© Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Informe Final del Estudio...

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Informe Final del Estudio Informe Final del Estudio “Actualización del Esquema “Actualización del Esquema de Rechazo Automático de de Rechazo Automático de

Carga/ Generación del SEIN –Carga/ Generación del SEIN –

año 2005”año 2005”

Lima, Septiembre 22 de 2004Lima, Septiembre 22 de 2004

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ContenidoContenido

1.1. Objetivo de la ConsultoríaObjetivo de la Consultoría

2.2. Actualización Esquema de Actualización Esquema de Rechazo Rechazo Automático de Carga/Generación del Automático de Carga/Generación del SEIN Año 2005SEIN Año 2005

3.3. Conclusiones Conclusiones

4.4. RecomendacionesRecomendaciones

5.5. ComentariosComentarios

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Objetivo de la Objetivo de la ConsultoríaConsultoría

En el encargo recibido del COES se nos pidió:

a) Revisar y actualizar el esquema de rechazo de carga/generación obtenido en el estudio de CESI, para otorgar seguridad operativa al SEIN en casos de déficit o superávit de generación, provocados por los eventos del sistema y limitar las interrupciones de los suministros de energía a los valores mínimos necesarios, así como mantener la integridad del SEIN. En ese sentido, la operación del esquema de rechazo propuesto debe evitar las sobrecargas en las unidades de generación, transformadores de potencia y líneas de transmisión del sistema; asimismo, permitirá distribuir de manera equitativa entre los principales clientes del sistema, los beneficios y los costos de la seguridad del SEIN.

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Objetivo de la Objetivo de la ConsultoríaConsultoría

b) Considerar en la actualización el efecto de la operación de la C.T. Ventanilla y la interconexión radial con Ecuador, para el suministro de la carga de la subestación Machala.

c) Mantener, en la medida de lo posible, la estructura existente del esquema cumpliendo con los criterios de seguridad

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Actualización Esquemas de Actualización Esquemas de Rechazo Automático Rechazo Automático de de

Carga por Mínima Carga por Mínima Frecuencia y Rechazo de Frecuencia y Rechazo de

Generación por Generación por SobrefrecuenciaSobrefrecuencia

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Metodología

BD, Montaje y Sintonización del

SEIN

ESQUEMAS RCMF Y RGSF

ESQUEMA RECOMENDADO

Análisis Modal

Ajuste del Modelo de

Carga

Definición de Escenarios y

Eventos

Simulaciones y Análisis de Resultados

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Criterios Generales

Criterios ERCMF

El Esquema de Rechazo de Carga por Mínima Frecuencia –ERCMF- es la estrategia de protección de respaldo para mantener la frecuencia del SEIN en valores operativos frente a desbalances generación-demanda provocados por eventos de pérdida de unidades de generación o fraccionamiento de la red.

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Criterios Generales

Criterios ERGSF

El esquema de Rechazo de Generación por Sobrefrecuencia está integrado al esquema de protección de activos de generación con el objetivo fundamental de preservar las condiciones de suministro en áreas aisladas resultado de la evolución de eventos en el SEIN.

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Criterios Generales

Por sus características de protección de respaldo y su aporte a la seguridad en la operación del sistema, son esquemas necesarios, y por tanto, deben instalarse en el sistema de manera acordada entre el COES y las Empresas del SEIN.

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Modelo de la Carga

La carga puede representarse mediante modelos polinomiales o a través de modelos exponenciales de la forma:

fVV kpppPP pf 1

32

2

10

fVV kqqqQQ qf 1

32

2

10

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Modelo de la Carga

Se ha utilizado un modelo de carga en el Digsilent equivalente al usado por CESI.

m

PP

00

n

QQ

00

r

pp II

00

s

qq II

00

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Análisis Modal

Algunos modos de oscilación electromecánicos tienen impacto en la operación de los esquemas de control de frecuencia. Por lo tanto, se hace necesario realizar un análisis modal del SEIN para caracterizar tales modos de oscilación, fundamentalmente los modos interárea.

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Análisis Modal

Modo 227Frecuencia 0.66 Hz : 3.530 %

-0.45

-0.289 -0.263 -0.262-0.252-0.192 -0.192 -0.192-0.192 -0.19 -0.19 -0.19 -0.176 -0.171 -0.17

0.165 0.1650.221 0.221 0.221

0.259 0.284

0.787

1

-1

-0.8

-0.6

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

sym

tvc

ara

sym

ch

avg

3

sym

ven

t_d

sym

ven

t_c

sym

gd

mo

ll2

sym

sam

1

sym

sam

4

sym

sam

3

sym

sam

2

sym

sam

5

sym

sam

6

sym

sam

7

sym

ari

c1a

sym

ilo

tv3

sym

ilo

tv4

sym

ag

ua1

3a

sym

ag

ua1

3b

sym

car

h1

sym

car

h2

sym

car

h3

sym

ctt

um

10a

sym

cu

rm10

b

sym

tal

ara1

3

sym

mal

acas

3

Modo Zona Norte vs Zona Sur

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Identificación Modal

30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

-36.00

-39.00

-42.00

-45.00

-48.00

-51.00

lne CAM_COT_22: Active Power/Terminal i in MW

lne COT_SOC_21: Active Power/Terminal i in MW

2.551 s-45.071 MW

4.086 s-45.790 MW

COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación G26

Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Disparo Una Unidad de Mantaro (Sam)

Date:

Annex: /33

DIg

SIL

EN

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Identificación modal Cotaruse - Socabaya

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Identificación ModalIdentificación modal Generación Talara

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

sym cpato1: Active Power in MW

sym talara13: Active Power in MW

12.753 s92.604 MW

14.548 s92.693 MW


Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Disparo Tres Unidades de Mantaro (Sam)

Date:

Annex: /9

DIg

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Identificación ModalIdentificación modal Oscilación Norte - Sur

RESULTADOS SIMULACIÓN EVENTO EV2 (3U DE MANTARO)IDENTIFICACIÓN MODAL

128

133

138

143

148

0 5 10 15 20 25 30

Tiempo (s)

Po

ten

cia

(M

W)

70

75

80

85

90

95

Po

ten

cia

(M

W)

sym tvcara Active Power in MW

sym talara13 Active Power in MW

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Escenarios considerados

NOMBRE DEL CASO AÑO HIDROLOGIA DEMANDADESPACHO

(MW)DEMANADA

(MW)

