potencia transmitida al rea Sur. El COES establece lmites de transmisin en

otros estudios.

7.2.3 Desconexin por fallas simultneas de las lneas L-2051 y L-2052 (Mantaro-Cotaruse), con la lnea L-5036 (OcoaSan Jos) fuera de servicio

Estando fuera de servicio la lnea L-5036 (OcoaSan Jos), la potencia que se podratransmitir por la lnea de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya est limitada por lacapacidad contractual de 505 MVA de esta lnea. En esa condicin, se ha simulado fallasbifsicas a tierra simultneas en las lneas L-2051 y L-2052 (Mantaro-Cotaruse) conaperturas definitivas.

7.2.3.1 Resultados

Los principales resultados de las simulaciones se indican en laTabla 7.10 y en laFigura7.6

Tabla 7.10 Resultados con el ERACMF vigente

ESCENARIOCONDICINPOST-FALLA

RECHAZODE CARGA

DESCONEXINDE CARGA PORPROTECCIONES

PROPIAS

MW MWAVE2016MAX Estable 389 46

AVE2016MEDPrdida de

sincronismo-- --

AVE2016MINPrdida de

sincronismo-- --

EST2016MAX Estable 381 46

EST2016MED Estable 469 46

EST2016MIN Estable 530 46


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80.0063.9847.9631.9415.92-0.100 [s]

62.00

61.20

60.40

59.60

58.80

58.00

PUNO 220: AV E2016MAX

PUNO 220: EST2016MAXPUNO 220: EST2016MED

PUNO 220: EST2016MIN

30.732 s61.426 Hz

2.478 s58.528 Hz

79.713 s59.529 Hz

26.897 s60.610 Hz

Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin 2016 F SUR

Desconexin de las lneas L-2051/2052, F/S L-5036

Date:

Annex : /2

DIgSILENT

Figura 7.6 Frecuencia en el rea Sur


Estando fuera de servicio la lnea de 500 kV Chilca-Poroma-OcoaSan Jos y ante ladesconexin de las lneas L-2051 y L-2052 (Mantaro-Cotaruse) por fallas bifsicas atierra simultneas, se presentara prdida de sincronismo de las unidades de generacinde Machupicchu y Santa Teresa, respecto a las unidades del rea Suroeste del SEIN, enlos casos de media y mnima demanda en avenida.

Asimismo, con el ERACMF vigente, se producira un sobre-rechazo en el escenario demnima demanda en estiaje. Este resultado amerita una revisin de las especificacionesdel ERACMF en el rea Sur.

8. ERACMF PROPUESTO

En base a las conclusiones parciales indicadas del numeral 7, se propone modificar losajustes del ERACMF, de acuerdo a lo siguiente:

Cambiar los ajustes de la Etapa 7 (reposicin) a 59,5 Hz y 60 segundos Cambiar los porcentajes de rechazo de la Etapa 3, 4 y 5 de la Zona 4, a 10% Cambiar los porcentajes de rechazo de la Etapa 6 de la Zona 4 a 13%.

Cambiar el ajuste de umbral de la Etapa 6 de la Zona 4 a 57.7 Hz Cambiar el ajuste de derivada de la Etapa 4 de la Zona 4 a -1.1 Hz/s


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INFORME FINAL

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8.1 ACTUACIN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE DESCONEXIONES DEUNIDADES DE GENERACIN

8.1.1 Resultados

En las tablas siguientes, se presenta los resultados de la simulacin de eventos dedesconexin de unidades y centrales de generacin, indicando:

Las frecuencias mnima y final obtenidas. La ltima etapa activada del ERACMF (hasta la etapa 6), precisando si se activ la

derivada y si se activ la etapa 7 (reposicin). La magnitud de carga rechazada por activacin del ERACMF. El incremento en la potencia generada en el SEIN, al final de la simulacin, por

actuacin de la Regulacin Primaria de Frecuencia (RPF).


