RESINCRONIZACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA OPERATIVA

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RESINCRONIZACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA OPERATIVA SUR-ESTE AL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANO

Francisco Torres García, Yofré Jácome Depaz Comité de Operación Económica del Red de Energía del Perú

Sistema Peruano (COES) (REP) [email protected] [email protected]

RESUMEN: El presente artículo describe los problemas dinámicos que presentan los sistemas interconectados mediante enlaces débiles y muy radiales, con bajo torque sincronizante y un bajo torque amortiguante. Agravada esta situación por los bajos valores de inercias (H) de las unidades de generación y las grandes reactancias externas observadas por éstas centrales. Estas condiciones se tornan críticas con la desconexión de una línea, la que lleva a una pérdida de sincronismo a uno de los sistemas ó le provoca oscilaciones inestables crecientes que finalmente llevan al colapso a las unidades de generación.

Presentamos un caso real en el sistema eléctrico Peruano, ocurrido en el área operativa sur-este, cuando después de la desconexión de una de las líneas de enlace, dicha área perdió sincronismo apareciendo una sobrefrecuencia (64.8 Hz), mientras que simultáneamente en el resto del sistema se detectó una disminución de frecuencia (58.7 Hz). Lo increíble del evento, es que esta condición de dos frecuencias se presentó estando en todo momento conectada físicamente el área sur-este al sistema interconectado, pero eléctricamente estaban desacoplados. Este fenómeno permaneció por espacio de 62 segundos, resincronizando luego el área sur-este, al disminuir el flujo de potencia por la línea de interconexión (enlace débil), por la desconexión de grupos de generación.

PALABRAS CLAVES: Sistema débil, pérdida de estabilidad, resincronización, área operativa.

1. Introducción

El enlace de dos sistemas eléctricos a través de una línea de transmisión con una capacidad de transmisión inferior (en 10% - 15%)[2] a la potencia del sistema menor, es considerado un "enlace débil", en la cual tiene que ser determinado el límite de transmisión por estabilidad, para poder asegurar una operación confiable en forma permanente. Para los sistemas con enlaces débiles es necesario considerar una reserva suficiente que garantice la estabilidad necesaria para el

funcionamiento confiable de los sistemas enlazados, tal como establecer los límites de transmisión del enlace considerando un margen de seguridad. El operar estos enlaces en su límite de estabilidad, puede propiciar la aparición de oscilaciones de potencia (si éstas salen de los límites permitidos) desmejorando la calidad de la energía suministrada a los consumidores, y poniendo en estado de alerta la operación de los sistemas. Los enlaces débiles representan restricciones en los sistemas de potencia. La pérdida de sincronismo de los enlaces débiles frecuentemente está ocasionada por la desconexión de una de las líneas en paralelo o por un desbalance de potencia surgido en uno de los sistemas interconectados. Los cortocircuitos, incluso los más severos, no provocarían la pérdida de la estabilidad transitoria, sí las fallas fueran despejadas rápidamente por las protecciones básicas con un tiempo menor al tiempo crítico. Los análisis de eventos reales como los descritos anteriormente, se realizan a partir de las evidencias obtenidas de los sistemas scadas de los centros de control, de los equipos de protección y de los equipos osciloperturbógafos, que registran las fallas mediante la captura de las variables de estado como tensión y corriente con una elevada resolución de muestreo. Los actuales registradores de falla tienen capacidades múltiples como la de registrar formas de onda, señales digitales, valores rms, frecuencia, etc, y los intervalos de registro son configurables y pueden ir desde los milisegundos hasta las horas. En el Perú gracias al uso de los registradores de falla que se tienen instalados en diferentes puntos del sistema eléctrico, se registro un fenómeno interesante originado por la desconexión de una línea de transmisión la cual produjo una pérdida de sincronismo de un área operativa. Esta pérdida de sincronismo no fue detectada por el esquema de separación de

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áreas, por lo que el área que perdió sincronismo no se separó del sistema; manteniéndose conectado con una sobrefrecuencia.

2. Estabilidad de los Sistemas de Potencia

La estabilidad es una condición de equilibrio entre fuerzas opuestas. El mecanismo por el cual las máquinas síncronas interconectadas mantienen sincronismo con otras por fuerzas restauradoras, las cuales tienden a acelerar ó desacelerar una o más máquinas con respecto a otras. Bajo condiciones de estado estacionario, esto es el equilibrio entre el torque mecánico de entrada y el torque eléctrico de salida de cada máquina y la velocidad constante. Sí el sistema es perturbado este equilibrio termina, resultando en una aceleración o desaceleración de los rotores de las máquinas de acuerdo a las leyes dinámicas de los cuerpos. Si un generador temporalmente se acelera sobre otro, la posición angular de éste rotor sobre el de la máquina más lenta se incrementa. La diferencia angular resultante transfiere parte de la carga de la máquina más lenta a la más rápida, dependiendo de su relación potencia–ángulo. La relación potencia–ángulo es fundamentalmente no lineal. Por encima de un cierto límite un incremento en la separación angular es acompañado por un decremento en la potencia transferida y provoca más inestabilidad. En algunas situaciones, la estabilidad del sistema depende de la posición angular del rotor, para saber si tendrá suficiente fuerza restauradora. Cuando una máquina síncrona pierde sincronismo ó “Pierde el paso” con el resto del sistema, el rotor gira a una alta o baja velocidad en la que requiere generalmente de tensiones y frecuencia del sistema. El “deslizamiento” entre el campo giratorio del rotor (correspondiendo a la frecuencia del sistema) y el campo del rotor resultan en grandes fluctuaciones en la potencia de salida de la máquina, tensión y corriente; esto causa que las protecciones aíslen la máquina del sistema. La pérdida de sincronismo puede ocurrir entre una máquina y el resto del sistema o entre grupos de máquinas. Pudiendo recuperarse después el sincronismo para las demás maquinas, separando del sistema la máquina que ocasionó esta condición. Con sistemas eléctricos de potencia, el cambio en el torque eléctrico de una máquina síncrona seguido a una perturbación puede ser resuelto en dos componentes:

∆Te = TS. ∆δ + TD.∆ω Donde: TS. ∆δ ; es conocido como la componente de

torque sincronizante; siendo TS el coeficiente de torque sincronizante.

TD.∆ω ; es conocido como la componente de torque amortiguante; siendo TD el coeficiente de torque amortiguador.

La estabilidad del sistema depende de la existencia de ambos componentes de torque de cada máquina síncrona. La falta de un suficiente torque sincronizante resulta en una inestabilidad angular por el gran desplazamiento del ángulo de rotor. De otro lado, la falta de suficiente torque amortiguante resulta en inestabilidad oscilatoria. Por conveniencia en análisis y para conseguir una respuesta natural de los problemas de estabilidad, es usual caracterizar el fenómeno de estabilidad angular del rotor en términos de las siguientes dos categorías: a) Estabilidad de pequeñas señales, es la

habilidad de los sistemas de potencia de mantener el sincronismo bajo pequeños disturbios. Se analizan los diferentes comportamientos oscilatorios post-falla.

b) Estabilidad transitoria, es la habilidad de los sistemas de mantener el sincronismo luego de severos disturbios. La repuesta del sistema esta relacionada a grandes deslizamientos del ángulo del rotor influenciado por la no linealidad de la relación potencia-ángulo.

3. El fenómeno de Oscilación de Potencia

El fenómeno de oscilaciones de potencia es estudiado por la estabilidad de pequeñas señales, la cual se presenta ante disturbios menores como las pequeñas variaciones en la carga y generación, provocando oscilaciones que pueden llevar al sistema a una condición de operación estable ó inestable. La respuesta natural del sistema luego del disturbio, depende mucho del punto de operación, de la fortaleza del sistema de transmisión (enlace débil ó robusto) y de los tipos de controladores de los generadores. El comportamiento del sistema es evaluado a través de los tipos de oscilaciones que se presentan posterior a la falla, los cuales han sido definidos en los siguientes tipos[3]:

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∗ Modos Interáreas, asociados a oscilaciones entre grupos de máquinas de una parte del sistema contra otra. Los rangos de frecuencias es 0.1 – 0.7 Hz.

∗ Modos locales e intraplanta, son oscilaciones asociadas a un grupo de máquinas dentro de una zona o dentro de una planta. Los rangos de frecuencias es 0.7 – 2.0 Hz.

∗ Modos de Control, son las oscilaciones que aparecen por efecto de los controles de los generadores (regulador de velocidad y la tensión), control de los SVC, etc. Los rangos de frecuencias es 0.1 – 0.25 Hz.

∗ Modos Torsionales, son asociados a las oscilaciones entre turbina y generador causado por los controle de del HVDC, reguladores de velocidad, control de compensación serie, etc. Los rangos de frecuencias es 10 – 45 Hz.

La inestabilidad de pequeña señal se puede presentarse de dos formas: a) Incremento del ángulo del rotor debido a la

falta de suficiente torque sincronizante (ver Figura N°3.2);

b) Incremento de la amplitud de oscilaciones del rotor de la máquina, debido a la falta de un suficiente torque amortiguante (ver Figura N°3.3).

Figura N°3.1. Oscilación estable con la tensión de campo constante.