Estiaje 04 Max MAXIMA 3190 3025

Estiaje 04 Med MEDIA 2917 2771

Estiaje 04 Mn MÍNIMA 1726 1636

Avenida 05 Max MAXIMA 3246 3060

Avenida 05 Med MEDIA 3004 2829

Avenida 05 Mn MÍNIMA 2055 1923

Estiaje 05 Max MAXIMA 3309 3116

Estiaje 05 Med MEDIA 3026 2870

Estiaje 05 Mi MÍNIMA (Mi) 2055 1933

Estiaje 05 Mn MÍNIMA (Mn) 1791 1671

2004 ESTIAJE

AVENIDA

ESTIAJE

2005

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Eventos considerados en el estudio

•Eventos para ERCMF & ERGSFEventos para ERCMF & ERGSFEvento Descripción

1 Disparo Una Unidad de Mantaro (Sam)2 Disparo Tres Unidades de Mantaro (Sam)3 Disparo Cuatro Unidades de Mantaro (Sam)4 Disparo la central Mantaro (Sam)5 Disparo Dos Unidades de Restitución (Ron)6 Disparo Centrales Mantaro y Restitución (Sam

y Ron)7 Disparo Central de Aguaytía8 Disparo Central de ILO2 (Tvcara)9 Disparo Una Unidad de Ventanilla

10 Disparo central Ventanilla11 Disparo central Huinco12 Disparo central Talara13 Disparo central San Gabán14 Disparo Central Cañón del Pato15 Disparo Charcani v16 Disparo de la Interconexión Socabaya-Cotaruse17 Disparo de la Línea Chimbote-Paramonga18 Disparo de la S/E Chimbote, 220 kv19 Disparo de la Línea Trujillo – Guadalupe20 Disparo de la Línea Chiclayo-Piura21 Disparo en Tintaya de la Línea Quencoro-

Tintaya, 138 kv.

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ERCMF RECOMENDADO POR CESI

EscalónDesconexión

UmbralAcumulado

UmbralArranque

(%) (%) Hz s Hz/s s Hz/s s Hz/s s Hz

1 4.20 4.20 59.0 0.15 -1.40 0.40 -0.65 0.15 -1.10 0.15 59.80

2 7.80 12.00 58.9 0.15 -1.40 0.40 -0.65 0.15 -1.10 0.15 59.80

3 10.00 22.00 58.8 0.15 -1.80 0.40 -0.65 0.15 -1.10 0.15 59.80

4 10.00 32.00 58.7 0.15 -1.10 0.15 -1.50 0.15 59.80

5 8.00 40.00 58.6 0.15 -1.40 0.15 -2.10 0.15 59.80

6 5.50 45.50 58.5 0.15

7 2.50 48.00 58.4 0.15 99.00 15.00 99.00 15.00 99.00 15.00 59.70

SEIN Zona Norte Zona Centro Zona Sur

ESQUEMA DE RECHAZO DE CARGA POR MÍNIMA FRECUENCIARECOMENDACIÓN CESI

Relé por Umbral Relé por derivada

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ERCMF VIGENTE

EtapaInformación

PerúDesconexión

UmbralDesconexión

DerivadaAcumulado

UmbralAcumulado

DerivadaArranque

(%) (%) (%) (%) Hz s Hz/s s Hz/s s Hz/s s Hz

Umbral&Derivada 2.23 2.23

Adicional 1.26 1.14

1 Total Etapa 3.49 3.36 3.49 3.36 59 0.15 -1.4 0.4 -0.65 0.15 -1.1 0.15 59.8Máximo Etapa 4.62 4.62


Adicional 2.36 2.09

2 Total Etapa 6.52 6.25 10.01 9.61 58.9 0.15 -1.4 0.4 -0.65 0.15 -1.1 0.15 59.8Máximo Etapa 8.61 8.61


Adicional 3.07 2.58

3 Total Etapa 8.59 8.09 18.60 17.71 58.8 0.15 -1.8 0.4 -0.65 0.15 -1.1 0.15 59.8Máximo Etapa 11.17 11.17


Adicional 3.68 2.78

4 Total Etapa 8.50 7.59 27.09 25.29 58.7 0.15 -1.1 0.15 -1.5 0.15 59.8Máximo Etapa 11.27 11.27


Adicional 2.97 2.17

5 Total Etapa 6.63 5.83 33.72 31.13 58.6 0.15 -1.4 0.15 -2.1 0.15 59.8Máximo Etapa 8.80 8.80


Adicional 4.53 0.00

6 Total Etapa 4.53 0.00 38.25 31.13 58.5 0.15Máximo Etapa 4.53 4.53


Adicional 1.78 0.01

7 Total Etapa 2.09 0.32 40.35 31.45 58.4 0.15 99 15 99 15 99 15 59.7Máximo Etapa 2.10 2.10

ESQUEMA DE RECHAZO DE CARGA POR MÍNIMA FRECUENCIAESQUEMA PARA VERIFICACIÓN

Relé por Derivada

SEIN

Relé por Umbral

Zona Norte Zona Centro Zona Sur

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ESQUEMA CESI vs ESQUEMA VIGENTE

Principales diferencias entre la propuesta de CESI y el Esquema Vigente:

El Esquema Vigente presenta porcentajes de desconexión por etapa ligeramente menores

El Esquema Vigente modifica la Etapa 7 de CESI, en la cual elimina la etapa de restitución por derivada y mantiene la desconexión por umbral para eventos mayores.

El Esquema Vigente se ajusta más a las condiciones discretas de la carga del SEIN.

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Estructura del ERCMF VERIFICACIÓN DEL ERCMF

ESTRUCTURA DEL ESQUEMA

58.2

58.8

59.4

60

60.6

0 5 10 15 20 25 30

Tiempo (s)

Fre

cu

en

cia

(H

z)

ETAPAS UMBRAL ERCMF

DERIVADA DE FRECUENCIA

AV05MX_EV6

EVENTO 16DISPARO SANTA ROSA

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ERGSF VIGENTE

Este esquema se fundamenta en tres principios característicos del SEIN: El primero se relaciona con los esquemas de protección de las unidades de generación por sobrefrecuencia que admiten temporizaciones máximas del orden de 15 segundos en el rango de frecuencia entre 61 Hz y menores a 63 Hz y apertura instantánea para frecuencias mayores o iguales a 63 Hz; El segundo está relacionado con la experiencia operativa que muestra como probables los aislamientos de los Sistemas Sur o Norte del resto del SEIN ante eventos principalmente de red; Y el tercer principio es el de intentar preservar el suministro aún en zonas aisladas como consecuencia de pérdida de elementos del sistema.

