capitulo 5_2014

CAPITULO 5 ESTABILIDAD DE LA FRECUENCIA

5.1 Definiciones y conceptos fundamentales

Estabilidad de la Frecuencia es la habilidad del Sistema Elctrico de Potencia (SEP) para mantener frecuencias estacionarias luego de severos eventos que provocan el desbalance entre la generacin y la carga del sistema.

La Estabilidad de la Frecuencia depende de la habilidad para que se mantenga o se recobre el equilibrio entre la generacin y la carga, con un mnimo de prdida de carga o generacin.

La inestabilidad se presenta con cambios sostenidos de la frecuencia, con incrementos o disminuciones que provocan la desconexin de unidades de generacin y/o cargas del sistema, as como la formacin de sistemas aislados.

Los problemas de inestabilidad de la frecuencia estn asociados con:

(a) Inadecuadas respuestas de los equipamientos (reguladores de velocidad), (b) Insuficiente reserva de generacin en el sistema, o, (c) Inadecuada coordinacin de las protecciones de frecuencia.

Para hacer frente a un dficit de potencia activa provocado por un determinado evento de desconexin de generacin, en el SEP existen las siguientes instancias:

(i) Reserva de las masas rotantes (energa cintica del sistema): cuyo efecto es inmediato y evita por unos instantes que la frecuencia vare. Esta caracterstica del SEP est determinada por la constante de inercia total del sistema.

(ii) Regulacin primaria de frecuencia: es la accin local de los reguladores de velocidad de las unidades de generacin cuyo efecto se produce luego de algunos segundos hasta alrededor del primer minuto, compensando parte de la potencia perdida.

(iii) Regulacin secundaria de frecuencia: cuya actuacin se manifiesta luego de varios minutos. Este tipo de regulacin asume la restitucin de la potencia perdida por el evento.

A estas capacidades (i) y (ii) del SEP se aade el efecto amortiguante producido por la dependencia de la carga con respecto a la frecuencia. Es decir, cuando la frecuencia cae la carga disminuye y cuando la frecuencia aumenta la carga se incrementa.

Dependiendo de la severidad del evento, debido al tiempo de respuesta de la regulacin de frecuencia ser necesario proveer al SEP de la actuacin de un Esquema Especial de Proteccin EEP, cuya actuacin se desarrolle en los primeros instantes del disturbio, antes de que la regulacin primaria de frecuencia acte.

5.2 Dinmica de una mquina equivalente La ecuacin de movimiento del rotor que explica la dinmica esta dada por:

dtdw

w

HPP em .2

0

(5.1)

donde:

H : Inercia total del sistema (s). w : Frecuencia angular en rad/s.

0w : Frecuencia angular nominal en rad/s.

mP : Potencia mecnica (p.u.). eP : Potencia elctrica (p.u.).

aceleranteem PPP = : Potencia acelerante (p.u.)

Entonces, ante una prdida de generacin en el sistema el trmino del lado izquierdo de la ecuacin (5.1) se hace negativo, lo que se traduce en una disminucin de las velocidades de las masas rotantes (w) y la disminucin de la energa cintica de las masas rotantes conectadas al sistema.

En el caso de que el desbalance por la prdida de generacin sea grande, la frecuencia no se estabilizar de modo natural en un cierto valor aun admisible y puede seguir disminuyendo y como no ha transcurrido el tiempo necesario para que la regulacin de la frecuencia se haga efectiva o que no resulte suficiente, se corre el riesgo de que la frecuencia alcance los valores de actuacin de las protecciones de mnima frecuencia de las unidades generacin, con lo cual contina la cada de la frecuencia (o se incrementa el desbalance en la potencia acelerante) y se produce el colapso por frecuencia del sistema de potencia.

Para evitar el colapso por frecuencia del sistema, es necesario tomar una accin para detener la cada de frecuencia y de ser necesario revertirla. Existiran dos formas de amortiguar o cambiar la cada de frecuencia:

(1) Aumentando la potencia generada de las unidades de generacin, o (2) Disminuyendo la demanda.