Figura N°3.2. Oscilación inestable con la tensión de campo constante

Figura N°3.3. Oscilación inestable con control de excitación

4. El fenómeno de Pérdida de Sincronismo.

La potencia activa transmitida a través de una línea de transmisión ideal (sin pérdidas), que enlaza sistemas que operan interconectados tal como se muestra en la Figura N°4.1, esta determinado en función de las variables de estado y los parámetros del sistema, según la siguiente relación:

)0.1(δSenTX

RESERPSPP ===

Se observa que el flujo de potencia activa depende de la magnitud de la tensión de las fuentes equivalentes, la impedancia total de enlace y el seno del ángulo de defasaje entre las tensiones de las dos fuentes equivalentes. Considerando que ambos sistemas son fuertes, se podría asumir que las tensiones se mantendrían constantes; por lo que, al incrementar la diferencia angular entre las fuentes equivalentes se tendrá una variación sinusoidal de la potencia transmitida por la línea tal como se observa en la Figura N°4.2. A medida que incrementamos el flujo a través de las líneas de transmisión, el ángulo entre las dos fuentes se incrementa, llegando a un a un valor de 90º que será el punto de máxima transferencia de potencia, conocido también como el límite de estabilidad estática.

Figura N°4.1 Sistema de potencia simplificado

entre dos generadores.

t

∆δ

∆δ

∆ω

∆T∆TD

∆TsEstable: * Positivo Ts; * Positivo TD

Inestable no oscilatorio: * Negativo Ts; * Positivo TD

t

∆δ

∆δ

∆ω

∆Te

∆TD

∆Ts

Inestabilidad Oscilatoria: * Positivo Ts; * Negativo TD

∆δ∆ω

∆T∆T

∆T

t

∆δ

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Figura N°4.2 Potencia transmitida por las líneas con

la variación del ángulo entre las fuentes.

Para analizar el comportamiento de las oscilaciones de potencia en la línea de interconexión entre los dos sistemas, se analizara el caso de una falla en una de las líneas de interconexión. Se considera la ocurrencia de una falla en una de las líneas del sistema de la Figura N°4.1 (línea “B”), la cual describe diferentes curvas de comportamiento de la potencia transmitida por la línea, presentándose 3 estados: - El estado pre-falla. - El estado de falla (línea en cortocircuito), y - El estado post-falla (cuando la línea “B” es

abierta).

Para cada uno de éstos estados se tendrá una potencia máxima de transmisión diferente, siendo el caso más crítico cuando se encuentra en falla, debido a que presenta una capacidad inferior a la potencia que se transmite. Dependiendo del tiempo de duración de la falla y del tipo (monofásica, bifásica ó trifásica) se puede confeccionar las curvas Potencia (P) & ángulo (δ) para cada estado y analizar mediante el criterio de igualdad de áreas si la oscilación producida será estable ó inestable tal como se muestra en la Figura N°4.3.

Asimismo, podemos analizar la estabilidad a partir del comportamientos del ángulo de las máquinas con respecto del tiempo, según se aprecia en la Figura N°4.4. Toda oscilación de potencia se presenta siempre entre dos generadores ó grupos de generadores, que tratan de buscar el nuevo punto de equilibrio después de ocurrido un cambio apreciable en los parámetros del sistema o variables de estado.

Figura N°4.3 Criterio de igualdad de áreas.

δf

δο

Oscilación de potencia estable

Oscilación de potenciainestable

Figura N°4.4 Diferencia angular entre generadores

en función del tiempo.

Estas oscilaciones se reflejan en todas las partes del sistema, presentándose las oscilaciones más severas en el centro eléctrico de oscilación, ya que en este punto es donde el la tensión puede llegar a valores cercanos a cero. La localización del centro eléctrico de un área operativa depende de la ubicación de los generadores (fuentes) y de las impedancias que hay entre ellos (como líneas, transformadores, etc). Ahora, suponiendo que el centro eléctrico de la Figura N°4.1 luego de la desconexión de la línea “B”, se encuentre en la línea “A” y al incrementarse el ángulo “δ”, la tensión en el centro eléctrico disminuye como se muestra en la Figura N°4.5. Esta disminución de la tensión origina que la impedancia vista por los relés de distancia cercanos al centro eléctrico ingrese a las zonas de operación de los relés. Los relés de distancia que se encuentren más cerca al centro eléctrico son los más susceptibles a percibir las oscilaciones, periodo en el cual, la impedancia observada por el relé puede entrar a la zona de operación de los mismos. Existen diversas formas de bloquear los relés durante estas oscilaciones de potencia

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ya que el relé, deberá disparar sólo ante una falla.

90°

ES

ER

E’S

E”S

E’R

E”R

ECE’CE”C

0°180°

270°

δδ'

δ"

Figura N°4.5 Diagrama fasorial de la tensión para

diferentes ángulos entre generadores.

Una forma de determinar si una oscilación de potencia es estable ó inestable es basándonos en las mediciones hechas por el relé de distancia, usando la característica de impedancia de los relés de distancia se pueden determinar el estado de las oscilaciones de potencia, en la Figura N°4.6 se muestra la impedancia vista por un relé de distancia en tres etapas: El punto 1, es conocido como el límite de estabilidad de estado estable. El punto 2, es conocido como el límite de estabilidad de estado transitorio, El punto3, es conocido como el punto de pérdida de sincronismo de dos sistemas.

Figura N°4.6 Diagrama de Impedancia entre

generadores para diferentes ángulos de oscilación.

La peor condición dinámica a la que se somete a un sistema eléctrico es una pérdida de sincronismo a 180º; por lo que, para evitar esta condición se implementan esquemas de separación de áreas como se muestra en el siguiente diagrama (Figura N°4.7).

Figura N°4.7 Estratégia de separación de áreas, ante pérdida de sincronismo.

¿Qué ocurre cuando el sistema pierde sincronismo y no separamos las áreas? La pérdida de sincronismo de una área operativa, significa que ambos sistemas están eléctricamente separados pero físicamente conectados, presentándose diferentes frecuencias en ambos sistemas. A medida que transcurre el tiempo, la frecuencia del sistema que perdió sincronismo se incrementará gradualmente hasta estabilizarse en un valor elevado, mientras que en la otra área del sistema su frecuencia tenderá a disminuir. Para comprobar lo mencionado, se realizó una simulación de estabilidad transitoria de una pérdida de sincronismo originado por una falla en una línea y posterior desconexión de la misma. Los resultados de la simulación se muestran en la Figura N°4.8, en la que se

Punto de desconección

100 MW

50 MW

Grid

70 MW 30 MW40 MW

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observa que el sistema que perdió sincronismo incrementó su frecuencia considerablemente, mientras que su ángulo sufre un gran deslizamiento. La forma de diente de sierra que presenta el ángulo en la simulación, se debe a que la unidad sobrepaso los 180° eléctricos y dio una vuelta completa.

Figura N°4.8 Diagrama de Impedancia entre

generadores para diferentes ángulos de oscilación.

En el Perú no se tiene implementada esta estrategia de desconexión de líneas por pérdida de sincronismo, es por ello que ocurrió un evento en el cual las condiciones operativas del sistema originaron que el centro eléctrico de oscilación de potencia se encontrara en un autotransformador de potencia, por lo que los relés de distancia no detectaron la pérdida de sincronismo y se mantuvo los dos sistemas unidos con diferentes frecuencias. Este evento fue claramente identificado gracias al uso de los registradores de fallas.

5. Caso de Pérdida de Sincronismo y

Resincronización del Área Operativa Sur-Este

Descripción del Área Sur-Este El área sur-este del sistema eléctrico Peruano comprende líneas de 138kV y 220kV, con dos centrales de generación como San Gabán (110 MW) y Macchupichu (85 MW) y formando una configuración en anillo con el área sur-oeste (ver Figura N°5.1) a través de dos enlaces: • Enlace 1: líneas de 138 kV entre Tintaya-

Santuario (L-1008/L-1020); • Enlace 2: líneas en 138 kV entre Azángaro-

Puno (L-1011/L-1012) y línea en 220 kV entre Puno-Moquegua (L-2030). Además, en la S.E.

Puno se tiene un autotransformador de 220/138kV, que enlaza éstos dos niveles de tensión.

SICNSICN

S.E. SOCABAYA

SICNSICN

S.E. SOCABAYA

Figura N°5.1 Diagrama unifilar de área operativa Sur-

Este del SEIN. Es un área exportadora de potencia, ya que tiene poca carga; asimismo, debido a la falta de equipos de compensación reactiva en la zona, las centrales de generación operan subexcitadas para absorber reactivos. Las protecciones de distancia de éstas líneas tienen activada la función de bloqueo por oscilación de potencia. Los grupos de generación de la central San Gabán observa una reactancia externa de 0.5 pu[5,6] y no tiene implementados relés de pérdida de paso, mientras que los grupos de la central Macchupichu observan una recatancia externa de 0.45 pu[5,6] y sí cuenta con la protección de pérdida de paso, pero con unos ajustes muy conservadores (valores elevados).

Caso de Falla en línea L-1008(Callalli-Tintaya) El evento que describiremos ocurrió el 09 de Octubre del año 2002 a las 13:09 horas, se inició con una falla bifásica en la línea de 138 kV Tintaya – Callalli (L-1008) en las fases “S-T”, provocada por descargas atmosféricas (ver Figura N°5.1). En la S.E. Tintaya, la falla bifásica fue observada por la protección de distancia en zona-1, desconectando a los 70 ms. Mientras que, en la S.E. Callalli fue observado en zona-2 desconectando a los 170 ms por aceleración de disparo (ver Figura N°5.2). Con la desconexión de la línea L-1008 se despejó la falla y se interrumpió un flujo de potencia de 60.8 MW con dirección hacia Callalli. También, la desconexión de ésta línea

FALLA

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cambio la configuración del área Sur-Este de anillo a una configuración radial, quedando conectada al sistema a través del enlace 2, evacuando todo el flujo exportador que era de aproximadamente 110 MW, sobrecargándose las líneas L-1011 y L-1012.