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INFORME FINAL

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Tabla 8.2 Desconexin de unidades de generacin en escenario AVE2016MED

ESCENARIOUNIDADES DESCONECTADAS

POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

AVE2016MED-DG01 CH CERRO DEL GUILA 141 0 100 0 0 0 0 -- -- 59.55 59.71AVE2016MED-DG02 TG2 CHILCA 172 0 113 0 0 0 0 -- -- 59.43 59.58AVE2016MED-DG03 TG2 KALLPA 149 0 100 0 0 0 0 -- -- 59.55 59.71AVE2016MED-DG04 TG1 FNIX 165 0 109 0 0 0 0 -- -- 59.47 59.62AVE2016MED-DG05 CH RESTITUCIN 210 94 95 0 0 0 0 S -- 59.27 59.77AVE2016MED-DG06 CH PLATANAL 218 94 101 0 0 0 0 S -- 59.21 59.70AVE2016MED-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 243 94 109 0 0 0 0 S -- 59.12 59.60AVE2016MED-DG08 CH CAN DEL PATO 257 94 112 0 0 0 0 S -- 59.12 59.58AVE2016MED-DG09 CH HUINCO 264 94 98 0 0 0 0 S -- 59.29 59.76AVE2016MED-DG10 TV KALLPA 223 94 97 0 0 0 0 S -- 59.33 59.81AVE2016MED-DG11 TV CHILCA 258 94 121 0 0 0 0 S -- 59.07 59.55AVE2016MED-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MED-DG13 CH CHAGLLA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MED-DG14 CT VENTANILLA 449 342 100 1 1 1 1 S -- 58.97 59.78AVE2016MED-DG15 CT FNIX 538 619 18 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.99AVE2016MED-DG16 CH MANTARO 655 620 79 2 2 2 2 -- -- 58.86 59.76AVE2016MED-DG17 CT KALLPA 669 620 78 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.90AVE2016MED-DG18 CT CHILCA 775 747 109 2 3 2 2 S S 58.83 59.71AVE2016MED-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 865 997 -- 3 3 3 3 -- S 58.76 60.03

AVE2016MED-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 886 997 -- 3 3 3 3 -- S 58.79 60.02AVE2016MED-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 1005 997 76 3 3 3 3 -- S 58.77 59.74



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INFORME FINAL

33 de 60

Tabla 8.3 Desconexin de unidades de generacin en escenario AVE2016MIN


POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

AVE2016MIN-DG01 CH CERRO DEL GUILA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MIN-DG02 TG2 CHILCA 109 0 84 0 0 0 0 -- -- 59.68 59.86AVE2016MIN-DG03 TG2 KALLPA 124 0 95 0 0 0 0 -- -- 59.63 59.83AVE2016MIN-DG04 TG1 FNIX 165 0 122 0 0 0 0 -- -- 59.50 59.76AVE2016MIN-DG05 CH RESTITUCIN 198 0 132 0 0 0 0 -- -- 59.37 59.67AVE2016MIN-DG06 CH PLATANAL 218 0 153 0 0 0 0 -- -- 59.30 59.64AVE2016MIN-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 221 0 150 0 0 0 0 -- -- 59.29 59.60AVE2016MIN-DG08 CH CAN DEL PATO 257 75 138 0 0 0 0 S -- 59.20 59.75AVE2016MIN-DG09 CH HUINCO 87 0 54 0 0 0 0 -- -- 59.80 59.92AVE2016MIN-DG10 TV KALLPA 187 0 130 0 0 0 0 -- -- 59.46 59.73AVE2016MIN-DG11 TV CHILCA 163 0 121 0 0 0 0 -- -- 59.51 59.76AVE2016MIN-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MIN-DG13 CH CHAGLLA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --AVE2016MIN-DG14 CT VENTANILLA 298 75 164 0 0 0 0 S -- 59.07 59.68AVE2016MIN-DG15 CT FNIX 539 492 67 2 2 2 2 -- -- 37.88 59.91AVE2016MIN-DG16 CH MANTARO 596 492 82 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.79AVE2016MIN-DG17 CT KALLPA 560 492 69 2 2 2 2 -- -- 58.89 59.91AVE2016MIN-DG18 CT CHILCA 490 272 177 1 2 1 1 S -- 58.67 59.64AVE2016MIN-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 794 815 -- 3 3 3 3 -- S 58.76 59.99

