ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ANEXO N 7

Transcripción

1 Estudio de Coordinación de las Protecciones del Sistema Interconectado Nacional AECP-2014 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL AECP-2014 ANEXO N 7 Determinación de los Tiempos Críticos de Despeje de Fallas (CCT) Fecha Rev. Descripción Elaboró Revisó Aprobó Determinación de los Tiempos 20/09/04 00 Críticos de Despeje de Fallas (CCT) TRANSENER COES COES 15/07/ /06/14 02 Determinación de los Tiempos Críticos de Despeje de Fallas (CCT) del SEIN Determinación de los Tiempos Críticos de Despeje de Fallas (CCT) del SEIN EDPSAC COES COES CAC/JVZ COES COES Página 1 de 14

2 ÍNDICE 1. ANTECEDENTES Régimen dinámico y estabilidad Modos de oscilación 3 2. OBJETIVO 4 3. CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE LOS CCTs Metodología de evaluación de los CCT Escenarios de Simulación Herramienta de simulación Criterios 5 4. LISTA DE BARRAS Área Norte Área Centro Área Sur 8 5. RESULTADOS DEL CÁLCULO DE LOS CCTs Área Norte Área Centro Área Sur CONCLUSIONES 14 Referencias 14

3 1. ANTECEDENTES El incremento del número de instalaciones eléctricas en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) está asociado con la puesta en servicio de nueva generación, sistemas de transmisión, grandes cargas, grandes, entre otros. El operador del sistema (COES) debe operar el sistema preservando la seguridad, calidad y economía del suministro de energía. En condiciones de falla, se compromete la estabilidad del sistema cuyas variaciones de las tensiones, corrientes y frecuencias, puede activar la operación de los dispositivos de protección y la actuación de los esquemas de rechazo de carga. Distintos dispositivos de protección cumplen con el resguardo de los principales equipos del sistema ante el posible deterioro o pérdida de los mismos, provocados por las altas corrientes y sobrecargas luego de perturbaciones en el sistema (conexión o desconexión de generadores y/o cargas, condiciones de falla o cortocircuitos, entre otras) Régimen dinámico y estabilidad En régimen dinámico, las modificaciones en el sistema (nueva generación, cargas, cambio en la topología de la red eléctrica, entre otras) pueden provocar incrementos o disminución del amortiguamiento de las oscilaciones de los rotores de las máquinas síncronas. Ante una perturbación, se pueden comprometer la estabilidad transitoria y/o permanente del sistema. La estabilidad transitoria puede analizarse con técnicas en el dominio del tiempo, sin necesidad de técnicas en el dominio de la frecuencia, como es el caso de la determinaciòn de los modos de oscilación. El fenómeno de estabilidad está asociado a las oscilaciones del sistema que pueden ser amortiguadas por las cargas eléctricas y por los generadores del sistema, especialmente por los devanados de amortiguamiento de las máquinas. Actualmente se requiere mayor amortiguamiento en el sistema, que puede ser conseguido a través de los PSS instalados en los reguladores de tensión de los generadores. Otro factor a considerar es la variación de la velocidad del rotor de los generadores, que es determinada por el momento de inercia del rotor de las máquinas y los acoplamientos mecánicos conectados a ella (motor primo, carga, engranajes de reducción, etc.). Una máquina con alta inercia es menos inestable por perturbaciones de poca duración, comparado con una máquina de baja inercia Modos de oscilación Todo generador de un sistema de potencia tiene una frecuencia natural de oscilación. Esta frecuencia depende de la inercia del generador, la robustez del sistema de potencia en el punto de conexión y la potencia entregada por el generador. La frecuencia natural de un generador cambia cuando varìa la potencia del generador y la fortaleza del sistema de transmisión. Típicamente la frecuencia natural de un generador oscila entre 0.75 a 3 Hz. Luego de una perturbación, el sistema de potencia trata de reducir naturalmente la amplitud de las oscilaciones. Comúnmente, cuanta más alta es la frecuencia de oscilación, más positivo es el amortiguamiento que el sistema produce. Las