Figura N°5.2 Oscilografía de la falla bifásica (S-T) en

la línea L-1008, registrado en la S.E. Callalli.

Seguidamente se originaron fuertes oscilaciones de potencia en las centrales de San Gabán, Macchupichu, Ilo1-2, repercutiendo también en menor magnitud en la C.T. Aguaytía, la cual disminuyó su generación de 150 MW a 134MW por actuación de su automatismo de carga. La frecuencia del sistema registró una disminución que llego a los 59 Hz, provocando la activación del esquema de rechazo automático de carga, interrumpiendo 19.5 MW. Sin embargo, en el área Sur-Este se registró un súbito incremento de frecuencia que alcanzó los 64.8 Hz. Todo el proceso de oscilaciones de potencia tuvo una duración de 62 segundos, el cual fue controlado con la reducción de generación de las centrales de San Gabán y Macchupichu, retornando al estado estable, con una única frecuencia.

Pérdida de Sincronismo de Área Operativa El cambio súbito de las condiciones operativas del área Sur-Este al desconectar la línea L-1008 y quedar en una configuración débil muy radial y con una severa sobrecarga permanente de la línea, ocasionó que esta área pierda el sincronismo, presentando severas oscilaciones de potencia de baja frecuencia de 5.18 Hz, correspondiendo al rango de frecuencias inestables.

Todo el evento fue registrado en la S.E. Moquegua en la línea L-2030, oscilografía con la cual se pudo analizar el comportamiento del sistema durante todo el proceso oscilatorio hasta su estabilización. De este registro oscilográfico también se determinó que el evento tuvo una duración de 62 segundos, el cual se muestra en las partes (a) y (b) de la Figura N°5.3.

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

el 2 R/Volt

-10

0

10

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

el 3 R/Volt

-10

0

10

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

el 4 R/Volt

-10

0

10

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

el 6 R/Volt

-50

0

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

el 7 R/Volt

-50

0

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

el 8 R/Volt

-50

0

(a)

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

R/Volt

-10

0

10

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

R/Volt

-10

0

10

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

R/Volt

-10

0

10

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

R/Volt

-50

0

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

R/Volt

-50

0

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

R/Volt

-50

0

(b)

Figura N°5.3 Oscilografía de la línea L-2030 registrado en la S.E. Moquegua. (a) Registro de los primeros 31 segundos del evento. (b) Registro desde el 31 a los 62 segundos del evento.

Del registro oscilográfico se observó que durante los siete primeros segundos se tuvieron oscilaciones de 5.18 Hz, disminuyendo luego en forma gradual hasta 2.5 Hz, frecuencia en la que se mantuvo oscilando por 52 segundos más, hasta que llego a su frecuencia nominal de operación. Del comportamiento observado a través de las oscilaciones de baja frecuencia, se diagnostica que inicialmente se produjo una

CORRIENTES

CORRIENTES

TENSIONES

TENSIONES

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pérdida de sincronismo de toda el área Sur-Este al sobrepasar el límite de transmisión de las líneas L-1011/L-1012; y luego la permanencia oscilatoria con frecuencia de 2.5 Hz evidencia la falta de amortiguamiento de las unidades de generación mediante un buen ajuste de las señales estabilizantes. Durante todo el proceso oscilatorio con frecuencia inestable de pérdida de sincronismo ninguna protección de línea actuó, debido a que el centro eléctrico de la oscilación de potencia del área Sur-Este se ubicó en el autotransformador de la S.E. Puno debido a la magnitud de impedancia en serie con las líneas que presentaba. Las oscilaciones inestables fueron prolongadas ante la permanencia de la sobrecarga a través de las líneas L-1011 y L-1012 al no disminuir la generación de las centrales del área Sur-Este; debido a que la protección de pérdida de paso de los grupos de la C.H. Macchupichu tenían ajustes inadecuados; mientras que, los grupos de la C.H. San Gabán no poseen protección de pérdida de paso. La C.H. San Gabán sufrió severas fluctuaciones de potencia desde un valor máximo hasta una condición de motorización, registrándose oscilaciones de potencia de baja frecuencia de 5.4 Hz, como se observa en la Figura N°5.4.

Figura N°5.4 Oscilografía registrada en la C.H. San

Gabán.

Debido a que el centro eléctrico de la oscilación estaba en la S.E. de Puno, las centrales del área Sur-Este oscilaron contra centrales ubicadas al otro lado, identificándose que el que tuvo mayor participación fue la central térmica de Ilo-2 al observarse una frecuencia de oscilación de 5.3 Hz, en la oscilografía de la Figura N°5.5

5.3 Hz5.3 Hz

Figura N°5.5 Oscilografía del flujo de potencia por la

línea L-2027 hacia Ilo2. Registro obtenido en la S.E. Moquegua.

Resincronización de Área Operativa Con la desconexión de la línea L-1008 y la perdida sincronismo el área Sur-Este la frecuencia en esta zona se incrementó súbitamente desde 59.85Hz hasta 64.8Hz durante los 12 primeros segundos, y luego descendió hasta 61.7 Hz y permaneció en este valor por 38 segundos, posteriormente subió a 62.18 Hz ante la desconexión de carga debido a las oscilaciones. Finalmente, en los 12 últimos segundos del evento la frecuencia disminuyó hasta 60.1 Hz debido a la desconexión en forma manual de un grupo de la C.H. Macchupichu y disminución manual de la generación de San Gabán. Con estas acciones, el área Sur-Este resincronizó al SEIN. Mientras tanto, en el resto del SEIN en forma simultánea la frecuencia registra una disminución hasta 59.0 Hz por 15 segundos aproximadamente, luego del cual se recupera hasta alcanzar 59.7 Hz permaneciendo en este valor por espacio de 35 segundos; luego del cual, comienza a recuperarse hasta alcanzar el valor de 60.18 Hz, terminando el evento. Ambos comportamientos de la frecuencia fueron registrados con equipos GPS que tienen una resolución de una muestra por segundo y están ubicados en la C.H. San Gabán y en el Centro de Control del Coordinador. Con esta información, se graficó superponiendo ambos registros, el mismo que se muestra en la Figura N°5.6. Con esta oscilografía se evidencia la pérdida de sincronismo del área Sur-Este, así como la permanencia por 62 segundos de dos sistemas eléctricamente aislados pero físicamente

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conectados, que mantenían frecuencias diferentes hasta el instante en que volvieron a resincronizar.

FRECUENCIAS EN EL SISTEMAFalla en la Línea Tintaya-Callalli (L-1008)

09-Oct-02 Hora : 13:09 h

58.90

59.40

59.90

60.40

60.90

61.40

61.90

62.40

62.90

63.40

63.90

64.40

64.90

13:0

7:00

13:0

7:10

13:0

7:20

13:0

7:30

13:0

7:40

13:0

7:50

13:0

8:00

13:0

8:10

13:0

8:20

13:0

8:30

13:0

8:40

13:0

8:50

13:0

9:00

13:0

9:10

13:0

9:20

13:0

9:30

13:0

9:40

13:0

9:50

13:1

0:00

13:1

0:10

13:1

0:20

13:1

0:30

13:1

0:40

13:1

0:50

13:1

1:00

13:1

1:10

13:1

1:20

13:1

1:30

13:1

1:40

13:1

1:50

13:1

2:00

Tiempo (s)

Frec

uenc

ia (H

z)

Area Sur-Este con sobrefrecuencia

SEIN con sub-frecuencias

62 segundos62 segundos

Desconexión manual de un Grupo de la CH. Machupicchu

Desconexión de carga

CH. San Gabán baja generación en forma

manual


09-Oct-02 Hora : 13:09 h

58.90

59.40

59.90

60.40

60.90

61.40

61.90

62.40

62.90

63.40

63.90

64.40

64.90

13:0

7:00

13:0

7:10

13:0

7:20

13:0

7:30

13:0

7:40

13:0

7:50

13:0

8:00

13:0

8:10

13:0

8:20

13:0

8:30

13:0

8:40

13:0

8:50

13:0

9:00

13:0

9:10

13:0

9:20

13:0

9:30

13:0

9:40

13:0

9:50

13:1

0:00

13:1

0:10

13:1

0:20

13:1

0:30

13:1

0:40

13:1

0:50

13:1

1:00

13:1

1:10

13:1

1:20

13:1

1:30

13:1

1:40

13:1

1:50

13:1

2:00

Tiempo (s)

Frec

uenc

ia (H

z)







manual

Figura N°5.6 Comportamiento de la frecuencia del

SEIN y del área Sur-Este, durante todo el evento.

El rechazo de generación durante la pérdida de sincronismo originó que disminuya el flujo de potencia por las líneas L-1011/L-1012 volviendo a las condiciones de operación estable. También se obtuvo registros oscilográficos en la S.E. Tintaya y Moquegua, con los cuales el se superpusieron las ondas de tensión observándose el deslizamiento angular de ambos sistemas durante todo el evento de pérdida de sincronismo, el mismo que podemos observarlo en la Figura N°5.7.

Figura N°5.7 Comparación de ondas de tensión entre

barras de Tintaya_138kV – Moquegua_220kV.

Finalmente podemos resaltar, que este evento nos permitió conocer el comportamiento de los sistemas ante una “Pérdida de Estabilidad de

Frecuencia” (Figura N°5.8), que es un fenómeno poco frecuente de ocurrir y que poco se habla de ello. Normalmente la bibliografía moderna refiere a los fenómenos de pérdida de estabilidad angular ó de tensión, sin mencionar el caso de frecuencia, ya que hoy en día este caso no suele ocurrir porque los sistemas son más robustos ó los sistemas de protección actúan antes de ocurrir este fenómeno.