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ERGSF VIGENTE

Central Unidad

(%) Df/Dt (Hz/s) f (Hz) f (Hz/s) T (s) f (Hz/s) T (s)

Sistema SUR

San Gabán 2a. 1.19 61 62.50 0.30

Machupichu 2a. 62.60 0.50 61.00 10.00

Machupichu 3a. 61.00 20.00 Sistema NORTE

Malacas 1a. 61.00 5.00

Malacas 2a. 2.00 60.2 61.60 0.30

Malacas 3a. 2.00 60.2 61.60 0.30

Cañón de Pato 2a. 1.10 60.2 61.90 0.30

Cañón de Pato 4a. 0.70 60.5 62.20 0.30

Carhuaquero 2a. 1.70 60.2 62.50 0.30

Carhuaquero 3a. 1.20 60.5 61.00 15.00

Gallito Ciego 1a. 61.00 10.00

Gallito Ciego 2a. 62.30 0.30

Tumbes 2a. 61.70 0.20

Cempacas 2a. 61.70 0.20

Cempacas 3a. 61.70 0.20

Piura 3a. 61.70 0.20

Piura 4a. 61.70 0.20

0.20

0.50

ESQUEMA PARA VERIFICACIÓN

0.50

0.40

0.50

0.20

T (s)

0.60

Umbral 1 Umbral 2Condición de Derivada

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REGULACIÓN PRIMARIARESPUESTA DE REGULACIÓN PRIMARIA

ZONA NORTE Y AGUAYTÍA - EST04MX - EV1 - UNA UNIDAD DE MANTARO

59.3

59.4

59.5

59.6

59.7

59.8

59.9

60

60.1

0 5 10 15 20 25 30

Tiempo (s)

Fre

cuen

cia

(Hz)

0.6

0.63

0.66

0.69

0.72

0.75

0.78

0.81

0.84

Res

pu

esta

de

la T

urb

ina

(p.u

.)

SEPO220 Electrical Frequency in Hz

sym agua13a Turbine Power in p.u.

sym cpato1 Turbine Power in p.u.

sym talara13 Turbine Power in p.u.

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REGULACIÓN PRIMARIA

RESPUESTA DE REGULACIÓN PRIMARIAZONA CENTRO - EST04MX - EV1 - UNA UNIDAD DE MANTARO

59.3

59.4

59.5

59.6

59.7

59.8

59.9

60

60.1

0 5 10 15 20 25 30

Tiempo (s)

Fre

cuen

cia

(Hz)

0.4

0.47

0.54

0.61

0.68

0.75

0.82

0.89

0.96

Res

pu

esta

de

la T

urb

ina

(p.u

.)

SJNLS220 Electrical Frequency in Hz

sym chimay1 Turbine Power in p.u.

sym huin1 Turbine Power in p.u.

sym mat12a Turbine Power in p.u.

sym moyo1 Turbine Power in p.u.

sym ron1 Turbine Power in p.u.

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REGULACIÓN PRIMARIA

RESPUESTA DE REGULACIÓN PRIMARIAZONA SUR - EST04MX - EV1 - UNA UNIDAD DE MANTARO

59.3

59.4

59.5

59.6

59.7

59.8

59.9

60

60.1

0 5 10 15 20 25 30

Tiempo (s)

Fre

cuen

cia

(Hz)

0.6

0.66

0.72

0.78

0.84

0.9

0.96

1.02

1.08

Re

sp

ue

sta

de

la

Tu

rbin

a (

p.u

.)

SGAB138 Electrical Frequency in Hz

sym chavg3 Turbine Power in p.u.

sym mach1 Turbine Power in p.u.

sym sgab1 Turbine Power in p.u.

sym tvcara Turbine Power in p.u.

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RESPUESTA DEL MODELO ANTE EVENTOS

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

60.25

60.00

59.75

59.50

59.25

59.00

SJNLS220: U1_MANTARO

SJNLS220: AP_ILO2

SJNLS220: AP_SANGABAN

Evento16: AP_STAROSAEvento17: AP_SANGABAN

SJNLS220: AP_TALARA


Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Análisis de Resultados

Date:

Annex: /24

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EFECTO INTERCONEXIÓN CON ECUADOR

El impacto de la Interconexión Radial con Ecuador se refleja en los despachos considerados por COES y en la respuesta de los esquemas de frecuencia.

Para efectos de la simulación de eventos y prueba de los esquemas de frecuencia se considera la desconexión de la interconexión mediante relés de frecuencia con ajustes de umbral en 59.0 Hz y una temporización de 0.15 segundos y por derivada con una pendiente de -1.1 Hz/s y una temporización de 0.15 segundos. Estos ajustes establecen coherencia con las respuestas de frecuencia de las diversas zonas del SEIN frente a desbalances generación - demanda. El esquema de rechazo de carga por mínima tensión recomienda una desconexión por baja tensión con umbrales y temporizaciones allí indicadas y que impactan la operación de la Zona Norte frente a eventos de generación y de red con caída apreciable de la tensión.

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los

dere

chos

res

erva

dos

por

Inte

rcon

exió

n E

léct

rica

S.A

. E.S

.P

RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

1.08

1.04

1.00

0.96

0.92

0.88

0.84

CHIM220: Voltage, Magnitude in p.u.

SEGUA220: Voltage, Magnitude in p.u.SEPO220: Voltage, Magnitude in p.u.

ZORRI220: Voltage, Magnitude in p.u.


Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Disparo La Central Mantaro (Sam)

Date:

Annex: /19

DIg

SIL

EN

T

Respuesta Oscilatoria de Tensión Zona Norte

© T

odos

los

dere

chos

res

erva

dos

por

Inte

rcon

exió

n E

léct

rica

S.A

. E.S

.P

RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNRespuesta Oscilatoria de Frecuencia Zona Norte

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

60.80

60.40

60.00

59.60

59.20

58.80

58.40

CHIM220: Electrical Frequency in Hz

SEGUA220: Electrical Frequency in HzSEPO220: Electrical Frequency in Hz

ZORRI220: Electrical Frequency in Hz

2.755 s58.877 Hz

13.779 s60.667 Hz

29.879 s59.783 Hz


Despacho Estiaje demanda Maxima 2004 Disparo La Central Mantaro (Sam)

Date:

Annex: /25

DIg

SIL

EN

T

© T

odos

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chos

res

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por

Inte

rcon

exió

n E

léct

rica

S.A

. E.S

.P

RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNComportamiento de la Frecuencia en la Zona Norte

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

61.00

60.50

60.00

59.50

59.00

58.50

SEPO220: 3U_MANTARO

SEPO220: 4U_MANTARO

SEPO220: CEN_MANTARO

SEPO220: MANT_RESTSEPO220: CEN_AGUAYTIA

SEPO220: CEN_VENTANI



Date:

Annex: /57

DIg

SIL

EN

T

© T

odos

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res

erva

dos

por

Inte

rcon

exió

n E

léct

rica

S.A

. E.S

.P

RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNComportamiento de la Frecuencia en la Zona Centro

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

61.00

60.50

60.00

59.50

59.00

58.50

SJNLS220: 3U_MANTARO


SJNLS220: CEN_MANTARO

SJNLS220: MANT_RESTSJNLS220: CEN_AGUAYTIA

SJNLS220: CEN_VENTANI



Date:

Annex: /58

DIg

SIL

EN

T

© T

odos

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res

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dos

por

Inte

rcon

exió

n E

léct

rica

S.A

. E.S

.P

RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNComportamiento de la frecuencia en la Zona Sur

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

61.00

60.50

60.00

59.50

59.00

58.50

SOCA220: 3U_MANTARO

SOCA220: 4U_MANTARO

SOCA220: CEN_MANTARO

SOCA220: MANT_RESTSOCA220: CEN_AGUAYTIA

SOCA220: CEN_VENTANI



Date:

Annex: /59

DIg

SIL

EN

T

© T

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Inte

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n E

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rica

S.A

. E.S

.P

RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNSobrefrecuencia y Respuesta del ERGSF en la Zona Norte

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

63.00

61.90

60.80

59.70

58.60

57.50

SEPO220: 1U_MANTARO

SEPO220: AP_ILO2

SEPO220: AP_TALARA

SEPO220: COT_SOCABAYASEPO220: CHIM_PARAMONGA

SEPO220: TRUJILLO_GUAD



Date:

Annex: /60

DIg

SIL

EN

T

© T

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Inte

rcon

exió

n E

léct

rica

S.A

. E.S

.P

RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNSobrefrecuencia y Respuesta del ERGSF en la Zona Centro

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

60.35

60.00

59.65

59.30

58.95

58.60


SJNLS220: AP_ILO2

SJNLS220: AP_TALARA

SJNLS220: COT_SOCABAYASJNLS220: CHIM_PARAMONGA

SJNLS220: TRUJILLO_GUAD



Date:

Annex: /61

DIg

SIL

EN

T

© T

odos

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chos

res

erva

dos

por

Inte

rcon

exió

n E

léct

rica

S.A

. E.S

.P

RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓNSobrefrecuencia y Respuesta del ERGSF en la Zona Sur

30.0023.9817.9611.945.920-0.100 [s]

62.60

61.88

61.16

60.44

59.72

59.00

SOCA220: 1U_MANTARO

SOCA220: AP_ILO2

SOCA220: AP_TALARA

SOCA220: COT_SOCABAYASOCA220: CHIM_PARAMONGA

SOCA220: TRUJILLO_GUAD



Date:

Annex: /62

DIg

SIL

EN

T

© T

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Inte

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exió

n E

léct

rica

S.A

. E.S

.P

ANÁLISIS DE RESULTADOS

MWGENERACIÓN 3189

DEMANDA SEIN 3024PÉRDIDAS SEIN 165

DEMANDA ECUADOR 82

EVENTO 1 Etapa Umbral Df/ dt TotalDISP. 1 UNIDAD DE MANTARO 95 1

Desbalance 2.98% 2Frecuencia mínima 59.37 3Frecuencia máxima 60.05 4 0.00% 0.00% 0.00%

Disparo Ecuador No 5 0.00% 0.00% 0.00%Opera el Esquema RGSF Nó 6 0.00% 0.00% 0.00%

7 0.00% 0.00% 0.00%Totales 0.00% 0.00% 0.00%

EVENTO 2 Etapa Umbral Df/ dt TotalDISP. 3 UNIDADES DE MANTARO 285 1 3.48% 0.00% 3.48%

Desbalance 8.94% 2 6.25% 0.00% 6.25%Frecuencia mínima 58.77 3 0.25% 0.25%Frecuencia máxima 60.97 4 0.00% 0.00% 0.00%

Disparo Ecuador Umbral 5 0.00% 0.00% 0.00%Opera el Esquema RGSF No 6 0.00% 0.00% 0.00%

7 0.00% 0.00% 0.00%Totales 9.98% 0.00% 9.98%

ESTIAJ E DEMANDA MÁXIMA 2004

Actuación

Actuación

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rica

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. E.S

.P


MWGENERACIÓN 3006.86

DEMANDA SEIN 2828.97PÉRDIDAS SEIN 177.89

DEMANDA ECUADOR 53.3

EVENTO 1 Etapa Umbral Df/ dt TotalDISP. 1 UNIDAD DE MANTARO 101 1 0.00%

Desbalance 3.4% 2 0.00%Frecuencia mínima 59.23 3 0.00%Frecuencia máxima 60.07 4 0.00% 0.00% 0.00%

Disparo Ecuador No 5 0.00% 0.00% 0.00%Opera el Esquema RGSF No 6 0.00% 0.00% 0.00%

7 0.00% 0.33% 0.33%Totales 0.00% 0.33% 0.33%

EVENTO 2 Etapa Umbral Df/ dt TotalDis. de tres unidades de Mantaro 300 1 3.1% 0.0% 3.10%

Desbalance 10.0% 2 5.4% 0.0% 5.46%Frecuencia mínima 58.74 3 7.8% 0.0% 7.83%Frecuencia máxima 62.08 4 0.00% 0.00% 0.00%