4 oscilaciones de alta frecuencia (mayores a 1 Hz) serán amortiguadas o reducidas más rápidamente que las oscilaciones de baja frecuencia (menores de 1 Hz). Las oscilaciones de baja frecuencia ocurren cuando generadores con alta inercia están operando con grandes ángulos de torque y están conectados con sistemas de transmisión débiles. Las oscilaciones de alta frecuencia ocurren cuando generadores con baja inercia están operando con bajos ángulos de torque y están conectados con sistemas de transmisión robustos. Un sistema de potencia está compuesto de muchos generadores y líneas de transmisión. Considerando los efectos de todos los elementos del sistema, el rango de frecuencia de las oscilaciones se extienden aproximadamente entre 0.05 a 3 Hz. Las frecuencias típicas de oscilación se dividen en cuatro (4) modos de oscilación: Modo interárea (0.05 a 0.5 Hz), Modo intraárea (0.4 a 1 Hz), Modo local (0.8 a 2 Hz), Modo intraplanta (1.5 a 3 Hz). En el análisis en el dominio del tiempo, los generadores que participan en los modos de oscilación no pueden ser identificados exactamente, pero las causas de las oscilaciones pueden ser investigadas. 2. OBJETIVO El objetivo del presente informe es determinar los Tiempos Críticos de Despeje de Falla o CCT (Critical Clearing Time) en todas las barras de 138 kv, 220 kv y 500 kv del SEIN, calculados con eventos de falla trifásica cuyos tiempos críticos se determinan con el tiempo del despeje de la falla. 3. CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE LOS CCTs 3.1. Metodología de evaluación de los CCT Falla Aplicada a las Barras Se han determinado los tiempos máximos de despeje de falla considerando la aplicación de una falla trifásica con 0 Ohm de resistencia de falla. Los tiempos críticos son calculados con el tiempo máximo del despeje de la falla trifásica de manera que ninguna máquina síncrona del SEIN pierda sincronismo. En los casos de los tiempos máximos prolongados, se estimó innecesario efectuar cálculos con falla aplicada por más de 1.0 s. Criterios de aceptación para el cálculo de los CCT Para definir el tiempo crítico de despeje de fallas se tomó el criterio del ángulo, que considera que una máquina pierde el sincronismo si su diferencia angular respecto a la máquina de referencia supera un valor determinado. En este estudio se adoptó una diferencia angular límite respecto a la máquina de referencia del sistema de 180 grados en valor absoluto.

5 3.2. Escenarios de Simulación En el presente informe se ha analizado el escenario de máxima demanda en Estiaje del año Se debe tomar en cuenta que los CCTs son dependientes de las condiciones operativas de las unidades Herramienta de simulación El cálculo de los CCTs se ha realizado utilizando un escrito de DPL (DigSilent Program Language) desarrollado específicamente para este propósito. El escrito DPL tiene las siguientes características: Calcula el CCT considerando una falla trifásica en cada barra. Permite graficar los ángulos rotóricos de las principales máquinas síncronas del SEIN. El criterio para definir el tiempo crítico se basa en la variable outofstep que permite al programa DigSilent determinar si la máquina pierde el sincronismo. Permite obtener los CCT para varias barras previamente seleccionadas Criterios La determinación de los CCTs se ha realizado con simulaciones transitorias (RMS) utilizando el programa DigSilent Power Factory. Se ha considerado los principales esquemas de protección por sobretensión y subtensión en algunas principales cargas del SEIN. El modelo incluye los controladores (reguladores de tensión, reguladores de velocidad y PSSs) en las principales màquinas del SEIN. El modelo incluye el Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mìnima Frecuencia (ERACMF) del año 2014.

6 4. LISTA DE BARRAS Las barras seleccionadas para determinar los CCTs son los siguientes: 4.1. Área Norte Barra - Zona NORTE Barra - Zona NORTE Barra - Zona NORTE Descripción Tensión (kv) Descripción Tensión (kv) Descripción Tensión (kv) B1 Chimbote 500 B17 Talara 220 B33 Llacuabamba 138 B2 La Niña 500 B18 Trujillo 220 B34 Motil 138 B3 Trujillo Norte 500 B19 Trujillo Norte 220 B35 Nepeña 138 B4 Cajamarca 220 B20 Zorritos 220 B36 Nueva Jaen 138 B5 Carhuaquero 220 B21 Alto Chicama 138 B37 Pias 138 B6 Cerro Corona 220 B22 Bayovar 138 B38 Pizarras 138 B7 Chiclayo Oeste 220 B23 Carhuaquero 138 B39 Porvenir 138 B8 Chimbote 220 B24 Casma 138 B40 Santa 138 B9 Cupisnique 220 B25 Chimbote 138 B41 Sihuas 138 B10 Guadalupe 220 B26 Chimbote B42 San Jacinto 138 B11 Kiman Ayllu 220 B27 Chimbote Norte 138 B43 Sanntiago de Cao 138 B12 La Niña 220 B28 Chimbote Sur 138 B44 Tayabamba 138 B13 La Quinua (Gold Mill) 220 B29 Cutervo 138 B45 Trapecio 138 B14 Piura Oeste 220 B30 Huallanca 138 B46 Trujillo Norte 138 B15 La Ramada 220 B31 Kiman Ayllu 138 B47 Trujillo Oeste 138 B16 Shahuindo 220 B32 La Niña 138 B48 Trujillo Sur 138