Figura N°5.8 Diagrama de tipos de estabilidad que

existen en los sistema eléctricos, dibujo tomado de la referencia [2].

Gracias, a los registros oscilográficos capturados en este evento, se pudo determinar el origen de todos los eventos sucedidos.

6. CONCLUSIONES

• Los enlaces débiles están expuestos a llevar a condiciones de pérdida de sincronismo al área menor en caso de contingencia, por lo que debe ser calculado su límite de transporte por estabilidad.

• La sobrecarga de una línea que conforma un enlace débil entre dos sistema, puede provocar la pérdida de sincronismo por frecuencia en la menor área, llevándola a una condición de sobre ó subfrecuencia.

• Es posible recobrar la estabilidad de un área que mantiene un enlace débil con un sistema, disminuyéndole el flujo de potencia de transmisión que le provoca dicha condición, lo cual se consigue disminuyendo generación de uno de los extremos. A esta acción se le conoce como “Resincronización de un Área Operativa”.

• En los enlaces débiles que se tengan en un sistema, es necesario plantear esquemas de

10 / 10

formación de islas, para evitar que las máquinas se fatiguen con severas oscilaciones provocadas por la pérdida de sincronismo; tomando el criterio de centro eléctrico.

• La implementación de registradores de fallas permitieron capturar las variables del sistema, con los cuales se determinó el fenómeno ocurrido y se realizó todos los análisis.

7. REFERENCIAS

[1] Informe de Análisis de Fallas del Comité de Operación Económica del Sistema Peruano (COES) "DEV-080-2002" del 09.10.2002.

[2] Venikov, V. "Procesos Transitorios Electromecánicos en los Sistemas Eléctricos de Potencia" Editorial MIR-Moscú. MIR, 1985.

[3] Kundur, P. "Power System Stability and control" Power System Engineering Series. McGraw-Hill, 1994

[4] Anderson, P.M. and Fouad, A. A. "Power System Control and Stability" IEEE Press Power Engineering Series, 2003.

[5] Informe Cesi N° A0/038187. “Pruebas de estabilización de la central de San Gabán (Perú)”, Noviembre 2000.

[6] Informes CESI N° A2/021260, A2/021863 y A2/021865. “Pruebas de Estabilidad Permanente en las Centrales Hidroeléctricas San Gabán II y Charcani V, Central Termoeléctrica ILO 2”, Octubre 2002.

AUTORES

Francisco Torres García Ing, MSc, nacido en Lima–Perú, realizó sus estudios de antegrado en la Universidad Nacional de Ingeniería en Lima-Perú,

graduándose como Ingeniero Electricista en 1985. Realizó sus estudios de post-grado en Ingeniería Eléctrica entre 1995-1997 en la Universidad Federal de Río de Janeiro - Brasil, graduándose como Master en Ciencias con mención en Sistemas de Potencia. Realizó curso de especialización

en sistemas de protección de líneas de transmisión en la Universidad Autónoma de Nuevo León - México en 2003. Realizó un Quick MBA (Especialización en Administración de Empresas) en la Escuela de Gestión y Economía – Lima – Perú en 2003. Realizó curso de especialización en sistemas de protección de generadores en la Universidad Santa María – Chile en 2005.

Actualmente trabaja como Especialista en Supervisión de la Calidad en el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Peruano (COES) y a la vez es profesor de la Escuela de Post-Grado de la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI). Yofré Jácome Depaz, Ing, nacido en Huaraz–Perú, realizó sus estudios de antegrado y Maestría en la Universidad Nacional de Ingeniería en Lima – Perú. Realizó cursos de especialización en sistemas de protección eléctrica en la Universidad de Madison – USA en 2003, 2004. Realizó curso de especialización en transitorios electromagnéticos en la empresa DIGSILENT – Alemania en 2005. Actualmente trabaja como Especialista en Análisis y Sistemas de Protección en la Empresa de transmisión eléctrica Red de Energía del Perú (REP). Agradecimiento

Agradecemos al Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Peruano (COES), Red de Energía del Perú y empresas integrantes del COES, por el apoyo y facilidades brindadas para el desarrollo y exposición del presente artículo.

EXPLOTACION OPTIMA DE SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIAEXPLOTACION OPTIMA DE SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA

30 30 NoviembreNoviembre, 2005, 2005Lima, PERULima, PERU

FENOMENOS DINAMICOS EN EL FENOMENOS DINAMICOS EN EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL PERUSISTEMA INTERCONECTADO DEL PERU

Expositor:Expositor:Francisco Torres GarciaFrancisco Torres Garcia–– COESCOES

SEMINARIO INTERNACIONALSEMINARIO INTERNACIONAL

30/11/200530/11/2005 Francisco Torres G.Francisco Torres G. 22

FENOMENOS DINAMICOS IDENTIFICADOS EN EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL PERU

FENOMENOS DINAMICOS IDENTIFICADOS EN EL FENOMENOS DINAMICOS IDENTIFICADOS EN EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL PERUSISTEMA INTERCONECTADO DEL PERU

Estabilidad Estabilidad PermanentePermanente-- Area Norte ;Area Norte ;-- Area Area Piura Piura ;;-- Aguaytia Aguaytia y y PucallpaPucallpa

P

V ∂P/ ∂V

EstabilidadEstabilidad de de TensiTensióónn-- ParagshaParagsha ;;

-- MarconaMarcona..

PPéérdidardida de de SincronismoSincronismoy y ResincronizaciResincronizacióónn

-- Area Area SurSur--EsteEste..


1.1.-- UnUna ca configuracionfiguracióón n muy muy Radial.Radial.

CARACTERISTICAS DEL SISTEMA ELECTRICO PERUANO

CARACTERISTICAS DEL CARACTERISTICAS DEL SISTEMA ELECTRICO PERUANOSISTEMA ELECTRICO PERUANO

2.2.-- FaltaFalta de de CompensaciCompensacióón n ReactivaReactiva..

SistemaSistema de de TransmisiTransmisióónn


CARACTERISTICAS DEL SISTEMA ELECTRICO PERUANO

CARACTERISTICAS DEL CARACTERISTICAS DEL SISTEMA ELECTRICO PERUANOSISTEMA ELECTRICO PERUANO

0.45Machupicchu

0.50San Gabán II

0.38Ilo 2

0.79Aguaytía

0.52-0.46Cañón de Pato

0.40-0.56Malacas (TGN4)

Reactancia Externa (pu)Central

1.1.-- Tienen unaTienen una ReactanciaReactancia ExternaExternamuymuy ElevadaElevada..

SistemaSistema de de GeneraciGeneracióónn

2.2.-- InerciasInercias de de laslas maquinasmaquinas bajasbajas..

CENTRALES HIDRAULUCAS H(s)

Malpaso 3.0Canon del Pato 2.2Restitucion 3.3Moyopampa 3.5Carhuaquero 2.8Yaupi 2.7Machu Picchu 1.9Callahuanca-1 2.0Callahuanca-2 2.2San Gaban II 2.9Matucana 2.95Huinco 2.2

CENTRALES TERMICAS

H(s)

Ilo-1 4.1.Ilo-TV3 3.0Aguaytia 4.8Malacas 4.8Ventanilla 2.5Santa Rosa-UTI 1.7Santa Rosa-BBC 1.8Chimbote 9.3Trujillo 9.3

3.3.-- Operacion Operacion de de varias maquinasvarias maquinas subexcitadas.subexcitadas.


ESTABILIDADANGULAR

ESTABILIDADPEQUEÑA SEÑAL

ESTABILIDADTRANSITORIA

Puede provocarPuede provocarOscilaciones Oscilaciones InestablesInestables

Puede provocarPuede provocarPérdida de Pérdida de

sincronismosincronismo


Te

Ts

Ta

Te

Tm

Tm – Te = J 2

2

dtd θ

Te = Ts + TaTs = torque sincronizanteTa = torque amortiguante

ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑALESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑALESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL

∆Te = TS. ∆δ + Ta.∆ω


POTENCIA & TIEMPO

EstableEstable OscilatorioOscilatorio

InestableInestable

ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑALESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑALESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL


ESTABILIDAD TRANSITORIAESTABILIDAD TRANSITORIAESTABILIDAD TRANSITORIA

G`


Máquina conectada al sistema de potencia

δSenX

VVPeq

SR=δ

PVR<0ºVS<δº

Xeq


δMAX

PMAX


Tiempo CrTiempo Críítico:tico:

Estable

Inestable

ESTABILIDAD TRANSITORIACRITERIO DE AREAS IGUALES

ESTABILIDAD TRANSITORIAESTABILIDAD TRANSITORIACRITERIO DE AREAS IGUALESCRITERIO DE AREAS IGUALES


RLS

RS

ZZZEEI++

−=

SRLS

RSSSS Z

ZZZEEEIZEE ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++

−−=−=

( ) SRLSRS

S EZZZEE

EIEZ −++

−==

Consideraciones:R

SSR E

EnnEE =°∠=°∠= ,,01 δ

SRLS ZjZZZZ −⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −

++=

2cot1

2δ

IMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELEIMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELEIMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELE

En el diagrama:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=

− 2cot1

21 δj

EEE

RS

SSi: n = 1;


R

X

ZL

ZR

-ZS

0.5ZT

δ

0.5ZT (1-jcotδ/2)

δ se incrementaZ

IMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELEIMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELEIMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELE

SRLS ZjZZZZ −⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −

++=

2cot1

2δ


δ

P1

P2

P3

P1 : LP1 : Líímite de mite de estabilidad estestabilidad estááticatica

P2 : LP2 : Líímite de mite de estabilidadestabilidad transitoriatransitoria

P3 : PP3 : Péérdidardida de de SincronismoSincronismo

COMPORTAMIENTO DE LOS RELES DE DISTANCIACOMPORTAMIENTO DE LOS RELES DE DISTANCIACOMPORTAMIENTO DE LOS RELES DE DISTANCIA


Potencia

AngleR

X

IMPEDANCIA OBSERVADA POR UN RELE DE DISTANCIA

IMPEDANCIA OBSERVADA POR IMPEDANCIA OBSERVADA POR UN RELE DE DISTANCIAUN RELE DE DISTANCIA


Impedancia del Sistema Observada por un rele (plano R-X)

REGISTRO OSCILOGRAFICO DEUNA PERDIDA DE PASO

REGISTRO OSCILOGRAFICO DEREGISTRO OSCILOGRAFICO DEUNA PERDIDA DE PASOUNA PERDIDA DE PASO

Potencia Aparente (plano P-Q)


OSCILACION DE POTENCIA

- Toda oscilación de Potencia, tiene un centro electrico.

