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1 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Informe Final del Estudio Actualización del Esquema de Rechazo Automático de Carga/ Generación del SEIN – año 2005 Lima, Septiembre 22 de 2004

2 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Contenido 1.Objetivo de la Consultoría 2.Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN Año Conclusiones 4.Recomendaciones 5.Comentarios

3 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Objetivo de la Consultoría 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.

4 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Objetivo de la Consultoría 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

5 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Actualización Esquemas de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia y Rechazo de Generación por Sobrefrecuencia

6 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 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

7 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 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.

8 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 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.

9 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 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.

10 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Modelo de la Carga La carga puede representarse mediante modelos polinomiales o a través de modelos exponenciales de la forma:

11 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Modelo de la Carga Se ha utilizado un modelo de carga en el Digsilent equivalente al usado por CESI.

12 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 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.

13 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Análisis Modal Modo Zona Norte vs Zona Sur

14 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Identificación Modal Identificación modal Cotaruse - Socabaya

15 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Identificación Modal Identificación modal Generación Talara

16 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Identificación Modal Identificación modal Oscilación Norte - Sur

17 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Escenarios considerados

18 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Eventos considerados en el estudio Eventos para ERCMF & ERGSFEventos para ERCMF & ERGSF

19 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ERCMF RECOMENDADO POR CESI

20 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ERCMF VIGENTE

21 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 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.

22 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Estructura del ERCMF

23 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 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.

24 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ERGSF VIGENTE

25 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P REGULACIÓN PRIMARIA

26 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P REGULACIÓN PRIMARIA

27 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P REGULACIÓN PRIMARIA

28 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RESPUESTA DEL MODELO ANTE EVENTOS

29 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 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 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.

30 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN Respuesta Oscilatoria de Tensión Zona Norte

31 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN Respuesta Oscilatoria de Frecuencia Zona Norte

32 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN Comportamiento de la Frecuencia en la Zona Norte

33 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN Comportamiento de la Frecuencia en la Zona Centro

34 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN Comportamiento de la frecuencia en la Zona Sur

35 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN Sobrefrecuencia y Respuesta del ERGSF en la Zona Norte

36 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN Sobrefrecuencia y Respuesta del ERGSF en la Zona Centro

37 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RESULTADOS DE LA VERIFICACIÓN Sobrefrecuencia y Respuesta del ERGSF en la Zona Sur

38 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ANÁLISIS DE RESULTADOS

39 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ANÁLISIS DE RESULTADOS

40 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ANÁLISIS DE RESULTADOS

41 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica 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.

42 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 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.

43 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Actualización Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión

44 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Escenarios considerados Se analizaron los escenarios de demanda máxima para periodos de estiaje de los años 2004 y 2005.

45 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Eventos considerados en el estudio sym vent_c y vent_d

46 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Subestaciones a monitorear

47 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Metodología Sensibilidad dV/dP y dV/dQ Curvas PV con eventos Curvas QV Estabilidad Transitoria Información Estadística Esquema CESI ESQUEMA RECHAZO DE CARGA POR MINIMA TENSIÓN PROPUESTA DE ESQUEMA PRUEBAS AL ESQUEMA Estabilidad de larga duración

48 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Valores DV/DP CALCULOS DE SENSIBILIDAD Valores DV/DP Caso Base

49 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P CURVAS PV Carga inicial Lima (1405 MW) Carga Máxima Lima (1604 MW)

50 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Márgenes y tensiones obtenidos de las curvas PV

51 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Margen de potencia antes del colapso

52 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P TENSIONES MINIMAS ACEPTABLES EN OPERACIÓN

53 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P CURVAS QV - Caso Base San Nicolas 13.8 kV

54 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ANALISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA Disparo de la planta Huinco

55 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Voltajes históricos subestación Chavarría

56 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ESQUEMA PROPUESTO POR CESI

57 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ESQUEMA PROPUESTO Esquema 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.

58 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 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

59 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ESQUEMA PROPUESTO SELECCIÓN 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.

60 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ESQUEMA PROPUESTO SELECCIÓN 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.

61 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ESQUEMAS PROPUESTOS - Ajustes 0.92

62 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ESQUEMAS PROPUESTOS - Ajustes 0.90

63 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTO

64 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTO Tensiones Finales (120 segundos)

65 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTO Tensiones en Balnearios - AÑO 2004 CON ESQUEMA AJUSTES 0.90 p.u.

66 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P PRUEBAS AL ESQUEMA PROPUESTO Tensiones en Balnearios - AÑO 2005

67 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P RIESGO DE COLAPSO DE TENSIÓN AREA DE LIMA

68 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Esquema para la carga de Ecuador

69 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Pruebas al esquema Ecuador propuesto - Disparo de Talara SIN esquema Esquema de Ecuador Disparo de Talara SIN esquema

70 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Esquema Propuesto Ecuador

71 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Esquema de Ecuador Disparo de Talara CON esquema

72 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 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.

73 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 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.

74 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Las simulaciones realizadas para probar el esquema muestran que: Las tensiones en SAN NICOLÁS quedan en valores superiores a valor superior al mínimo aceptable. (0.85 p.u.) En la subestación MARCONA quedan en valores superiores a valor superior al mínimo aceptable (0.90 p.u.)

75 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 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:

76 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P ESQUEMA PROPUESTO

77 © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P Comentarios

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