7 4.2. Área Centro Barra - Zona CENTRO Barra - Zona CENTRO Barra - Zona CENTRO Descripción Tensión (kv) Descripción Tensión (kv) Descripción Tensión (kv) B1 Carabayllo 500 B30 Huanza 220 B59 Yanango 220 B2 Chilca 500 B31 Huayucachi 220 B60 Yuncan 220 B3 Fenix 500 B32 Huinco 220 B61 Zapallal 220 B4 Olleros 500 B33 Huancavelica 220 B62 Aguaytia 138 B5 Poroma 500 B34 Ica 220 B63 Aucayacu 138 B6 Aceros Arequipa 220 B35 Independencia 220 B64 Bellavista 138 B7 Aguaytia 220 B36 Kallpa 220 B65 Cahua 138 B8 Antamina 220 B37 Las Flores 220 B66 Carhuamayo ISA 138 B9 Balnearios 220 B38 Marcona 220 B67 Carhuamayo SN Power 138 B10 Barsi 220 B39 Marcona Nueva 220 B68 Condorcocha 138 B11 Cajamarquilla 220 B40 Matucana 220 B69 Huanuco 138 B12 Callahuanca EDG 220 B41 Nueva Huaral 220 B70 Manantial 138 B13 Callahuanca REP 220 B42 Nueva Jicamarca 220 B71 Moyobamba 138 B14 Cantera 220 B43 Oroya Nueva 220 B72 Oroya Nueva 138 B15 Campo Armiño 220 B44 Pachacaca 220 B73 Oxapampa 138 B16 Chilca REP 220 B45 Paramonga Nueva 220 B74 Paramonga 138 B17 Chimay 220 B46 Paragsha II 220 B75 Paramonga Nueva 138 B18 Carhuamayo 220 B47 Pomacocha 220 B76 Paragsha 138 B19 Conococha 220 B48 Planicie 220 B77 Paragsha II 138 B20 Cotaruse 220 B49 Platanal 220 B78 Pucallpa 138 B21 Carabayllo 220 B50 Porvenir 220 B79 Tarapoto 138 B22 Chavarria 220 B51 Restitucion 220 B80 Tingo Maria 138 B23 Chilca Nueva 220 B52 Santa Rosa 220 B81 Tocache 138 B24 Chilca Uno 220 B53 San Juan 220 B82 Uchuchacua 139 B25 Chillon 220 B54 Tingo Maria 220 B83 Yaupi 140 B26 Desierto 220 B55 Toromocho 220 B84 Yaupi B 141 B27 Huacho 220 B56 Tres Hermanas 220 B85 Yuncan 142 B28 Hierro 220 B57 Ventanilla 220 B29 Huallanca Nueva 220 B58 Vizcarra 220