AVE2016MIN-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 778 590 158 2 3 2 2 -- S 58.28 59.64AVE2016MIN-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 794 815 -- 3 3 3 3 -- S 58.76 59.99



34/60


INFORME FINAL

34 de 60

Tabla 8.4 Desconexin de unidades de generacin en escenario EST2016MAX


POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

EST2016MAX-DG01 CH CERRO DEL GUILA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

EST2016MAX-DG02 TG2 CHILCA 177 0 147 0 0 0 0 -- -- 59.50 59.82EST2016MAX-DG03 TG2 KALLPA 178 0 143 0 0 0 0 -- -- 59.52 59.82EST2016MAX-DG04 TG1 FNIX 170 0 140 0 0 0 0 -- -- 59.53 59.83EST2016MAX-DG05 CH RESTITUCIN 198 0 155 0 0 0 0 -- -- 59.43 59.78EST2016MAX-DG06 CH PLATANAL 219 0 179 0 0 0 0 -- -- 59.36 59.76EST2016MAX-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 193 0 154 0 0 0 0 -- -- 59.44 59.78EST2016MAX-DG08 CH CAN DEL PATO 81 0 63 0 0 0 0 -- -- 59.79 59.92EST2016MAX-DG09 CH HUINCO 200 0 127 0 0 0 0 -- -- 59.55 59.82EST2016MAX-DG10 TV KALLPA 267 0 203 0 0 0 0 -- -- 59.29 59.73EST2016MAX-DG11 TV CHILCA 266 0 216 0 0 0 0 -- -- 59.24 59.70EST2016MAX-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO 194 0 172 0 0 0 0 -- -- 59.40 59.78EST2016MAX-DG13 CH CHAGLLA 219 0 183 0 0 0 0 -- -- 59.37 59.76EST2016MAX-DG14 CT VENTANILLA 474 258 190 1 1 1 1 -- -- 58.97 59.75EST2016MAX-DG15 CT FNIX 559 285 256 2 2 2 1 -- -- 58.90 59.63EST2016MAX-DG16 CH MANTARO 602 644 27 2 2 2 2 -- -- 58.89 59.98EST2016MAX-DG17 CT KALLPA 800 644 170 2 2 2 2 -- -- 58.86 59.79EST2016MAX-DG18 CT CHILCA 798 667 189 2 3 2 2 -- S 58.85 59.76EST2016MAX-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 800 644 159 2 2 2 2 -- -- 58.81 59.69EST2016MAX-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 1019 1050 54 3 3 3 3 -- S 58.77 59.94

EST2016MAX-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 800 644 159 2 2 2 2 -- -- 58.81 59.69