-La ubicación del Centro eléctrico depende de la impedancia entre generadores (líneas, transformadores, etc)

- Un incremento en el angle “δ”, decreceel voltage en el centro electrico.

90°

ES

ER

E’S

E”S

E’R

E”R

ECE’CE”C

0°180°

270°

δδ'

δ"

CENTRO ELÉCTRICOCENTRO ELÉCTRICOCENTRO ELÉCTRICO


OSCILACIOSCILACIÓÓN DE POTENCIAN DE POTENCIA

δ

P

Centro ElCentro Elééctricoctrico

CENTRO ELÉCTRICOCENTRO ELÉCTRICOCENTRO ELÉCTRICO


100 MW100 MW

70 MW 30 MW 40 MW50 MW

ESQUEMA DE SEPARACION DE AREASESQUEMA DE SEPARACION DE AREASESQUEMA DE SEPARACION DE AREAS

Punto de desconexiPunto de desconexióónn

Cuando tenemos una condicion de perdida de paso entre dos sistemas, la frecuencia en los dos sistemas es diferente.


PÉRDIDA DE SINCRONISMOPÉRDIDA DE SINCRONISMODEL ÁREA SURDEL ÁREA SUR--ESTEESTE

OBSERVADO A TRAVÉS DE LÍNEASOBSERVADO A TRAVÉS DE LÍNEAS


AREA SUR-ESTEDptos. Cuzco-Puno-Arequipa-Moquegua

UBICACIÓN GEOGRÁFICAUBICACIÓN GEOGRÁFICAUBICACIÓN GEOGRÁFICA


DESCRIPCIÓN DEL EVENTODESCRIPCIÓN DEL EVENTODESCRIPCIÓN DEL EVENTO

EVENTO : Desconexión de línea 138 kVTintaya-Callalli (L-1008)

MOTIVO : Falla Bifásica fases “S-T”

UBICACIÓN : AREA SUR-ESTE

DÍA Y HORA : 09 de Octubre del 2002 a las 13:09 h

PROPIETARIO : RED DE ENERGÍA DEL PERÚ

EFECTOS : OSCILACIONES DE POTENCIA EN AREA OPERATIVA SUR DEL PAÍS

CONSECUENCIA : INTERRUPCIÓN DE SUMINISTROS


• Región en la que se presentó el problemade pérdida de sincronismo.


SE CALLALLI

SE TINTAYA

CH MACHUPICCHU

SE TAMBURCO(ABANCAY)

SE AYAVIRI

GMALCO

SULZER

SE DOLORESPATA

SE TOTORANIPUNO

SEMOQUEGUA

SE JULIACA

SE AZANGARO

CH SAN GABÀN

SE COMBAPATASE CACHIMAYO

L-1012

L-1011L-1010

L-1013

L-1009

L-1006

L-1005

L-1004L-1003

L-1002

L-1001

L-1007

L-1008 L-1020

L-2030

SE QUENCORO

Barra 1 Barra 2

SEIN

13:09 hSE PRODUCE FALLA

EN LÍNEA L-1008

FALLA BIFÁSICA EN LÍNEA L-1008FALLA BIFÁSICA EN LÍNEA LFALLA BIFÁSICA EN LÍNEA L--10081008


SE CALLALLI

SE TINTAYA

CH MACHUPICCHU


SE AYAVIRI

GMALCO

SULZER

SE DOLORESPATA

SE TOTORANIPUNO

SEMOQUEGUA

SE JULIACA

SE AZANGARO

CH SAN GABÀN


L-1012

L-1011L-1010

L-1013

L-1009

L-1006

L-1005

L-1004L-1003

L-1002

L-1001

L-1007

L-1008 L-1020

L-2030

SE QUENCORO

Barra 1 Barra 2

SEIN

DESCONEXIÓN L-1008EN S.E. TINTAYA

71 ms

FALLA BIFÁSICA EN LÍNEA L-1008FALLA BIFÁSICA EN LÍNEA LFALLA BIFÁSICA EN LÍNEA L--10081008


SE CALLALLI

SE TINTAYA

CH MACHUPICCHU


SE AYAVIRI

GMALCO

SULZER

SE DOLORESPATA

SE TOTORANIPUNO

SEMOQUEGUA

SE JULIACA

SE AZANGARO

CH SAN GABÀN


L-1012

L-1011L-1010

L-1013

L-1009

L-1006

L-1005

L-1004L-1003

L-1002

L-1001

L-1007

L-1020

L-2030

SE QUENCORO

Barra 1 Barra 2

SEIN

DESCONEXIÓN L-1008EN S.E. CALLALLI

170 ms

DESPEJE DE FALLA EN LÍNEA L-1008 DESPEJE DE FALLA EN LÍNEA LDESPEJE DE FALLA EN LÍNEA L--1008 1008


D i s p a r o1 0 / 0 9 / 2 0 0 2

0 1 : 1 0 : 4 6 P M . 7 8 7

0 . 1 0 . 2 0 .

i A / A

- 4

- 2

0

2

0 . 1 0 . 2 0 .

i B / A

- 5

0

5

0 . 1 0 . 2 0 .

i C / A

- 1 0

- 5

0

0 . 1 0 . 2 0 .

i N / A

- 7 . 5- 5 . 0- 2 . 5

0 . 02 . 5

0 . 1 0 . 2 0 .

v A / V

- 5 0

0

5 0

0 . 1 0 . 2 0 .

v B / V

- 5 0

0

5 0

0 . 1 0 . 2 0 .

v C / V

- 5 0

0

5 0

Desconexión en Tintayaen 71 ms

Inicio de Falla Bifásica

Desconexión en Callallien 170 ms

OSCILOGRAFÍA L-1008 EN S.E. CALLALLIOSCILOGRAFÍA LOSCILOGRAFÍA L--1008 EN S.E. CALLALLI1008 EN S.E. CALLALLI


SE CALLALLI

SE TINTAYA


SE AYAVIRI

GMALCO

SULZER

SE DOLORESPATA

SE TOTORANIPUNO

SE JULIACA

SEAZANGARO


L-1012

L-1011L-1010

L-1013

L-1009

L-1006

L-1005

L-1004L-1003

L-1002

L-1001

L-1007

L-1008 L-1020

L-2030

SE QUENCORO

Barra 1 Barra 2

ÁREA SUR-ESTE QUEDA EN CONFIGURACIÓN RADIAL

SEINSE

MOQUEGUA

CH SAN GABÀN

CHCHMACHUPICCHUMACHUPICCHU

CONFIGURACION RADIALCONFIGURACION RADIALCONFIGURACION RADIAL


SE CALLALLI

SE TINTAYA


SE AYAVIRI

GMALCO

SULZER

SE DOLORESPATA

SE TOTORANIPUNO

SE JULIACA

SEAZANGARO


L-1012

L-1011L-1010

L-1013

L-1009

L-1006

L-1005

L-1004L-1003

L-1002

L-1001

L-1007

L-1008 L-1020

L-2030

SE QUENCORO

Barra 1 Barra 2

SEINSE

MOQUEGUA

CH SAN GABÀN


SOBRECARGA DE LÍNEAS E INICIO DE OSCILACIONES DE POTENCIA

SOBRECARGA DE CORREDOR 138 kVSOBRECARGA DE CORREDOR 138 kVSOBRECARGA DE CORREDOR 138 kV



09-Oct-02 Hora : 13:09 h

58.90

59.40

59.90

60.40

60.90

61.40

61.90

62.40

62.90

63.40

63.90

64.40

64.90

13:0

7:00

13:0

7:10

13:0

7:20

13:0

7:30

13:0

7:40

13:0

7:50

13:0

8:00

13:0

8:10

13:0

8:20

13:0

8:30

13:0

8:40

13:0

8:50

13:0

9:00

13:0

9:10

13:0

9:20

13:0

9:30

13:0

9:40

13:0

9:50

13:1

0:00

13:1

0:10

13:1

0:20

13:1

0:30

13:1

0:40

13:1

0:50

13:1

1:00

13:1

1:10

13:1

1:20

13:1

1:30

13:1

1:40

13:1

1:50

13:1

2:00

Tiempo (s)

Frec

uenc

ia (H

z)

Frecuencia del SEIN

Frecuencia del Area Sur-Este

INESTABILIDAD DEL AREA SUR-ESTEINESTABILIDAD DEL AREA SURINESTABILIDAD DEL AREA SUR--ESTEESTE


SE CALLALLI

SE TINTAYA


SE AYAVIRI

GMALCO

SULZER

SE DOLORESPATA

SE TOTORANIPUNO

SE JULIACA

SEAZANGARO


L-1012

L-1011L-1010

L-1013

L-1009

L-1006

L-1005

L-1004L-1003

L-1002

L-1001

L-1007

L-1008 L-1020

L-2030

SE QUENCORO

Barra 1 Barra 2

SEINSE

MOQUEGUA

CH SAN GABÀN


PUNTO DE OBSERVACIÓN

REGISTROS DE L-2030 EN S.E. MOQUEGUAREGISTROS DE LREGISTROS DE L--2030 EN S.E. MOQUEGUA2030 EN S.E. MOQUEGUA


La duración total de las oscilaciones fueron 62 segundos.La duración total de las oscilaciones fueron 62 segundos.