Por la naturaleza del problema se descarta la opcin de aumentar la potencia de generacin, entonces la solucin a este problema es disminuir la demanda mediante una desconexin automtica de carga, para que la respuesta sea rpida.

5.3 Ecuacin de movimiento del rotor ante pequeos cambios

Si se supone pequeos cambios alrededor de la frecuencia nominal:

dtwdHPP em

.2 , w est en p.u. (5.2)

La variacin de la carga con la frecuencia se puede expresar como:

KLL

fPP )60

(0=

LP : Carga en MW a la frecuencia f.

0LP : Carga conectada en MW a la frecuencia nominal. f : Frecuencia en Hz. K : Coeficiente de sensibilidad, que identifica al tipo de carga, 0 para cargas resistivas y aproximadamente 2 para motores.

Al linealizar es ecuacin resulta:

fDPL = . ,

donde )(0

0

fP

KD L= MW/Hz. (5.3)

Dividiendo entre la potencia base, se obtiene:

0

0 ).( ff

SP

KSP

B

L

B

L =

, que finalmente, expresado en p.u. adopta la forma:

fDPL = . , ahora D esta expresado como el cambio en p.u. de la carga entre el cambio en p.u. de la frecuencia (o como, el porcentaje de cambio de la carga entre el porcentaje de cambio de la frecuencia).

Por lo tanto, eP en p.u. de la ecuacin (5.2) se expresa como:

wDPP Le += . , siendo el primer termino LP el cambio en la carga insensible a la frecuencia y el segundo componente wD . , el cambio en la carga que es sensible a la frecuencia.

Por lo tanto, para el caso general la ecuacin (5.2) ser:

dtwdHwDPP Lm

+ .2).( (5.4)

5.4 Regulacin primaria, secundaria y terciaria de frecuencia

Regulacin primaria de frecuencia Es la primera accin de control realizada automticamente desde los generadores para atender el desbalance Generacin - Carga. Esta accin corresponde a la respuesta del gobernador de velocidad tendiente a producir cambio en la potencia mecnica del generador para recuperar la velocidad nominal de la mquina.

Regulacin Secundaria Es el conjunto de acciones subsiguientes a un evento de desbalance Generacin Carga, luego de la actuacin de los reguladores de velocidad. Se efecta en forma manual o automtica con variacin de la potencia mecnica y su efecto en la generacin elctrica, inyectando o tomando potencia adicional al sistema lo que se refleja en movimientos de frecuencia hasta lograr el valor nominal. Su finalidad es llevar la frecuencia al valor nominal y cuando se controlan intercambios de potencia, garantizar los intercambios programados. Como tarea adicional resulta la recuperacin de la reserva suministrada por la regulacin primaria y en algunos sistemas el control de la desviacin del tiempo. Tpicamente las respuestas de los recursos de regulacin secundaria se obtienen a partir de los 30 segundos sostenibles hasta 10 - 30 minutos.

Regulacin Terciaria de frecuencia Se conoce con este nombre a la relocalizacin de los recursos en forma econmica una vez se hayan finalizado las acciones de control secundario. Tpicamente los recursos de regulacin terciaria se obtienen despus de la actuacin de la regulacin secundaria de frecuencia, es decir despus de 10 - 30 minutos hasta 1 hora.

5.5 Principios bsicos de Regulacin Primaria Permanentemente la potencia generada debe ser igual a la potencia consumida por las cargas, ms las prdidas en el sistema. Cuando se rompe este equilibrio, la frecuencia cambia.

CASO 1. Si no hubiera reguladores de velocidad en las centrales y si la demanda aumentara en un escaln P, la frecuencia va a disminuir siguiendo una trayectoria lineal.

La figura muestra la Oferta (suma de la potencia entregada por todas las unidades del sistema), la Demanda (potencia consumida por todas las cargas del sistema) y la respuesta de la frecuencia.