35/60


INFORME FINAL

35 de 60

Tabla 8.5 Desconexin de unidades de generacin en escenario EST2016MED


POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

EST2016MED-DG01 CH CERRO DEL GUILA 70 0 64 -- -- -- -- -- -- 59.77 59.94EST2016MED-DG02 TG2 CHILCA 180 0 156 -- -- -- -- -- -- 59.41 59.82EST2016MED-DG03 TG2 KALLPA 183 0 151 -- -- -- -- -- -- 59.43 59.83EST2016MED-DG04 TG1 FNIX 170 0 148 -- -- -- -- -- -- 59.45 59.84EST2016MED-DG05 CH RESTITUCIN 211 0 174 -- -- -- -- -- -- 59.3 59.77EST2016MED-DG06 CH PLATANAL 31 0 27 -- -- -- -- -- -- 59.9 59.97EST2016MED-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 193 0 159 -- -- -- -- -- -- 59.35 59.77EST2016MED-DG08 CH CAN DEL PATO 81 0 66 -- -- -- -- -- -- 59.76 59.93EST2016MED-DG09 CH HUINCO 88 0 53 -- -- -- -- -- -- 59.81 59.95EST2016MED-DG10 TV KALLPA 274 0 215 -- -- -- -- -- -- 59.15 59.68EST2016MED-DG11 TV CHILCA 270 0 224 -- -- -- -- -- -- 59.11 59.66EST2016MED-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO 194 0 177 -- -- -- -- -- -- 59.31 59.77EST2016MED-DG13 CH CHAGLLA 200 0 173 -- -- -- -- -- -- 59.33 59.78EST2016MED-DG14 CT VENTANILLA 474 245 207 1 1 1 1 -- -- 58.96 59.71EST2016MED-DG15 CT FNIX 559 245 256 1 1 1 1 -- -- 58.95 59.59EST2016MED-DG16 CH MANTARO 657 611 86 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.91EST2016MED-DG17 CT KALLPA 822 611 189 2 2 2 2 -- -- 58.86 59.75EST2016MED-DG18 CT CHILCA 811 671 201 3 3 2 2 -- S 58.81 59.73EST2016MED-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 868 698 172 2 3 3 3 -- S 58.81 59.73

EST2016MED-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 853 969 -39 3 3 3 3 -- -- 58.79 60.04EST2016MED-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 938 991 32 3 3 3 3 -- S 58.76 59.97



36/60


INFORME FINAL

36 de 60

Tabla 8.6 Desconexin de unidades de generacin en escenario EST2016MIN


POR FALLA

PRDIDA DEGENERACIN

RECHAZODE CARGA

APORTEDE



MW MW MWZONA

1ZONA

2ZONA

3ZONA

4ETAPA

7

ACTIVACINDE LA


MNIMA FINAL

EST2016MIN-DG01 CH CERRO DEL GUILA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --EST2016MIN-DG02 TG2 CHILCA 180 0 123 -- -- -- -- -- -- 59.39 59.7EST2016MIN-DG03 TG2 KALLPA 183 0 124 -- -- -- -- -- -- 59.38 59.7EST2016MIN-DG04 TG1 FNIX 173 0 118 -- -- -- -- -- -- 59.42 59.72EST2016MIN-DG05 CH RESTITUCIN 54 0 38 -- -- -- -- -- -- 59.82 59.92EST2016MIN-DG06 CH PLATANAL N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --EST2016MIN-DG07 CH YUNCN + CH YAUPI 193 0 120 -- -- -- -- -- -- 59.31 59.61EST2016MIN-DG08 CH CAN DEL PATO 81 0 54 -- -- -- -- -- -- 59.74 59.88EST2016MIN-DG09 CH HUINCO 44 0 22 -- -- -- -- -- -- 59.9 59.96EST2016MIN-DG10 TV KALLPA 274 0 175 -- -- -- -- -- -- 59.09 59.53EST2016MIN-DG11 TV CHILCA 269 0 179 -- -- -- -- -- -- 59.08 59.52EST2016MIN-DG12 TG1+TG2 CT PUERTO BRAVO 194 0 142 -- -- -- -- -- -- 59.29 59.64EST2016MIN-DG13 CH CHAGLLA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --EST2016MIN-DG14 CT VENTANILLA 474 205 186 1 1 1 1 -- -- 58.92 59.5EST2016MIN-DG15 CT FNIX 569 511 68 2 2 2 2 -- -- 58.81 59.87EST2016MIN-DG16 CH MANTARO 658 511 107 2 2 2 2 -- -- 58.85 59.71EST2016MIN-DG17 CT KALLPA 822 836 35 3 3 3 3 -- S 58.78 59.9EST2016MIN-DG18 CT CHILCA 808 661 150 3 3 1 1 S S 58.93 59.67EST2016MIN-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 712 511 132 2 2 2 2 -- -- 58.81 59.58

EST2016MIN-DG20 CT KALLPA + CH PLATANAL 822 836 35 3 3 3 3 -- S 58.78 59.9EST2016MIN-DG21 CH MANTARO + CH RESTITUCIN + CH CERRO DEL GUILA 712 511 132 2 2 2 2 -- -- 58.81 59.58



37/60


INFORME FINAL

37 de 60

Como ejemplo, en laFigura 8.1,se muestra las grficas de la evolucin de la frecuenciaen el caso de la desconexin de generacin ms crtica, que corresponde a ladesconexin de las centrales Cerro del guila, Mantaro y Restitucin.