D i s p a r o1 0 / 0 9 / 2 0 0 2

0 1 : 0 9 : 0 6 P M . 3 8 0

t / s5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0 4 5 5 0 5 5

c h a n n e l 2 R / V o l t

- 1 0

0

1 0

t / s5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0 4 5 5 0 5 5


- 1 0

0

1 0

t / s5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0 4 5 5 0 5 5


- 1 0

0

1 0

t / s5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0 4 5 5 0 5 5


- 5 0

0

t / s5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0 4 5 5 0 5 5


- 5 0

0

t / s5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0 4 5 5 0 5 5


- 5 0

0

t / s0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0 4 5 5 0 5 5

c h a n n e l 1 6c h a n n e l 1 5c h a n n e l 1 4c h a n n e l 1 3c h a n n e l 1 2c h a n n e l 1 1c h a n n e l 1 0

c h a n n e l 9c h a n n e l 8c h a n n e l 7c h a n n e l 6c h a n n e l 5c h a n n e l 4c h a n n e l 3c h a n n e l 2c h a n n e l 1

62 segundos

OSCILOGRAFÍA L-2030 EN S.E. MOQUEGUAOSCILOGRAFÍA LOSCILOGRAFÍA L--2030 EN S.E. MOQUEGUA2030 EN S.E. MOQUEGUA


Disparo10/09/2002

01:09:06 PM.380

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

channel 2 R/Volt

-10

0

10

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

channel 3 R/Volt

-10

0

10

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

channel 4 R/Volt

-10

0

10

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

channel 6 R/Volt

-50

0

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

channel 7 R/Volt

-50

0

t/s0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

channel 8 R/Volt

-50

0

5.18 Hz3..0 Hz4.9 Hz 2.18 Hz

Ampliación de los primeros segundos del eventoAmpliación de los primeros segundos del evento



t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

channel 2 R/Volt

-10

0

10

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

channel 3 R/Volt

-10

0

10

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

channel 4 R/Volt

-10

0

10

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

channel 6 R/Volt

-50

0

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

channel 7 R/Volt

-50

0

t/s52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

channel 8 R/Volt

-50

0

2.4 Hz 1.5 Hz 1.2 Hz 1.8 Hz

Ampliación de los últimos segundos del eventoAmpliación de los últimos segundos del evento



Envolvente de las ondas de tensión y CorrienteEnvolvente de las ondas de tensión y Corriente

TensionTension

CorrienteCorriente

Potencia ActivaPotencia Activa

TensionTension

CorrienteCorriente


OBSERVACION DE LA POTENCIA ACTIVAOBSERVACION DE LA POTENCIA ACTIVAOBSERVACION DE LA POTENCIA ACTIVA


FLUJO POR LA L-1011 EN S.E. JULIACAFLUJO POR LA LFLUJO POR LA L--1011 EN S.E. JULIACA1011 EN S.E. JULIACA

SE CALLALLI

SE TINTAYA


SE AYAVIRI

GMALCO

SULZER

SE DOLORESPATA

SE TOTORANIPUNO

SE JULIACA

SEAZANGARO


L-1012

L-1011L-1010

L-1013

L-1009

L-1006

L-1005

L-1004L-1003

L-1002

L-1001

L-1007

L-1008 L-1020

L-2030

SE QUENCORO

Barra 1 Barra 2

SEINSE

MOQUEGUA

CH SAN GABÀN


PUNTO DE OBSERVACIÓN


t/s0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

U/V

-100

-50

0

50

t/s0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

U/V

-50

0

50

t/s0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

U/V

-100

-50

0

50

t/s0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

I/A

-10

-5

0

5

t/s0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

I/A

-10

-5

0

5

t/s0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

I/A

-10

-5

0

5

f = 0.63 Hz

OSCILOGRAFÍA L-1011 EN S.E. JULIACAOSCILOGRAFÍA LOSCILOGRAFÍA L--1011 EN S.E. JULIACA1011 EN S.E. JULIACA


COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN ENTRE BARRAS JULIACA_138kV ENTRE BARRAS JULIACA_138kV –– MOQUEGUA_220kVMOQUEGUA_220kV

SE CALLALLI

SE TINTAYA


SE AYAVIRI

GMALCO

SULZER

SE DOLORESPATA

SE JULIACA

SEAZANGARO


L-1012

L-1011L-1010

L-1013

L-1009

L-1006

L-1005

L-1004L-1003

L-1002

L-1001

L-1007

L-1008 L-1020

L-2030

SE QUENCORO

Barra 1 Barra 2

SEINSE

MOQUEGUA

CH SAN GABÀN


COMPARACIÓN DE TENSIONES

SE TOTORANIPUNO


COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN ENTRE BARRAS JULIACA_138kV ENTRE BARRAS JULIACA_138kV –– MOQUEGUA_220kVMOQUEGUA_220kV

t/s13.050 13.075 13.100 13.125 13.150 13.175 13.200 13.225 13.250 13.275 13.300 13.325 13.350

U/V

-75

-50

-25

0

25

50

75

el 8 R/Volt

-75

-50

-25

0

25

50

1 2 . 8 1 3 . 0 1 3 . 2 1 3 . 4 1 3 . 6 13 . 8 1 4 . 0 14 . 2 1 4 . 4

R /Vo lt

-7 5

-5 0

-2 5

0

2 5

5 0

V

Tensión en Barrade Moquegua

Tensión en Barrade Juliaca


COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN ENTRE BARRAS TINTAYA_138kV ENTRE BARRAS TINTAYA_138kV –– MOQUEGUA_220kVMOQUEGUA_220kV

SE CALLALLI

SE TINTAYA


SE AYAVIRI

GMALCO

SULZER

SE DOLORESPATA

SE TOTORANIPUNO

SE JULIACA

SEAZANGARO


L-1012

L-1011L-1010

L-1013

L-1009

L-1006

L-1005

L-1004L-1003

L-1002

L-1001

L-1007

L-1008 L-1020

L-2030

SE QUENCORO

Barra 1 Barra 2

SEINSE

MOQUEGUA

CH SAN GABÀN


COMPARACIÓN DE TENSIONES


t/s9.0 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9

K2:Va a_1/kV

-100

-50

0

50

100

l 8 R/Volt

-75

-50

-25

0

25

50

t/s9.050 9.075 9.100 9.125 9.150 9.175 9.200 9.225 9.250 9.275 9.300 9.325 9.350

K2:Va a_1/k

-100

-50

0

50

100

R/Volt

-75

-50

-25

0

25

50

Tensión en Barrade Moquegua

Tensión en Barrade Tintaya

COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN ENTRE BARRAS TINTAYA_138kV ENTRE BARRAS TINTAYA_138kV –– MOQUEGUA_220kVMOQUEGUA_220kV


RESINCRONIZACION DEL ÁREA SUR-ESTERESINCRONIZACION DEL ÁREA SURRESINCRONIZACION DEL ÁREA SUR--ESTEESTE

TensionTension

CorrienteCorriente




09-Oct-02 Hora : 13:09 h

58.90

59.40

59.90

60.40

60.90

61.40

61.90

62.40

62.90

63.40

63.90

64.40

64.90

13:0

7:00

13:0

7:10

13:0

7:20

13:0

7:30

13:0

7:40

13:0

7:50

13:0

8:00

13:0

8:10

13:0

8:20

13:0

8:30

13:0

8:40

13:0

8:50

13:0

9:00

13:0

9:10

13:0

9:20

13:0

9:30

13:0

9:40

13:0

9:50

13:1

0:00

13:1

0:10

13:1

0:20

13:1

0:30

13:1

0:40

13:1

0:50

13:1

1:00

13:1

1:10

13:1

1:20

13:1

1:30

13:1

1:40

13:1

1:50

13:1

2:00

Tiempo (s)

Frec

uenc

ia (H

z)







manual

RESINCRONIZACION DEL ÁREA SUR-ESTERESINCRONIZACION DEL ÁREA SURRESINCRONIZACION DEL ÁREA SUR--ESTEESTE


TIPOS DE TIPOS DE ESTABILIDADESTABILIDAD

ESTABILIDAD DE FRECUENCIA


09-Oct-02 Hora : 13:09 h

58.90

59.40

59.90

60.40

60.90

61.40

61.90

62.40

62.90

63.40

63.90

64.40

64.90

13:0

7:00

13:0

7:10

13:0

7:20

13:0

7:30

13:0

7:40

13:0

7:50

13:0

8:00

13:0

8:10

13:0

8:20

13:0

8:30

13:0

8:40

13:0

8:50

13:0

9:00

13:0

9:10

13:0

9:20

13:0

9:30

13:0

9:40

13:0

9:50

13:1

0:00

13:1

0:10

13:1

0:20

13:1

0:30

13:1

0:40

13:1

0:50

13:1

1:00

13:1

1:10

13:1

1:20

13:1

1:30

13:1

1:40

13:1

1:50

13:1

2:00

Tiempo (s)