La pendiente con que cae la frecuencia en este tramo inicial es funcin:

(1) De la constante de inercia del sistema (de todos los grupos de generacin y de todos los motores de las cargas). Si la inercia fuera mayor, la pendiente sera menor.

(2) Del desbalance relativo (incremento de demanda dividida por la potencia entregada). Si la variacin relativa de potencia aumenta, la pendiente tambin aumenta.

Dependencia de las cargas con la frecuencia

En la realidad la potencia consumida por las cargas es funcin de la frecuencia. Si la frecuencia disminuye, la potencia consumida tambin disminuye (este efecto puede ser llamado regulacin primaria de frecuencia natural). Por este efecto, si no hubiera reguladores de velocidad, la frecuencia puede estabilizarse de manera natural en un valor bajo dependiendo de la magnitud del evento.

CASO 2

No es posible operar un sistema con solamente la regulacin primaria natural. Entonces, ya que no es posible controlar la potencia consumida, el sistema necesita una regulacin que cambie la potencia entregada (generacin) cuando la potencia consumida (demanda) cambia.

La frecuencia es un indicador del desbalance de potencia (con mayor precisin, la frecuencia es la integracin del desbalance de potencia). Si la frecuencia es menor que el valor nominal (60 Hz), significa que no hay suficiente potencia generada. Si la frecuencia es mayor a 60 Hz hay un supervit de generacin.

El principio de regulacin primaria de frecuencia es muy simple, en cada unidad hay un sistema que cambia la potencia generada siguiendo la diferencia de frecuencia:

P = - K * f

P : variacin de potencia entregada en MW f : variacin de frecuencia en Hz K : coeficiente de participacin en MW/Hz

Se busca es que en caso de desbalance se logre la estabilizacin de la frecuencia:

Se aprecia que:

(1) Al inicio, la respuesta de la frecuencia es la misma que en el caso sin regulacin. Eso se explica porque hay un retraso debido a las insensibilidades mecnicas de las vlvulas y del sistema hidrulico de los grupos.

(2) Despus dcimas de segundos (o segundos para los grupos los ms lentos), la potencia de los grupos aumenta y el efecto es que la cada de frecuencia disminuye.

(3) La potencia sigue aumentando y la frecuencia empieza a aumentar hasta estabilizarse en un valor que no es igual a 60 Hz, hay siempre un error de estado estacionario. La razn es que la accin bsica de la regulacin es proporcional.

De ese comportamiento se puede concluir:

(1) Si el coeficiente K es grande, la variacin final de frecuencia (o error de estado estacionario) ser pequea.

(2) Si el retraso de la accin de incremento de potencia es pequeo, la cada de frecuencia ser limitada.

(3) Si la inercia del sistema es importante la cada de frecuencia ser ms lenta. (4) Si la variacin relativa de potencia (cambio en la carga) es pequea, la cada de

frecuencia ser ms lenta y la variacin final de frecuencia ser pequea.

5.5.1 Parmetros de inters

El Estatismo El estatismo es importante porque tiene una influencia sobre la manera como es entregada la reserva de los grupos:

Si el estatismo es pequeo (S1), la reserva ser entregada ante una pequea variacin de frecuencia. Para la regulacin primaria de frecuencia es interesante tener el estatismo ms pequeo posible, sin embargo, si el estatismo es demasiado pequeo (menos que 3%), hay un riesgo de inestabilidad del sistema de regulacin de velocidad. Las prcticas internacionales recomiendan estatismos entre 3 y 6% para cada tipo de grupo. El PR 21 del COES indica que el estatismo permanente deber ser ajustable entre el 4 y 5 %. El COES establecer el ajuste de estatismo de las unidades generadoras del SEIN, ...

La Reserva Si no hay suficiente reserva de potencia, la participacin en la regulacin primaria de frecuencia no ser eficaz. La reserva debe ser suficiente para todo el sistema.

Est calculada a partir de la observacin del sistema y del nivel de rechazo de carga que est aceptado. Si el rechazo de carga no existe, la reserva necesaria corresponde generalmente a la potencia del grupo ms grande del sistema. Esta reserva debe ser distribuida en todos los grupos seleccionados para la regulacin primaria.