120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

60.30

59.90

59.50

59.10

58.70

58.30


SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AV E2016MED

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AV E2016MIN

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: EST2016MAXSAN JUAN 220\SA N JUAN 220A: EST2016MED


2.256 s58.585 Hz

119.784 s59.932 Hz

119.973 s59.638 Hz

Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin 2016 RESUMEN

Desconexin CH Cerro del guila, Mantaro y Restitucin

Date:

Annex : /63

DIgSILENT

Figura 8.1 Comportamiento de la frecuencia ante la desconexin de las centrales Cerro del

guila, Mantaro y Restitucin


Con el ERACMF propuesto, la recuperacin de la frecuencia en el SEIN es satisfactoriaante eventos de desconexin de unidades y centrales de generacin.Como se aprecia, ante eventos de desconexin de generacin, el ERACMF se activarasolamente hasta la etapa 3 (considerando como peor evento la desconexin simultnea

de las centrales Mantaro, Restitucin y Cerro del guila).


38/60


INFORME FINAL

38 de 60

8.2 ACTUACIN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE LA DESCONEXIN DE LASLNEAS DE INTERCONEXIN CENTRO-SUR (SEPARACIN DE REAS)

Estando fuera de servicio la lnea L-5036 (OcoaSan Jos), la potencia que se podra

transmitir por la lnea de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya est limitada por lacapacidad contractual de 505 MVA de esta lnea. En esa condicin, se ha simulado fallasbifsicas a tierra simultneas en las lneas L-2051 y L-2052 (Mantaro-Cotaruse) conaperturas definitivas.

8.2.1 Resultados


Tabla 8.7 Resultados con el ERACMF propuesto

ESCENARIOCONDICINPOST-FALLA

RECHAZODECARGA

DESCONEXIN

DE CARGA PORPROTECCIONES

PROPIAS

MW MWAVE2016MAX Estable 395 46

AVE2016MEDPrdida de

sincronismo-- --

AVE2016MINPrdida de

sincronismo-- --

EST2016MAX Estable 376 46

EST2016MED Estable 432 46

EST2016MIN Estable 398 46

80.0063.9847.9631.9415.92-0.100 [s]

62.00

61.20

60.40

59.60

58.80

58.00

PUNO 220: A VE2016MAX

PUNO 220: EST2016MAX

PUNO 220: EST2016MED

PUNO 220: EST2016MIN

1.482 s58.645 Hz

1.187 s59.172 Hz

79.879 s59.934 Hz

79.903 s

59.629 Hz

Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin 2016 F SUR


Date:

Annex : /1

DIgSILENT

Figura 8.2 Frecuencia en el rea Sur


39/60


INFORME FINAL

39 de 60

En todos los casos en los cuales no se presenta prdida de sincronismo, las tensiones enbarras de 500, 220 y 138 kV del rea Sur se estabilizan por encima de 0,9 pu, respecto alas tensiones de operacin. En la Figura 8.3, se muestra los resultados del escenarioms desfavorable, que es el de mxima demanda en avenida.

90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]

1.13

1.08

1.03

0.98

0.93

0.88

ROES 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

GUA 220A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

87.014 s1.033 p.u.

88.414 s1.019 p.u.

90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]

1.20

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

ARO 138A: Positive-Seq uence V oltaALLI 138: Positive-Sequenc e Voltag

IACA 138: Positive-Sequence Voltag

CCHU 138: Positive-Sequence Volta

NCAY 138: Positive-Sequence Volta

PUNO 138: Positive-Sequence Volta

ORO 138A: Positive-Sequence Volta

89.374 s1.006 p.u.89.329 s0.979 p.u.