Frec

uenc

ia (H

z)

Frecuencia del Area Sur-Este

Frecuencia del SEIN


CÁLCULO APROXIMADOCÁLCULO APROXIMADO

AUTOTRAFO:

Pot. = 120 MVA Zcc = 3%

Líneas: L-1011 ( 78.2 km)L-1012 ( 45.0 km)L-2030 (196.6 km)Xmed = 0.5 Ω/km

Impedancia Total observada desde la barra de Azángaro hasta la barra de Moquegua:

Xtotal = XLINEA+XTRAFO= 160 Ω +145Ω = 305Ω


OSCILACIONES DE POTENCIAOSCILACIONES DE POTENCIA

EN LA C.H. MACHU PICCHUEN LA C.H. MACHU PICCHU


Dis paro10/09/2002

01:13:23 PM.300

t/s-1.25 -1.00 -0.75 -0.50 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75

VA/kV

-150-100

-500

50

t/s-1.25 -1.00 -0.75 -0.50 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75

VB/kV

-100-50

050

t/s-1.25 -1.00 -0.75 -0.50 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75

VC/kV

-150-100

-500

50

t/s-1.25 -1.00 -0.75 -0.50 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75

IA/A

-200-100

0100

t/s-1.25 -1.00 -0.75 -0.50 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75

IB/A

-400

-200

0

t/s-1.25 -1.00 -0.75 -0.50 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75

IC/A

-200

0

200

OSCILOGRAFÍA L-1003 EN S.E. CACHIMAYOOSCILOGRAFÍA LOSCILOGRAFÍA L--1003 EN S.E. CACHIMAYO1003 EN S.E. CACHIMAYO


OSCILOGRAFÍA L-1002 EN S.E. QUENCOROOSCILOGRAFÍA LOSCILOGRAFÍA L--1002 EN S.E. QUENCORO1002 EN S.E. QUENCORO


Dis paro10/09/2002

01:09:25 PM.200

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0

U /kV

-100-50

050

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0

U /kV

-100-50

050

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0

U /kV

-100-50

050

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0

I/A

-200

0

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0

I/A

-300-200-100

0100

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0

I/A

-300-200-100

0100

f = 2.08 Hz

OSCILOGRAFÍA L-1005 EN S.E. TINTAYAOSCILOGRAFÍA LOSCILOGRAFÍA L--1005 EN S.E. TINTAYA1005 EN S.E. TINTAYA


POTENCIA ACTIVA Y RECATIVA EN L-1005S.E. TINTAYA

POTENCIA ACTIVA Y RECATIVA EN LPOTENCIA ACTIVA Y RECATIVA EN L--10051005S.E. TINTAYAS.E. TINTAYA


D is paro10 /09 /2002

01:09 :17 PM.610

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5

U /kV

-100-50

050

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5

U /kV

-100-50

050

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5

U /kV

-100-50

050

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5

I/A

-200

0

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5

I/A

-200

0

t/s0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5

I/A

-200

0

f = 2.01 Hz

OSCILOGRAFÍA L-1006 EN S.E. TINTAYAOSCILOGRAFÍA LOSCILOGRAFÍA L--1006 EN S.E. TINTAYA1006 EN S.E. TINTAYA


1.- La C.H. Machupicchu en esta configuración, fue la central mas alejada del área Sur del SEIN. Sin embargo, pese a su ubicación solo aportó oscilaciones lentas con frecuencia de 2 Hz, correspondiendo a modos de oscilación local.

2.- Esta frecuencia de oscilación estaría relacionada a los ajustes de los equipos de control de la generación en relación a su interacción con la red.

3.- La poca participación de la C.H. Machupicchu en la inestabilidad de esta área operativa, muestra que el PSS instalado en la unidades de generación ayudó a controlar las oscilaciones de dicha central, sin embargo, requiere de mejorar sus ajustes considerando su interacción con todo el sistema.

ANÁLISISANÁLISIS--3 DEL EVENTO3 DEL EVENTO



EN LA C.H. SAN GABANEN LA C.H. SAN GABAN


5.4 Hz

OSCILOGRAFÍA L-1010 EN S.E. SAN GABANOSCILOGRAFÍA LOSCILOGRAFÍA L--1010 EN S.E. SAN GABAN1010 EN S.E. SAN GABAN


A través de la línea se observa oscilaciones de potencia de 5.4 Hz en la C.H. San Gabán

OSCILOGRAFÍA L-1010 EN S.E. SAN GABANOSCILOGRAFÍA LOSCILOGRAFÍA L--1010 EN S.E. SAN GABAN1010 EN S.E. SAN GABAN



EN LA C.T. ILOEN LA C.T. ILO--22


OSCILOGRAFÍA EN S.E. MOQUEGUAOSCILOGRAFÍA EN S.E. MOQUEGUAOSCILOGRAFÍA EN S.E. MOQUEGUA


Variación amplitud de frecuencia de 0.2 Hz con característica creciente.

FRECUENCIA DEL SEIN EN S.E. MOQUEGUAFRECUENCIA DEL SEIN EN S.E. MOQUEGUAFRECUENCIA DEL SEIN EN S.E. MOQUEGUA


Oscilación de tensión con una variación de amplitud de 2.0kV en forma sostenida, variando su frecuencia en el tiempo.

5.3 Hz

TENSIÓN EN BARRA 220kV - S.E. MOQUEGUATENSIÓN EN BARRA 220kV TENSIÓN EN BARRA 220kV -- S.E. MOQUEGUAS.E. MOQUEGUA


5.3 Hz

Oscilación de Potencia de la C.T. ILO-2, observado a través de la línea con variación de 60MW/línea.

FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEA 220kVMOQUEGUA-ILO2 (L-2027) EN S.E. MOQUEGUA

FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEA 220kVFLUJO DE POTENCIA EN LÍNEA 220kVMOQUEGUAMOQUEGUA--ILO2 (LILO2 (L--2027) EN S.E. MOQUEGUA2027) EN S.E. MOQUEGUA


71 MW

PÉRDIDA DE SINCRONISMO

OTRO CASO: FALLA EN LA LÍNEA L-102023 – Noviembre – 2002

OTRO CASO: FALLA EN LA LÍNEA LOTRO CASO: FALLA EN LA LÍNEA L--1020102023 23 –– Noviembre Noviembre –– 2002 2002


CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

4.4.-- El sistema de transmisiEl sistema de transmisióón de 138 kV, no desconectn de 138 kV, no desconectóóante la pante la péérdida de sincronismo, debido a que la rdida de sincronismo, debido a que la protecciproteccióón de distancia tenn de distancia teníía un ajuste de los a un ajuste de los ““BlindersBlinders””para bloquear frecuencias hasta de 6 Hz y la opcipara bloquear frecuencias hasta de 6 Hz y la opcióón de n de disparo por pdisparo por péérdida de sincronismo se encontraba rdida de sincronismo se encontraba desactivada.desactivada.

3.3.-- En anillo del En anillo del áárea Surrea Sur--Este es un enlace dEste es un enlace déébil que bil que presenta bajo amortiguamiento y es necesario calcular presenta bajo amortiguamiento y es necesario calcular su lsu líímite de transporte por estabilidad.mite de transporte por estabilidad.

1.1.-- El El áárea Surrea Sur--Este perdiEste perdióó el sincronismo por 62 segundos el sincronismo por 62 segundos respecto del SEIN, pero siempre permanecirespecto del SEIN, pero siempre permanecióóconectado fisicamente al sistema, con modos de conectado fisicamente al sistema, con modos de oscilaciones inestables e interareas.oscilaciones inestables e interareas.

2.2.-- El El áárea Surrea Sur--Este ResincronizEste Resincronizóó al SEIN con la al SEIN con la disminucidisminucióón de generacion de esta n de generacion de esta áárea.rea.


6.6.-- La centrales Macchu Pichu y San GabLa centrales Macchu Pichu y San Gabáán, poseen n, poseen estabilizadores (PSS) del tipo potencia y potenciaestabilizadores (PSS) del tipo potencia y potencia--frecuencia respectivamente, sin embargo no frecuencia respectivamente, sin embargo no proporcionaron el amortiguamiento necesario; por proporcionaron el amortiguamiento necesario; por tener ajustes inadecuados.tener ajustes inadecuados.

5.5.-- La protecciLa proteccióón de pn de péérdida de paso de la CH. Macchu rdida de paso de la CH. Macchu Pichu no operPichu no operóó por tener ajustes inadecuados, por tener ajustes inadecuados, mientras que la CH. San Gabmientras que la CH. San Gabáán no posee este tipo de n no posee este tipo de protecciproteccióón.n.


7.7.-- En el lado del SEIN, la CT. ILO2 fue la que percibiEn el lado del SEIN, la CT. ILO2 fue la que percibióó la la mayor influencia de los modos inestables de mayor influencia de los modos inestables de oscilacioscilacióón, sufriendo fuertes penduleos y variaciones n, sufriendo fuertes penduleos y variaciones de tenside tensióón.n.


9.9.-- La sobrecarga de una lLa sobrecarga de una líínea que conforma un enlace nea que conforma un enlace ddéébil entre dos sistema, puede provocar la pbil entre dos sistema, puede provocar la péérdida de rdida de sincronismo por frecuencia en la menor sincronismo por frecuencia en la menor áárea, rea, llevlleváándola a una condicindola a una condicióón de sobre n de sobre óó subfrecuencia.subfrecuencia.