Disparo Ecuador Umbral 5 0.00% 0.00% 0.00%Opera el Esquema RGSF Si 6 0.00% 0.00% 0.00%

7 0.00% 0.00%Totales 16.3% 0.09% 16.39%

AVENIDA DEMANDA MEDIA 2005

Actuación

Actuación

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. E.S

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Eventos Est04Mx Est04Md Est04Mn Av05Mx Av05Md Av05Mn Est05Mx Est05Md Est05MnEV1 Disparo Una Unidad de Mantaro (Sam) EV2 Disparo Tres Unidades de Mantaro (Sam) EV3 Disparo Cuatro Unidades de Mantaro (Sam) EV4 Disparo La Central Mantaro (Sam) EV5 Disparo Dos Unidades de Restitución (Ron) EV6 Disparo Centrales Mantaro y Restitución EV7 Disparo Central de Aguaytía EV8 Disparo Central de ILO2 (Tvcara) EV9 Disparo Una Unidad de Ventanilla

EV10 Disparo Central Ventanilla EV11 Disparo Central Huinco EV12 Disparo Central Talara EV13 Disparo Central San Gabán EV14 Disparo Central Cañón del Pato EV15 Disparo Charcani V EV16 Disparo de la Interconexión Socabaya-Cotaruse EV17 Disparo de la Línea Chimbote-Paramonga EV18 Disparo de la S/E Chimbote, 220 kV EV19 Disparo de la Línea Trujillo – Guadalupe EV20 Disparo de la Línea Chiclayo-Piura EV21 Disparo en Tintaya de la Línea Quencoro-Tintaya

Evolución del evento según los esquemas de frecuencia con mayor desconexión de carga esperada ó colapso de la zona aislada

Respuesta dentro de los criterios de los esquemas

VERIFICACIÓN DE LOS ESQUEMAS DE RECHAZO DE CARGA POR MÍNIMA FRECUENCIA Y RECHAZO DE GENERACIÓN POR SOBREFRECUENCIA

ESCENARIOS DE DEMANDA

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n E

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S.A

. E.S

.P

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El modelaje del SEIN en el Digsilent refleja acertadamente la respuesta del sistema.

El esquema de rechazo automático de carga/generación vigente fue corroborado mediante mas de 200 casos de simulación realizados en Digsilent, y aunque en algunos casos la carga desconectada resulta superior al desbalance, su comportamiento es coherente con la estructura del esquema.

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n E

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rica

S.A

. E.S

.P


La estructura del esquema vigente es adecuada, y en el caso de requerir cambios, éstos serán mínimos.

Se recomienda proceder con la implementación del esquema previo acuerdo entre el COES y las Empresas del SEIN.

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. E.S

.P

Actualización Esquema de Actualización Esquema de Rechazo Automático de Rechazo Automático de

Carga por MínimaCarga por Mínima Tensión Tensión

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. E.S

.P

Escenarios considerados

Se analizaron los escenarios de Se analizaron los escenarios de demanda máxima para periodos de demanda máxima para periodos de estiaje de los años 2004 y 2005.estiaje de los años 2004 y 2005.

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n E

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. E.S

.P

Eventos considerados en el estudio

Evento Descripción EQUIPO

1 San Juan – Pomacocha 1 a 220 kV Lne POM_SAN_21

2 San Juan – Pomacocha 1 y 2 a 220 kV Lne POM_SAN_21 y 22

3 Campo Armiño – pomacocha a 220 kV Lne CAM_POM_21

4 Campo Armiño – Independencia a 220 kV Lne IND_CAM_21

5 Campo Armiño – Huayucachi a 220 kV Lne CAM_HYU_21

6 Independencia – San Juan a 220 kV Lne IND_SAN_21

7 Callahuanca1 – Chavarria a 220 kV Lne EDE_CHA_21

8 Callahuanca1 – Callahuanca2 a 220 kV Lne EDE_CAL_21

9 Transformador de Chavarria Tr3 cha_2673

10 Central Huinco Sym huin1,2,3 y 4

11 Central Ventanilla Sym vent_c

12 Central Westinghouse Sym westing

sym vent_c y vent_d

© T

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n E

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. E.S

.P

Subestaciones a monitorear

SUBESTACIÓN NIVEL DE TENSIÓN

BALNEARIOS 220 kV

BARSI 220 kV

CHAVARRIA 220 kV

ICA 220 kV

INDEPENDENCIA 220 kV

MARCONA 220 kV y 13.8 kV

SAN JUAN 220 kV

SANTA ROSA 220 kV

© T

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Inte

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exió

n E

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rica

S.A

. E.S

.P

Metodología

Sensibilidad dV/dP y dV/dQ

Curvas PV con eventos

Curvas QVEstabilidad Transitoria

Información Estadística

Esquema CESI

ESQUEMA RECHAZO DE CARGA POR MINIMA TENSIÓN

PROPUESTA DE ESQUEMA

PRUEBAS AL ESQUEMAEstabilidad de larga duración

© T

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Inte

rcon

exió

n E

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. E.S

.P

CALCULOS DE SENSIBILIDAD Valores DV/DPValores DV/DP Caso Base

BARRA VnominaldV/dP

promedioAumento en kV porcada MW Apagado

BELLA2.4 2.4 3.083 0.07ANDAY2 2.4 2.397 0.06CONCEPCION 6 0.654 0.04IPEN10 10 4.913 0.49PALPA 10 2.214 0.22PUQUIO 10 2.145 0.21SAN MATEO 10 1.387 0.14AYA10 10 1.376 0.14HUANT10 10 1.331 0.13JAUJA 10 1.187 0.12NAZCA 10 1.184 0.12MALA10 10 1.089 0.11BELLA UNION 10 1.052 0.11CHILCA10 10 0.708 0.07SEM_10 10 0.567 0.06ASN BARTOLO 10 0.412 0.04HUARL10 10 0.345 0.03ANCON10 10 0.300 0.03QUIMICA PACIFICO 10 0.277 0.03PLAN10 10 0.237 0.02JAUJA 13.2 0.877 0.12CONCEPCION 13.2 0.536 0.07SAN NICOLAS 13.8 0.585 0.08AYA23 23 2.260 0.52PUQUIO 0.44CANGALLO 0.36PALPA 0.34PUQUIO 1.14PALPA 0.71NAZCA 0.56BELLA UNION 0.48MALA60 0.43CHILCA60 0.30SAN NICOLAS 0.27MARCONA 0.20

© T

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n E

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S.A

. E.S

.P

CURVAS PV

160515651525148514451405

1.0500

1.0000

0.950

0.900

0.850

0.800

45.000 1604.830 MW 0.842 p.u.