90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]

1.10

1.06

1.02

0.98

0.94

0.90

LO I 138: Positive-Sequence Voltage

GUA 138A: Positive-Sequence Volta

86.934 s1.037 p.u.

87.989 s1.013 p.u.

90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]

1.20

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

PUNO 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

TAYA 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

87.014 s1.027 p.u.

85.959 s1.000 p.u.

90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]

1.26

1.16

1.06

0.96

0.86

0.76

ALV O 500: Positive-Sequenc e Voltage, Magnitude in p.u.

87.789 s0.987 p.u.

90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]

1.20

0.90

0.60

0.30

0.00

-0.30

ARUSE 11: Positive-Sequenc e Voltage, Magnitude in p.u.

ARUSE 12: Positive-Sequenc e Voltage, Magnitude in p.u.

ARUSE 13: Positive-Sequenc e Voltage, Magnitude in p.u.ARUSE 14: Positive-Sequenc e Voltage, Magnitude in p.u.

AY A 220 A: Positive-Sequenc e Vo ltage, Magnitude in p.u.

88.564 s1.026 p.u.

88.439 s0.977 p.u.

Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin 2016 V AREA SURDesconexin de las lneas L-2051/2052, F/S L-5036

Date:Annex : /5

DIgSILENT

Figura 8.3 Tensiones post-falla en el rea Sur


Estando fuera de servicio la lnea de 500 kV Chica-Poroma-OcoaSan Jos y ante ladesconexin de las lneas L-2051 y L-2052 (Mantaro-Cotaruse) por fallas bifsicas atierra simultneas, se presentara prdida de sincronismo de las unidades de generacinde Machupicchu y Santa Teresa, respecto a las unidades del rea Suroeste del SEIN, enlos casos de media y mnima demanda en avenida.

El ERACMF poco o nada puede hacer ante un problema de inestabilidad angular. En talsituacin de indisponibilidad de la lnea de 500 kV Chica-Poroma-OcoaSan Jos,tendr que definirse un lmite de transmisin en las lneas L-2051 y L-2052, menor a sucapacidad contractual.

Con el ERACMF propuesto, la recuperacin de la frecuencia en el rea Sur del SEINante el evento sealado sera satisfactoria, siempre y cuando se evite la prdida desincronismo en dicha rea.


40/60


INFORME FINAL

40 de 60

9. EDAGSF VIGENTE

9.1 ACTUACIN DEL EDAGSF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIN DE LA CARGAINDIVIDUAL MS GRANDE DEL SEIN

Se ha simulado la desconexin de la carga de San Jos, que ser la carga (individual)ms grande del SEIN durante al ao 2016.

9.1.1.1 Resultados


Tabla 9.1 Resultados con el EDAGSF vigente

ESCENARIO

UNIDADESDESCONECTADASPOR ACTUACIN

DEL EDAGSF

UNIDADES

DESCONECTADASPOR ACTUACIN

DE SUSPROTECCIONES

PROPIAS

GENERACINDESCONECTADA FRECUENCIAMXIMA FRECUENCIAFINAL

MW Hz Hz

AVE2016MAX -- -- 0 60.82 60.19

AVE2016MED -- -- 0 60.91 60.20

AVE2016MIN -- -- 0 60.89 60.29

EST2016MAX -- Pariac G2 0.29 61.05 60.26

EST2016MED -- Pas G2, Pariac G2 3.29 61.18 60.30

EST2016MIN -- Pas G2, Pariac G2 3.29 61.26 60.46


41/60


INFORME FINAL

41 de 60

120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

61.40

61.10

60.80

60.50

60.20

59.90


SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AVE2016MED

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AVE2016MIN

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: EST2016MAXSAN JUAN 220\SA N JUAN 220A : EST2016MED

SAN JUAN 220\SA N JUAN 220A : EST2016MIN

119.573 s60.189 Hz

119.854 s60.456 Hz

11.993 s61.260 Hz

Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin 2016 F SEIN

Desconexin de la carga de San Jos

Date:

Annex : /1

DIgSILENT

Figura 9.1 Frecuencia en el SEIN


Con el EDAGSF vigente, la recuperacin de la frecuencia en el SEIN es satisfactoria anteeventos de desconexin de grandes cargas en el SEIN.