10.10.--Es posible recobrar la estabilidad de un Es posible recobrar la estabilidad de un áárea que rea que mantiene un enlace dmantiene un enlace déébil con un sistema, bil con un sistema, disminuydisminuyééndole el flujo de potencia de transmisindole el flujo de potencia de transmisióón n que le provoca dicha condicique le provoca dicha condicióón, lo cual se consigue n, lo cual se consigue disminuyendo generacidisminuyendo generacióón de uno de los extremos. A n de uno de los extremos. A esta acciesta accióón se le conoce como n se le conoce como ““ResincronizaciResincronizacióón de un n de un ÁÁrea Operativarea Operativa””..

8.8.-- Los enlaces dLos enlaces déébiles estbiles estáán expuestos a llevar a n expuestos a llevar a condiciones de pcondiciones de péérdida de sincronismo al rdida de sincronismo al áárea menor rea menor en caso de contingencia, por lo que debe ser calculado en caso de contingencia, por lo que debe ser calculado su lsu líímite de transporte por estabilidad.mite de transporte por estabilidad.



11.11.--En los enlaces dEn los enlaces déébiles que se tengan en un sistema, es biles que se tengan en un sistema, es necesario plantear esquemas de formacinecesario plantear esquemas de formacióón de islas, n de islas, para evitar que las mpara evitar que las mááquinas se fatiguen con severas quinas se fatiguen con severas oscilaciones provocadas por la poscilaciones provocadas por la péérdida de sincronismo; rdida de sincronismo; tomando el criterio de centro eltomando el criterio de centro elééctrico.ctrico.

12.12.--La implementaciLa implementacióón de registradores de fallas n de registradores de fallas permitieron capturar las variables del sistema, con los permitieron capturar las variables del sistema, con los cuales se determincuales se determinóó el fenel fenóómeno ocurrido y se realizmeno ocurrido y se realizóótodos los antodos los anáálisis. lisis.

13.13.--Las centrales de generaciLas centrales de generacióón que observan una gran n que observan una gran impedancia estan predispuestas a un bajo impedancia estan predispuestas a un bajo amortiguamiento, por lo tanto, es necesario que amortiguamiento, por lo tanto, es necesario que cuenten con Secuenten con Seññales Estabilizante (PSS) adecuadas para ales Estabilizante (PSS) adecuadas para una operaciuna operacióón amortiguada estable.n amortiguada estable.



ACCIONES PLANTEADASACCIONES PLANTEADAS

ESTRATEGIAS DE SOLUCIÓNESTRATEGIAS DE SOLUCIÓN

En las líneas de 138 kV, habilitar el disparo por pérdida de paso.

En la CH. Macchu Pichu, cambiar losajustes de la protección de pérdida de paso de las unidades de generación.

Diseñar e implementar automatismos en las centrales Machupicchu y San Gabán II, quepermitan la disminución automática de generación ante oscilaciones.

En la CH. San Gabán, implementar la protección de pérdida de paso de las unidadesde generación y dar ajustes adecuados.

Realizar un estudio de estabilidad permanente para determinar los ajustes adecuados de las Señales Estabilizantes del área Sur Este y Determinar la necesidad de instalar otrasadicionales .

CORTO PLAZOCORTO PLAZO MEDIANO PLAZOMEDIANO PLAZO

Limitar la generación de San Gabán y Macchu Pichupara limitar la potencia de exportacióndel área Sur Este a 65MW.


RECOMENACIONESRECOMENACIONESDEL ESTUDIODEL ESTUDIO


LÍMITE MÁXIMO DE PRODUCCIÓN DE CENTRALESLÍMITE MÁXIMO DE PRODUCCIÓN DE CENTRALESde CH. Macchu Pichu y CH. San Gabánde CH. Macchu Pichu y CH. San Gabán

75% (82 MW)(82 MW)

75% (65 MW)(65 MW)


IMPLEMENTAR “PSS” TIPO INTEGRAL DE POT. ACELERANTEIMPLEMENTAR “PSS” TIPO INTEGRAL DE POT. ACELERANTEEn la CH. Macchu Pichu y CH. San GabánEn la CH. Macchu Pichu y CH. San Gabán

San Gaban : PSS con senal de potencia (actual)y Macchu Pichu

Ilo 2 : Sin PSS (actual)

Flujo Flujo en la en la linea Moquegualinea Moquegua--IloIlo 2 (CT. ILO2)2 (CT. ILO2)

Flujo Flujo en la en la linea Azangarolinea Azangaro--San San GabanGaban

Flujo Flujo en la en la linealinea CachimayoCachimayo--Macchu PichuMacchu Pichu

San Gaban : PSS Integral de Potencia Acelerante y Macchu Pichu

Ilo 2 : Sin PSS (actual)





San Gaban, Macchu Pichu e Ilo 2 con :PSS Integral de Potencia Acelerante




San Gaban : PSS con senal de potencia (actual)y Macchu Pichu

Ilo 2 : PSS Integral de Potencia Acelerante




IMPLEMENTAR “PSS” TIPO INTEGRAL DE POT. ACELERANTEIMPLEMENTAR “PSS” TIPO INTEGRAL DE POT. ACELERANTEEn la CH. Macchu Pichu y CH. San GabánEn la CH. Macchu Pichu y CH. San Gabán


RESULTADOS DE LA RESULTADOS DE LA IMPLEMENTACIIMPLEMENTACIÓÓN N

DE NUEVOS ESTABILIZADORESDE NUEVOS ESTABILIZADORESEN SAN GABEN SAN GABÁÁN Y MACCHU PICHUN Y MACCHU PICHU


ACCIONES DEFINITIVAS DE CONTROLACCIONES DEFINITIVAS DE CONTROL

•• 2.2.−−Implementar un automatismo para reduccciImplementar un automatismo para reducccióón automn automáática tica de generacide generacióón, para retornar al sincronismo, debido a los n, para retornar al sincronismo, debido a los cortos tiempos de actuacicortos tiempos de actuacióón.n.

•• 1.1.-- Cambiar de tipo de seCambiar de tipo de seññal estabilizante (PSS) para al estabilizante (PSS) para controlar el problema de oscilaciones. Osea cambiar el tipo controlar el problema de oscilaciones. Osea cambiar el tipo Potencia Potencia –– Frecuencia por el del Tipo Integral de potencia Frecuencia por el del Tipo Integral de potencia Acelerante, por presentar un control mAcelerante, por presentar un control máás robusto para un s robusto para un mejor ancho de frecuencias electromecmejor ancho de frecuencias electromecáánicas.nicas.


OSCILACIONES INESTABLES NO AMORTIGUADASOSCILACIONES INESTABLES NO AMORTIGUADASValores Eficaces de Tensiones y CorrientesValores Eficaces de Tensiones y Corrientes

Valores Valores RealesReales

Ten

sion

esT

ensi

ones

Cor

rien

tes

Cor

rien

tes

Valores Valores EficacesEficaces

Ten

sion

esT

ensi

ones

Cor

rien

tes

Cor

rien

tes


OSCILACIONES INESTABLES NO AMORTIGUADASOSCILACIONES INESTABLES NO AMORTIGUADASValores Eficaces de Tensiones y CorrientesValores Eficaces de Tensiones y Corrientes

Disparo18/12/2002

03:36:46 AM.670

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

K1:Va a/kV

0

25

50

75

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

K1:Vb b/kV

0

25

50

75

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

K1:Vc c/kV

0

25

50

75

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

K1:Ia a/A

0

100

200

300

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

K1:Ib b/A

0

100

200

300

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

K1:Ic c/A

0

100

200

300

Corriente Corriente RR

TensiTensióón Rn R

TensiTensióón Sn S

TensiTensióón Tn T

Corriente Corriente SS

Corriente Corriente TT


OSCILACIONES ESTABLES AMORTIGUADASOSCILACIONES ESTABLES AMORTIGUADASTensiones y Corrientes Reales PicoTensiones y Corrientes Reales Pico


OSCILACIONES ESTABLES AMORTIGUADASOSCILACIONES ESTABLES AMORTIGUADASValores Eficaces de Tensiones y CorrientesValores Eficaces de Tensiones y Corrientes


INCREMENTO DE CAPACIDAD DE TRANSMISIONINCREMENTO DE CAPACIDAD DE TRANSMISION


OSCILACIONES ESTABLES AMORTIGUADASOSCILACIONES ESTABLES AMORTIGUADASValores Eficaces de Tensiones y CorrientesValores Eficaces de Tensiones y Corrientes


CONCLUSIONESCONCLUSIONESFINALESFINALES


•• 2.2.-- Se incremento el lSe incremento el líímite de transmisimite de transmisióón por las ln por las lííneas de neas de 138 kV, mejorando la utilizaci138 kV, mejorando la utilizacióón de los sistemas de n de los sistemas de transmisitransmisióón y ampliando su capacidad de tranporte. n y ampliando su capacidad de tranporte. Ahora, su lAhora, su líímite es la capacidad de disemite es la capacidad de diseñño de la lo de la líínea.nea.

•• 1.1.-- El Estabilizador Integral de Potencia Acelerante controlo El Estabilizador Integral de Potencia Acelerante controlo el bajo amortiguamiento del area Surel bajo amortiguamiento del area Sur--Este y contribuyEste y contribuyóó a a mejorar el torque sincronizante.mejorar el torque sincronizante.

CONCLUSIONES FINALESCONCLUSIONES FINALESCONCLUSIONES FINALES

•• 3.3.-- Se han evitado las interrupciones de suministro.Se han evitado las interrupciones de suministro.


Gracias por su Atención

ftorresftorres@@coescoes.org..org.pepe

RESINCRONIZACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA OPERATIVA

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