Lim

it x=

1580

.000

MW 0.854 p.u.

0.900 p.u.

0.961 p.u. 0.965 p.u. 0.967 p.u. 0.968 p.u. 0.971 p.u. 0.997 p.u.

41.000 1599.209 MW 0.799 p.u.

COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación Curva PV Caso Base

PRUEBAS DE ESTABILIDAD DE VOLTAJE LIMA

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

160515651525148514451405

1.0300

0.973

0.916

0.859

0.802

0.745

x-Axis: U_P-Curve: Suma de Cargas de Lima [MW]

BAL220: Tensión p.u.

BARSI220: Tensión p.u.

CHAVA220: Tensión p.u.

ICA220: Tensión p.u.

IND220: Tensión p.u.

MARC220: Tensión p.u.

ROSA220: Tensión p.u.

SJNLS220: Tensión p.u.

SNICO13: Tensión p.u.

45.000 1604.830 MW 0.758 p.u.

45.000 1604.830 MW 0.842 p.u.

Lim

it x=

1580

.000

MW 0.854 p.u.

0.900 p.u.

0.961 p.u. 0.965 p.u. 0.968 p.u. 0.997 p.u.

COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación Curva PV Caso Base

PRUEBAS DE ESTABILIDAD DE VOLTAJE LIMA

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Carga inicial Carga inicial

Lima (1405 MW)Lima (1405 MW)

Carga MáximaCarga Máxima

Lima (1604 MW)Lima (1604 MW)

%1.141405

14051604 MWMWMARGEN

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.P

Márgenes y tensiones obtenidos de las curvas PV

CASO BASE EVE1 EVE2 EVE3 EVE4 EVE5 EVE6 EVE7 EVE8 EVE9 EVE10 EVE11 EVE12 MIN

MW MAX 1620 1563 1491 1577 1501 1605 1577 1573 1564 1580 1474 1536 1540 1474

MARGEN 14.2% 11.2% 6.1% 12.2% 6.8% 15.3% 12.2% 11.9% 11.3% 12.4% 4.9% 9.3% 9.6% 4.9%

BAL220 0.944 0.940 0.935 0.947 0.964 0.942 0.939 0.945 0.946 0.946 0.951 0.950 0.947 0.935

BARSI220 0.944 0.944 0.944 0.947 0.965 0.944 0.940 0.940 0.944 0.940 0.946 0.946 0.945 0.940

CHAVA220 0.951 0.950 0.949 0.953 0.970 0.950 0.946 0.947 0.950 0.948 0.951 0.952 0.951 0.946

ICA220 0.927 0.930 0.930 0.928 0.892 0.911 0.933 0.939 0.934 0.941 0.962 0.943 0.942 0.892

IND220 0.969 0.968 0.964 0.968 0.936 0.960 0.971 0.976 0.972 0.978 0.990 0.977 0.977 0.936

MARC220 0.842 0.853 0.863 0.848 0.804 0.808 0.856 0.864 0.859 0.867 0.908 0.876 0.874 0.804

ROSA220 0.952 0.951 0.949 0.955 0.971 0.950 0.948 0.950 0.952 0.951 0.950 0.955 0.951 0.948

SJNLS220 0.951 0.946 0.940 0.953 0.969 0.948 0.945 0.951 0.952 0.952 0.956 0.956 0.953 0.940

SNICO13 0.758 0.784 0.811 0.774 0.715 0.695 0.786 0.800 0.794 0.803 0.879 0.823 0.820 0.695

MINIMO 0.758 0.784 0.811 0.774 0.715 0.695 0.786 0.800 0.794 0.803 0.879 0.823 0.820 0.695

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rica

S.A

. E.S

.P

Margen de potencia antes del colapso

0 50 100 150 200 250

EVE10

EVE2

EVE4

EVE11

EVE12

EVE1

EVE8

EVE7

EVE3

EVE6

EVE9

EVE5

BASE

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. E.S

.P

TENSIONES MINIMAS ACEPTABLES EN OPERACIÓN

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rica

S.A

. E.S

.P

CURVAS QV - Caso Base

-14

-12

-10

-8

-6

-4

-2

0

0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1 1.05V [p.u.]

Mvar

San Nicolas 13.8 kVSan Nicolas 13.8 kV

© T

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por

Inte

rcon

exió

n E

léct

rica

S.A

. E.S

.P

ANALISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIADisparo de la planta Huinco

20.0015.9811.967.9393.920-0.100 [s]

1.030

1.005

0.98

0.95

0.93

0.90

BAL220: Voltage, Magnitude in p.u.

BARSI220: Voltage, Magnitude in p.u.CHAVA220: Voltage, Magnitude in p.u.

ICA220: Voltage, Magnitude in p.u.

IND220: Voltage, Magnitude in p.u.

MARC220: Voltage, Magnitude in p.u.

ROSA220: Voltage, Magnitude in p.u.SJNLS220: Voltage, Magnitude in p.u.

SNICO13: Voltage, Magnitude in p.u.

V x

= 1

9.95

9 s

0.923 p.u. 0.925 p.u. 0.928 p.u. 0.929 p.u. 0.930 p.u. 0.938 p.u.

0.966 p.u.

0.987 p.u.

COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación EVE10

Simulaciones de Estabilidad Transitoria Disparo de la Transformador de Chavarria

Date: 9/16/2004

Annex: /11

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Voltajes históricos subestación Chavarría

0% 0%

4%

9%

19%

44%

20%

2%1% 0%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

<=197 (197,200]

(200,203]

(203,206]

(206,209]

(209,212]

(212,215]

(215,218]

(218,221]

>221

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ESQUEMA PROPUESTO POR CESI

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ESQUEMA PROPUESTOEsquema RACMT

Esquema de rechazo de carga por mínima tensión comprende: Medidas correctivas automáticas que puedan

identificar un punto de operación inseguro para el sistema por estabilidad de tensión.