Hay dos maneras de distribuir la reserva:

Definir todos los grupos capaces de participar. Distribuir igualmente la reserva en todos los grupos (Francia: todos los grupos tienen una reserva de 2% y un estatismo de 4% sin bandas muertas).

Distribuir la reserva solamente a los mejores grupos.

En PR-21 establece que el COES propondr al OSINERGMIN la magnitud de Reserva Rotante destinada a la Regulacin Primaria de Frecuencia requerida por el SEIN, mediante un estudio que considere criterios tcnicos y econmicos. Para el ao 2015 ser de 2.6 % para el periodo de avenida y 2.0 % para estiaje.

LUNES 10 DE JUNIO DE 2013 CENTRALES ASIGNADAS PARA REGULACION PRIMARIA

VIERNES 28 DE NOVIEMBRE DE 2014 CENTRALES ASIGNADAS PARA REGULACION PRIMARIA

El porcentaje de magnitud de Reserva Rotante para la RPF asignado a todas las centrales del SEIN segn el PR-21 es 2%.

La banda muerta

En ese caso, la banda muerta es equivalente a un retraso en el inicio en el proceso de regulacin ms una participacin reducida en el control, dada por la insensibilidad de las partes mecnicas del sistema de regulacin de velocidad.

En los reguladores digitales es posible insertar (programar) una banda muerta.

Banda muertaf

P

Caracterstica delestatismo

El efecto de la banda muerta se puede interpretar as:

En el SEIN es aceptable una banda muerta de hasta 18 mHz (0.03% de la frecuencia nominal).

5.5.2 Simulaciones A) Se muestra la simulacin de un sistema aislado que NO TIENE regulador de velocidad, tiene una carga inicial de 10 MW y se aplica una carga adicional de 5 MW.

Se muestra la respuesta en el tiempo de la frecuencia.

62.5050.0037.5025.0012.500.00 [s]

62.00

60.00

58.00

56.00

54.00

52.00

Sam G1: CARGA QUE NO DEPENDE DE LA FRECUENCIASam G1: CARGA QUE DEPENDE DE LA FRECUENCIA

POTENCIA INICIAL 10 MW FREQAPLICACION SUBITA DE UNA CARGA DE 5 MW SIN REGULACION

Date: Annex: /2

DIg

SILE

NT

B) Se muestra simulacin de un sistema aislado que tiene una carga de 80 MW se muestra la respuesta en el tiempo luego de la conexin sbita de una carga adicional de 20 MW.

Se muestra el efecto de la constante inercia:

30.0020.0010.000.00 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

56.00

55.00

Sam G1: H = 4.187 SSam G1: H = 2.0935 SSam G1: H = 8.374 S

POTENCIA INICIAL 80 MW FREQAPLICACION SUBITA DE UNA CARGA DE 20 MW

Date: Annex: /2

DIg

SILE

NT

El efecto del estatismo:

30.0020.0010.000.00 [s]

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00

56.00

Sam G1: ESTATISMO : 0.05598Sam G1: ESTATISMO : 0.02799

POTENCIA INICIAL 80 MW FREQAPLICACION SUBITA DE UNA CARGA DE 20 MW

Date: Annex: /2

DIg

SILE

NT

Se puede ver que el cambio de los parmetros tiene una influencia sobre la dinmica y la estabilidad del sistema, por lo que es importante la definicin del estatismo y conocer la dependencia de la carga respecto de la frecuencia.

5.6 Comportamiento de la frecuencia ante un evento

En un determinado sistema de potencia, en el momento que se produjo el evento (t=18:44:45) la frecuencia es 60.1 Hz. Por la magnitud del evento la frecuencia cae y 31 segundos despus alcanza un mnimo de 59.8 Hz.