9.2 ACTUACIN DEL EDAGSF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIN DE LASLNEAS DE INTERCONEXIN CENTRO-SUR (SEPARACIN DE REAS)

Al ser la desconexin de las lneas de interconexin Centro-Sur el evento que provocaralas mayores frecuencias en el SEIN, se ha verificado la actuacin del EDAGSF ante estacontingencia.

Estando fuera de servicio la lnea L-5036 (OcoaSan Jos), la potencia que se podratransmitir por la lnea de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya est limitada por lacapacidad contractual de 505 MVA de esta lnea. En esa condicin, se ha simulado fallasbifsicas a tierra simultneas en las lneas L-2051 y L-2052 (Mantaro-Cotaruse) conaperturas definitivas.

9.2.1 Resultados



42/60


INFORME FINAL

42 de 60

Tabla 9.2 Resultados con el EDAGSF vigente

ESCENARIO

UNIDADESDESCONECTADAS

POR ACTUACINDEL EDAGSF

UNIDADESDESCONECTADASPOR ACTUACIN

DE SUSPROTECCIONES

PROPIAS

GENERACINDESCONECTADA

FRECUENCIAMXIMA

FRECUENCIAFINAL

MW Hz Hz

AVE2016MAX

Aguayta G1,Restitucin G1,Restitucin G2,Callahuanca G4,

Cahua G2

Pas G2, Pariac G2, 250 61.53 60.20

AVE2016MED

Aguayta G1,Restitucin G1,Restitucin G2,Callahuanca G4,

Cahua G2

Pas G2, Pariac G2 250 61.52 60.21

AVE2016MIN

Aguayta G1,Restitucin G1,Restitucin G2,

Chimay G1,Callahuanca G4,

Cahua G2

Pas G2, Pariac G2 306 61.57 60.22

EST2016MAX

Restitucin G1,Restitucin G2,

Chimay G1,Callahuanca G4,

Cahua G2

Pas G2, Pariac G2 175 61.55 60.26

EST2016MED

Restitucin G1,Restitucin G2,

Chimay G1,Callahuanca G4,Cahua G2, Pisco

TG2

Pas G2, Pariac G2 251 61.64 60.21

EST2016MIN

Restitucin G1,Chimay G1,

Callahuanca G4,Cahua G2, Santa

Rosa TG8, YanangoG1

Pas G2, Pariac G2,Nuevo Imperial

300 61.83 60.64


43/60


INFORME FINAL

43 de 60

90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]

62.20

61.70

61.20

60.70

60.20

59.70


SAN JUAN 220\SA N JUAN 220A: EST2016MED

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: EST2016MAX

SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AV E2016MINSAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AV E2016MED


9.222 s61.827 Hz

89.885 s60.562 Hz

89.980 s60.199 Hz

Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin 2016 F CENTRO-NORTE


Date:

Annex : /1

DIgSILENT

Figura 9.2 Frecuencia en el rea Centro-Norte


Con el EDAGSF vigente, la recuperacin de la frecuencia en el SEIN es satisfactoria anteeventos de desconexin de unidades y centrales de generacin.

Dado que luego del ingreso de la lnea de 220 kV Machupicchu-Abancay-Cotaruse, laeventual desconexin de la lnea L-1005 (Quencoro-Tintaya) no provocar la formacinde un sistema aislado, se propone retirar del EDAGSF a la unidad G2 de la centralMachupicchu.


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INFORME FINAL

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10. ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMTICO DE CARGA Y GENERACINPROPUESTOS PARA EL AO 2016

En conclus

estudio de racg 2016 informe final.pdf

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