Mediante la apertura de cargas conectadas al sistema en subestaciones de 60 kV, permita alejar el punto de operación del sistema del punto de colapso de tensión.

Mejorar la tensión en las subestaciones más importantes del área de Lima.

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El esquema RACMT a implementar en sitio también depende de posibilidades prácticas de instalación de equipos dentro de las diferentes subestaciones para finalmente lograr implementar un esquema que sea selectivo y económico desde el punto de vista de inversión.

Esquema RACMT

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ESQUEMA PROPUESTOSELECCIÓN UMBRAL DE AJUSTE

Esquema RACMT

Las tensiones normales de operación de las subestaciones, partiendo de la información estadística presentada.

Tensiones obtenidas en las simulaciones de estabilidad transitoria, buscando no tener operaciones de los esquemas durante la ocurrencia de contingencias sencillas.

Tensiones seguras obtenidas de las curvas PV y QV que estén lo suficientemente alejadas del punto de colapso de tensión.

Tensiones mínimas desde el punto de vista de seguridad del sistema después de contingencias.

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ESQUEMA PROPUESTOSELECCIÓN TIEMPO DE RETARDO

Esquema RACMT

Se debe evitar la operación del esquema durante contingencias sencillas en el sistema de Generación y/o Transmisión.

Se debe evitar la operación del esquema durante oscilaciones electromecánicas de baja frecuencia, las cuales pueden llegar a tener una frecuencia mínima de oscilación de 0.5 Hz, correspondiente a un periodo de dos segundos.

La temporización de las etapas mas rápidas debe ser superior a las utilizadas en el esquema de Rechazo de Carga por Mínima Frecuencia.

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ESQUEMAS PROPUESTOS - Ajustes 0.92

AJ USTESEtapa 1 Etapa 2 Etapa 3

Subestación Equipos a Desconectar AjusteV

[p.u.]

Retardo [s]

AjusteV

[p.u.]

Retardo [s]

AjusteV

[p.u.]

Retardo [s]

CARGAMAXIMA

[MW]

3 Transformadores 60/10 kV 0.920 10 0.900 5 55

CHAVARRIACircuitos a Infanta y Naranjal 0.920 20 61


BARSICircuito a Industrial 0.920 22 19

Circuitos a Barranco 0.920 14 0.900 9 37

BALNEARIOS3 Transformadores 60/10 kV a Cuartel 0.920 24 56

SANTA ROSACircuitos a Canto Grande yJ icamarca

0.920 18 40

SAN JUANTransformador 60/10 ycircuitos a Villa María

0.920 16 51

SANNICOLAS

10 MW de carga en lasubestación San Nicolás a 13.8kV

0.925 9 0.900 6 10

MARCONACircuito Marcona - Palpa a 60kV

0.925 10 0.925 8 5

COBRIZA I ICircuito Cobriza I I- Mollepata60 kV

0.850 10 11

PARQUEINDUSTRIAL

Circuito parque Industrial –Concepción - J auja

0.850 10 8

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ESQUEMAS PROPUESTOS - Ajustes 0.90

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PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTO

CASO DESCRIPCIÓN CASO DESCRIPCIÓN

1DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO SIN ESQUEMA

2DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO CON ESQUEMA

3

DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LAS LINEAS 1 Y 2 CAMPO ARMIÑO – POMACOCHA A 220 kV SIN ESQUEMA

4

DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LAS LINEAS 1 Y 2 CAMPO ARMIÑO – POMACOCHA A 220 kV CON ESQUEMA

5

DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LA LINEA CAMPO ARMIÑO – INDEPENDENCIA A 220 kV SIN ESQUEMA

6

DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LA LINEA CAMPO ARMIÑO – INDEPENDENCIA A 220 kV CON ESQUEMA

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PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTO Tensiones Finales (120 segundos)

EVENTO 1 EVENTO 2 EVENTO 3 EVENTO 1 EVENTO 2 EVENTO 3 EVENTO 1 EVENTO 2 EVENTO 3

BALNEARIOS 0.986 0.909 0.835 0.868 0.925 0.93 0.929 0.923 0.908 0.913

BARSI 0.981 0.902 0.828 0.864 0.92 0.927 0.927 0.918 0.907 0.911

CHAVARRIA 0.986 0.907 0.832 0.869 0.924 0.929 0.931 0.922 0.91 0.915

ICA 1.008 0.95 0.89 0.868 0.966 0.976 0.942 0.96 0.96 0.929

INDEPENDENCIA 1.028 0.971 0.912 0.891 0.985 0.988 0.954 0.981 0.972 0.942

MARCONA 0.971 0.911 0.849 0.827 0.932 0.96 0.925 0.923 0.944 0.911

SANTA ROSA 0.988 0.906 0.832 0.868 0.923 0.929 0.929 0.921 0.908 0.911

SAN JUAN 0.994 0.917 0.842 0.876 0.933 0.936 0.931 0.931 0.915 0.92

SAN NICOLAS 0.972 0.906 0.838 0.814 0.932 0.991 0.952 0.918 0.972 0.938

EVENTO 1EVENTO 2EVENTO 3

DISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCODISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LAS LINEAS 1 Y 2 CAMPO ARMIÑO - POMACOCHA A 220 KVDISPARO DE LAS CUATRO UNIDADES DE HUINCO Y LA LINEA CAMPO ARMIÑO - INDEPENDENCIA A 220 KV

ESQUEMA 0.92 p.u. ESQUEMA 0.9 p.u.SIN ESQUEMASUBESTACIÓN V INICIAL

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PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTOTensiones en Balnearios - AÑO 2004

120.0095.98071.96047.94023.920-0.1000 [s]

0.960

0.940

0.920

0.900

0.880

0.860

BAL220: SIN ESQUEMABAL220: ESQUEMA 0.92 P.U.

BAL220: ESQUEMA 0.90 P.U.

V x

=11

8.00

0 s

0.869 p.u.

0.913 p.u.

0.927 p.u.

Disparo Planta Huinco

Trafos 60/10 kV Chavarria

Disparo C.Armiño - Independencia Mov.Taps(BCA)

CON ESQUEMA AJUSTES EN 0.92 P.U.