5.7 La frecuencia en el SEIN

5.7.1 Comportamiento instantneo de la frecuencia en condiciones normales de reserva rotante

12.11.2009 FRECUENCIA DEL SEIN (**)

59.2

59.4

59.6

59.8

60

60.2

60.4

60.6

60.8

00:15 01:45 03:15 04:45 06:15 07:45 09:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45

HORAS

H z

V alor M ax. Sost enida = 6 0 .3 6 Hz

V alo r M in. Sost enida= 59 .6 4 Hz

27.11.2014

5.7.2 Comportamiento instantneo de la frecuencia en condiciones de falta de reserva rotante

A las 10:00 horas del mircoles 29 de febrero de 2012, la CH Mantaro estaba indisponible por mantenimiento programado. Entre las 10:24 y 10:27 la frecuencia en el SEIN disminuy de 59.72 Hz a 59.3 Hz, por tal motivo se inici las coordinaciones para el rechazo de carga manual (80 MW) a los Usuarios Libres en el SEIN. A las 10:58 h, la frecuencia en el SEIN disminuy a 59.015 Hz activndose el esquema de rechazo automtico de carga por mnima frecuencia, interrumpindose 21.895 MW. A las 11:00 h se coordin con el CC-Aceros Arequipa operar con su carga lineal (20 MW) ante la presencia de severas variaciones de frecuencia. A las 12:14 h, se inici la normalizacin de carga interrumpida de los Usuarios Libres.

5.7.3 SUBFRECUENCIAS a) Desconexin de la TV de la CT Ventanilla con 179.6 +j 52.7 MVA a las 8:55

horas del 01.12.2011

b) Desconexin de C.H. Can del Pato (237.53 MW) a las 10:16:43 horas del 27.02.2009

c) Desconexin de C.T. Aguayta (166 MW) a las 14:11 horas del 23.10.2008

d) Desconexin de TG3 de C.T. Ventanilla (116 MW) a las 07:47 horas del 25.04.2009

e) Variacin de frecuencia en el SEIN 28.02.2014 Se produjo variacin de la frecuencia en el SEIN en momentos que los Usuarios Libres Refinera Cajamarquilla y Cerro Verde iniciaban la normalizacin de su carga. A las 21:35 Refinera Cajamarquilla inici el incremento de carga de 110 MW a 150 MW. A las 21:38 Cerro Verde procedi a incrementar su carga de 45 MW a 120 MW.

f) Desconexin de C.T. Ilo 2 (133 MW) a las 11:14 horas del 23.01.2009 (ERACMF: 12.1 MW)

g) Desconexin de la TG2 (169.2 MW) a las 17:47 horas del 03.09.2014 (ERACMF: 73.153 MW)

h) Desconexin de las TG11 (125 MW) y TG12 (125 MW) de la C.T. Fnix a las 6:30 horas del 26.03.2014 (ERACMF: 93.168 MW)

i) Desconect el generador TV de la CT Chilca cuando generaba 268,2 MW, se interrumpi aproximadamente 135,68 MW por activacin del esquema de rechazo automtico de carga por mnima frecuencia (ERACMF).

j) Desconexin de TG1 y TG2 de C.T. Chilca (337 MW) a las 16:22 horas del 22.09.2009 (ERACMF: 278.95 MW, Protecciones Propias: 32.74 MW)

k) Desconexin de C.H. Mantaro (591 MW) a las 10:27 horas del 07.03.2009 (ERACMF: 606.796 MW)

l) A las 10:09 horas del 28 de marzo de 2012 desconectaron las unidades TG2 (179 MW) y TG3 (178 MW) de la CT Kallpa, por baja presin de gas natural de ingreso a las turbinas. Luego a 10:10 horas desconecto la TG1 con 178 MW. Actu el ERACMF desconectando 250.668 MW.

5.7.4 SOBREFRECUENCIAS m) Desconexin de la L.T. L-2052 (159.42 MW hacia el Sur) a las 13:52:14

horas del 19.06.2007. La L.T. L-2051 estaba fuera de servicio por mantenimiento programado (ERACMF en el Sur: 124.06 MW, Protecciones Propias: 122.97 MW)

n) Desconexin de las lneas L-2051 (Mantaro Cotaruse), L-2053 y L-2054 (Cotaruse Socabaya) de 220 kV a las 13:55 horas del 18.03.2007, transportando 264 MW al Sur

Como consecuencia, en el rea sur la frecuencia disminuy desde 60,004 Hz hasta 58,00 Hz lo cual activ el esquema de rechazo automtico de carga por mnima frecuencia (RACMF), interrumpiendo un total de 161.7 MW. Asimismo, la minera Cerro Verde disminuy su carga en 122,93 MW.

En el Centro Norte la frecuencia aument desde 60,004 Hz hasta 61,755 Hz, desconectando la unidad TG1 de la C.T. Aguayta con 40 MW por la actuacin del esquema de desconexin de generacin por sobrefrecuencia (EDAGSF). Tambin desconect la C.H. Chimay con 150 MW por la actuacin de su proteccin de sobrefrecuencia y la unidad TG2 de la C.T. Aguayta con 85 MW por la actuacin de su proteccin de potencia inversa.

o) Desconexin de lneas de 60 kV Santa Rosa-Derivacin Puente y Santa Rosa-Derivacin Puente-Balnearios a las 7:18 horas del 21.10.2008. Tambin desconect Monterrico-Balnearios por sobrecarga, quedando desenergizadas las subestaciones Puente, Monterrico y Balnearios, desconectndose 112.38 MW.

5.8 Esquemas Especiales de Proteccin de Frecuencia del SEIN del SEIN

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

5.8.1 Zonas del SEIN (para el 2014)

Para efectos de las especificaciones de los EEPF, el SEIN se encuentra dividido en las siguientes zonas:

Zona 1: El rea Norte del SEIN, desde la subestacin Guadalupe hasta Zorritos.

Zona 2: El rea Centro del SEIN, las subestaciones Chimbote 1, Trujillo Norte, Cajamarca y Kiman Ayllu

Zona 3: El rea Sureste del SEIN. Zona 4: El rea Suroeste del SEIN.

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

ZONA 4

ZONA 3

ZONA 2

ZONA 1 Puno 220 kVCallalli 138 kV

Moquegua 220 kV

La Nia 500kV

Trujillo 500 kV

Guadalupe 220 kV

Trujillo 200 kV

Santuario 138 kV

Montalvo 500 kV

Ocoa 500 kVMarcona 500 kV

Chilca CTM 500 kV

Mantaro Socabaya

Cotaruse

L

-

2

0

3

0

L

-

1

0

2

0

T

r

u

j

i

l

l

o

-

L

a

n

i

a

L

-

2

2

3

4

L

-

2

2

3

5

L-5036

L-5034

L

-

5

0

3

2

L-2052 L-2054

L/2051L-2053(1)

D

I

g

S

I

L

E

N

T

5.8.2 CRITERIOS Y PREMISAS DEL ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMTICO DE CARGA / GENERACIN DEL SEIN

Los criterios para definir las especificaciones tcnicas de los esquemas de rechazo de carga/generacin vigentes en el SEIN se explican a continuacin.

Luego de un evento de frecuencia y despus de la actuacin del ERACMF, el valor final de la frecuencia alcanzado en la simulacin debera estar prximo a 59,5 Hz. En la operacin real, luego de un evento que comprometa la frecuencia, el sistema podra operar a este valor de frecuencia durante un cierto tiempo, sin transgredir su tiempo mximo de exposicin, mientras que con la regulacin secundaria se lleva la frecuencia al valor nominal.

Eventuales sub-rechazos de carga pueden provocar un retorno extremadamente lento de la frecuencia al valor normal o su establecimiento en un valor muy bajo, con lo cual existe la posibilidad de operacin a una frecuencia baja durante un tiempo suficientemente largo, provocando daos en las turbinas de vapor.

Ante un fuerte desbalance entre la generacin y la carga, para evitar la salida indeseada de un grupo de generacin, antes de la actuacin de los ERACMF y EDAGSF, las unidades de generacin del SEIN deben permanecer operando transitoriamente, antes y durante la actuacin de los esquemas mencionados y hasta antes de que sus protecciones propias de subfrecuencia y sobrefrecuencia acten.