Apertura San Nicolas (10 MW)

SIN ESQUEMA

Trafos 60/10 kV Barsi

Cto. Marcona-Dpalpa

COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación COMPARAC_BALNEARIOS

PRUEBAS AL ESQUEMA MINIMA TENSION AREA DE LIMA TENSIONES EN BARSI CON Y SIN ESQUEMAS

Date: 9/8/2004

Annex:

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CON ESQUEMA AJUSTES 0.90 p.u.CON ESQUEMA AJUSTES 0.90 p.u.

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PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTOTensiones en Balnearios - AÑO 2005

120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

0.96

0.95

0.94

0.93

0.92

0.91

BAL220: SIN ESQUEMA

BAL220: ESQUEMA 0.92 P.U.

V x

=11

8.00

0 s

0.915 p.u.

0.920 p.u.

Disparo Planta Huinco


SIN ESQUEMA

Mov.Taps(BCA)

Apertura San Nicolas (10 MW)

DISPARO C.ARM-POMAC 1

DISPARO C.ARM-POMAC 2

COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación COMP._BALNEAR_05

PRUEBAS AL ESQUEMA MINIMA TENSION AREA DE LIMA TENSIONES EN BARSI CON Y SIN ESQUEMAS

Date: 9/8/2004

Annex:

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RIESGO DE COLAPSO DE TENSIÓN AREA DE LIMA

90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]

1.040

0.92

0.80

0.69

0.57

0.45

BAL220: Voltage, Magnitude in p.u.

BARSI220: Voltage, Magnitude in p.u.CHAVA220: Voltage, Magnitude in p.u.

ICA220: Voltage, Magnitude in p.u.

IND220: Voltage, Magnitude in p.u.

MARC220: Voltage, Magnitude in p.u.

ROSA220: Voltage, Magnitude in p.u.SJNLS220: Voltage, Magnitude in p.u.

SNICO13: Voltage, Magnitude in p.u.

-0.050 s 1.028 p.u. 49.606 s

0.933 p.u.

54.620 s 0.837 p.u.

55.522 s 0.788 p.u.

-0.050 s 0.971 p.u.

89.760 s 0.454 p.u.

89.871 s 0.488 p.u.

89.769 s 0.563 p.u.

89.921 s 0.612 p.u.

COES-ISA Estudio Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación V

PRU. ESQ. MINIMO V Disp. Hiun+C_Arm-Pom1y2 sin Esq sin VCOs Man-Res

Date: 9/8/2004

Annex: /1

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Esquema para la carga Esquema para la carga de Ecuadorde Ecuador

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Pruebas al esquema Ecuador propuesto - Disparo de Talara SIN esquema

15.0011.988.9585.9392.919-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

0.50





Salida de la Central Talara Sin Rechazo de carga por bajo voltaje

Date: 16-Sep-2004

Annex: /19

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Esquema de Ecuador Disparo de Talara SIN esquema

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Esquema Propuesto Ecuador

ETAPA AJ USTETENSIÓN [P.U.]

RETARDO[Segundos]

LENTA 0.92 10RAPIDA 0.9 5MUY RAPIDA 0.85 2

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Esquema de Ecuador Disparo de Talara CON esquema

15.0011.988.9585.9392.919-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

0.50





Salida de la Central Talara Con Rechazo de la línea Zorritos - Machala 220 kV

Date: 16-Sep-2004

Annex: /19

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Se tiene un margen de cargabilidad entre 60 y 230 MW, la indisponibilidad que tiene mayor efecto en llevar el sistema a una condición de colapso es el evento 10 que corresponde a la indisponibilidad de la central Huinco. (margen del 4.9%.)

Con el esquema en 0.92 p.u. las tensiones finales a los 120 segundos con las contingencias predefinidas, quedan en valores entre 0.92 y 0.95.

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Con el esquema en 0.90 p.u. las tensiones finales a los 120 segundos con las contingencias predefinidas, quedan en valores cercanos a 0.90 p.u.

Considerado el poco margen de potencia reactiva existente, la ocurrencia de otra contingencia importante podría llevar el sistema a un colapso por tensión.

Por ejemplo, si se presenta otra contingencia importante como el disparo de las líneas Campo Armiño – Pomacocha 1 y 2 el sistema puede moverse rápidamente a una condición de colapso.

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Las simulaciones realizadas para probar el esquema muestran que: Las tensiones en SAN NICOLÁS quedan en valores

superiores a 0.918 valor superior al mínimo aceptable. (0.85 p.u.)

En la subestación MARCONA quedan en valores superiores a 0.911 valor superior al mínimo aceptable (0.90 p.u.)

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Todas las simulaciones muestran la evidencia de problemas de tensión que pueden llevar el sistema a la condición de colapso de tensión.

El margen con respecto al colapso de tensión cada año es más pequeño, teniendo en cuenta el crecimiento anual de la demanda.

Por las razones mostradas a lo largo del estudio, es recomendable instalar el esquema de Rechazo de Carga por Mínima Tensión que tiene sus primeras etapas en 0.92 p.u y que está presentado en la tabla siguiente:

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ESQUEMA PROPUESTO

AJ USTESEtapa 1 Etapa 2 Etapa 3

Subestación Equipos a Desconectar AjusteV

[p.u.]

Retardo [s]

AjusteV

[p.u.]

Retardo [s]

AjusteV

[p.u.]

Retardo [s]

CARGAMAXIMA

[MW]


CHAVARRIACircuitos a Infanta y Naranjal 0.920 20 61


BARSICircuito a Industrial 0.920 22 19

Circuitos a Barranco 0.920 14 0.900 9 37

BALNEARIOS3 Transformadores 60/10 kV a Cuartel 0.920 24 56

SANTA ROSACircuitos a Canto Grande yJ icamarca

0.920 18 40

SAN JUANTransformador 60/10 ycircuitos a Villa María

0.920 16 51

SANNICOLAS

10 MW de carga en lasubestación San Nicolás a 13.8kV

0.925 9 0.900 6 10

MARCONACircuito Marcona - Palpa a 60kV

0.925 10 0.925 8 5

COBRIZA I ICircuito Cobriza I I- Mollepata60 kV

0.850 10 11

PARQUEINDUSTRIAL

Circuito parque Industrial –Concepción - J auja

0.850 10 8

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