El ERACMF debe responder a las necesidades individuales de cada zona del SEIN, con especificaciones adaptadas al comportamiento zonal de la frecuencia al aislarse. El SEIN ha sido dividido en tres zonas.

El ERACMF actual de la Zona 1 (rea Norte desde Guadalupe) fue diseado para proveer el rechazo de carga suficiente para hacer frente al desbalance generacin-carga que se hubiera producido en dicha zona, en caso de desconectar por falla las lneas Trujillo-Guadalupe, en el tiempo en que dichas lneas estaban conformadas por un solo circuito y no estaba en servicio la lnea de 500 kV Trujillo-La Nia Considerando la configuracin actual de dos circuitos en torres separadas, es improbable la desconexin simultnea de ambos circuitos por descargas atmosfricas. No obstante esto, se ha mantenido las especificaciones del ERACMF de la Zona 1 (de mayor rechazo disponible que el de la Zona 2), en caso de requerirse dicho esquema en situaciones de mantenimiento de equipos de transmisin, ante la cual la desconexin por falla de otro equipo provoque la formacin de un sistema aislado con dficit de generacin.

El ERACMF de la Zona 3 (rea Sureste) y el ERACMF de la Zona 4 (rea Suroeste) han sido diseados para proveer el rechazo de carga suficiente para evitar un colapso por frecuencia en dichas zonas, ante la desconexin de la interconexin Mantaro-Cotaruse-Socabaya por fallas simultneas con los posibles agravantes de separacin de las reas Sureste y Suroeste por oscilaciones y de desconexin de las centrales de generacin solar fotovoltaica.

La eficacia de dichos esquemas estaba condicionada a que el lmite de transmisin operativo en las lneas Mantaro-Cotaruse-Socabaya se reduzca

considerablemente por debajo del valor vigente de 460 MW en el extremo de Socabaya [4]. En el Estudio de RACG 2013, se propuso limitar este flujo a 380 MW en las horas de media demanda en la poca de avenida, en las que hay mayor riesgo de descargas atmosfricas. La razn fue que el ERACMF del rea Suroeste ya alcanzaba el 55,5% de su demanda y que con el lmite de 460 MW se hubiera tenido que incrementar a 70% aproximadamente. Adems, con el lmite de 460 MW exista un riesgo de prdida de sincronismo (estabilidad angular) ante el cual la desconexin de carga por frecuencia no es efectiva.

El ERACMF de la Zona 2 (rea Centro) se ha diseado para proveer el rechazo complementario suficiente para hacer frente al desbalance generacin-carga que se producira en todo el SEIN en caso se desconecte intempestivamente el complejo de generacin ms grande del sistema con un despacho a plena carga. Este caso corresponde a la prdida de la generacin de las centrales Kallpa y Platanal, que estn conectadas a la subestacin Chilca REP. En circunstancias en que dichas centrales deban operar en la misma barra, una falla en esta ltima provocara la salida de servicio de todos los grupos de generacin.

El umbral de la primera etapa debe permitir que, luego de un evento de prdida de generacin, el sistema desarrolle todo su efecto inicial de frenado expresado en las inercias de las turbinas y generadores del sistema, mientras que los gobernadores dan inicio al proceso de control que conduce al incremento de la potencia de las unidades de generacin. En ese sentido, considerando los aspectos normativos, se ha ratificado el valor vigente de 59,0 Hz como frecuencia de inicio para el ERACMF, propuesto en el estudio [5] (y en sus sucesivas actualizaciones) y que se sustenta en la indicacin de la NTCSE que admite una variacin sbita de 1 Hz.

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

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

Los esquemas zonales del ERACMF deben activar sus etapas en forma gradual frente a magnitudes crecientes de prdida de generacin o, en el caso de formacin de sistemas aislados, de prdida de flujo importado.

El ERACMF no debe incurrir en sobrerechazos que eleven la frecuencia al punto de activar el EDAGSF. Asimismo, el EDAGSF no debe provocar desconexiones excesivas que hagan que la frecuencia descienda al nivel del umbral de la primera etapa del ERACMF.

Las tensiones en barras de 220 kV y 138 kV no deben exceder de 10% de sus valores nominales luego de la actuacin del ERACMF.

5.8.3 Esquema de Rechazo Automatico de Carga Por Mnima Frecuencia (ERACMF) del ao 2014.

ERACMF de la Zona 1 (rea Norte desde Guadalupe hasta Zorritos)

Nmero Porcentajede de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION

Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -0.75 0.152 6.0% 58.90 0.15 59.8 -0.75 0.153 16.0% 58.80 0.15 59.8 -0.75 0.154 10.0% 58.50 0.155 8.0% 58.30 0.156 6.0% 58.00 0.157 2,5% 59.10 30.0

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

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

RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA

ERACMF de la Zona 2 (rea Centro y subestaciones Chimbote 1, Trujillo Norte, Cajamarca y Kiman Ayllu)


Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -0.65 0.152 6.0% 58.90 0.15 59.8 -0.65 0.153 4.0% 58.80 0.15 59.8 -0.65 0.154 5.0% 58.70 0.15 59.8 -1.1 0.155 5.0% 58.60 0.156 8.0% 58.50 0.157 2,5% 59.10 30.0

(1) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el rel para medir la pendiente.(2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,1 Hz(3) Si el rel no permitiera ajustar la pendiente a -0.65 Hz/s, esta podr ser ajustada a -0.6 Hz/s


(4) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia de las cargas que se localizan aguas abajo del transformador 138/66 kV de la subestacin Huallanca y del transformador 10/66 kV de la subestacin Kiman Ayllu es 300 ms

ERACMF de la Zona 3 (rea Sureste)


Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -1.1 0.152 6.0% 58.90 0.15 59.8 -1.1 0.153 10.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.154 11.0% 58.70 0.155 9.0% 58.60 0.156 12.0% 57.50 0.157 2,5% 59.10 30.0


(1) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el rel para medir la pendiente.(2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,1 Hz(3) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s

ERACMF de la Zona 4 (rea Suroeste)


Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -1.1 0.152 6.0% 58.90 0.15 59.8 -1.1 0.153 12.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.154 12.0% 58.70 0.15 59.8 -1.5 0.155 12.0% 58.60 0.156 7.0% 58.00 0.157 2,5% 59.10 30.0

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


5.8.4 Esquema de Desconexin Automtica de Generacin por Sobre-frecuencia (EDAGSF) del ao 2014.

(Hz / s) (Hz) (s)

C.T. Aguayta TG1 (*) 61.0 0.0C.H. Callahuanca G4 61.3 2.0C.H. Cahua G2 (*) 61.3 3.0C.H. Chimay G1 61.5 1.5C.H. Chimay G2 61.5 12.0C.H. Restitucin G1 61.5 1.0C.H. Restitucin G2 61.5 1.0C.H. Yanango G1 61.5 10.0C.T. Santa Rosa TG8 61.8 2.0C.H. Machupicchu G2 (*) 3.00 60.5 0.4C.H. San Gabn II G1 1.19 61.0 0.3 62.5 0.3C.T. Pisco TG1 61.5 3.2C.T. Pisco TG2 61.5 3.2C.H. Platanal G1 (*) 62 1(*) Si el grupo indicado no estuviera despachado, pero en su lugar estuviera despachado un gruposemejante de la misma central, este ltimo debera tener implementados los ajustes del grupoespecificado.

CENTRAL UNIDADAJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL

(Hz) (s)En condicin AND

5.9 Limite por estabilidad de la frecuencia en el SEIN

Mostrar el estudio para la definicin del lmite de transmisin en la L.T. 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya para las condiciones operativas esperadas en el perodo de avenida del 2013, en horas de mayor probabilidad de descargas atmosfricas.

capitulo 5_2014

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