8 4.3. Área Sur Barra - Zona SUR Barra - Zona SUR Barra - Zona SUR Descripción Tensión (kv) Descripción Tensión (kv) Descripción Tensión (kv) B1 Montalvo 500 B19 Camana 138 B37 Puerto Maldonado 138 B2 Ocoña 500 B20 Chilina 138 B38 Puno 138 B3 Antapacay 220 B21 Combapata 138 B39 Push Back 138 B4 Cerro Verde 220 B22 Cerro verde 138 B40 Q. Honda 138 B4 Ilo B23 Dolorespata 138 B41 Quencoro 138 B5 Los Heroes 220 B24 Hidrometalurgica 138 B42 Reparticion 138 B6 Montalvo 220 B25 Ilo B43 Refineria 138 B7 Moquegua 220 B26 Ilo ELS 138 B44 Santuario 138 B8 Puno 220 B27 Jesus 138 B45 San Gaban 138 B9 Socabaya 220 B28 Juliaca 138 B46 Socabaya 138 B10 Tintaya 220 B29 Lixiviacion 138 B47 Solar Majes 138 B11 Abancay 138 B30 La Joya 138 B47 Solar Panamericana 138 B12 Ares 138 B31 Machupicchu 138 B48 Solar Reparticion 138 B13 Aricota 138 B32 Majes 138 B49 San Rafael 138 B14 Ayaviri 138 B32 Mazuco 138 B50 Tintaya 138 B15 Azangaro 138 B33 Mill Site 138 B51 Toquepala 138 B16 Botiflaca 138 B34 Mollendo 138 B52 Yura 138 B17 Cachimayo 138 B35 Moquegua 138 B18 Callali 138 B36 Parque Industrial 138

9 5. RESULTADOS DEL CÁLCULO DE LOS CCTs A continuación se muestra los resultados del cálculo de los CCT, para las zonas norte, centro y sur del SEIN Área Norte Barra de Análisis Tipo de CCT Escenario Descripción Tensión (kv) falla (s.) B1 Chimbote 500 kv 500 3F EstMax B2 La Niña 500 kv 500 3F EstMax B3 Trujillo Norte 500 kv 500 3F EstMax B4 Cajamarca 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B5 Carhuaquero 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B6 Cerro Corona 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B7 Chiclayo Oeste 220 kv 220 3F EstMax B8 Chimbote 220 kv 220 3F EstMax B9 Cupisnique 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B10 Guadalupe 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B11 Kiman Ayllu 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B12 La Niña 220 kv 220 3F EstMax B13 La Quinua (Gold Mill) 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B14 Piura Oeste 220 kv 220 3F EstMax B15 Ramada 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B16 Shahuindo 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B17 Talara 220 kv 220 3F EstMax B18 Trujillo 220 kv 220 3F EstMax B19 Trujillo Norte 220 kv 220 3F EstMax B20 Zorritos 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B21 Alto Chicama 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B22 Bayovar 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B23 Carhuaquero 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B24 Casma 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B25 Chimbote 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B26 Chimbote kv 138 3F EstMax >1.0 B27 Chimbote Norte 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B28 Chimbote Sur 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B29 Cutervo 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B30 Huallanca 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B31 Kiman Ayllu 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B32 La Niña 138 kv 138 3F EstMax >1.0

10 B33 Llacua 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B34 Motil 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B35 Nepeña 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B36 Nueva Jaen 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B37 Pias 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B38 Pizarras 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B39 Porvenir 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B40 Santa 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B41 Sihuas 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B42 San Jacinto 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B43 Santiago de Cao 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B44 Tayabamba 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B45 Trapecio 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B46 Trujillo Norte 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B47 Trujillo Oeste 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B48 Trujillo Sur 138 kv 138 3F EstMax > Área Centro Barra de Análisis Descripción Tensión (kv) Tipo de Escenario B1 Carabayllo 500 kv 500 3F EstMax >1.0 B2 Chilca 500 kv 500 3F EstMax B3 Fenix 500 kv 500 3F EstMax B4 Olleros 500 kv 500 3F EstMax B5 Poroma 500 kv 500 3F EstMax >1.0 B6 Aceros Arequipa 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B7 Aguaytia 220 kv 220 3F EstMax B8 Antamina 220 kv 220 3F EstMax B9 Balnearios 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B10 Barsi 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B11 Cajamarquilla 220 kv 220 3F EstMax B12 Callahuanca EDG 220 kv 220 3F EstMax B13 Callahuanca REP 220 kv 220 3F EstMax B14 Cantera 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B15 Campo Armiño 220 kv 220 3F EstMax B16 Chilca REP 220 kv 220 3F EstMax B17 Chimay 220 kv 220 3F EstMax B18 Carhuamayo 220 kv 220 3F EstMax B19 Conococha 220 kv 220 3F EstMax B20 Cotaruse 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B21 Carabayllo 220 kv 220 3F EstMax falla CCT (s.)

11 B22 Chavarria 220 kv 220 3F EstMax B23 Chilca Nueva 220 kv 220 3F EstMax B24 Chilca Uno 220 kv 220 3F EstMax B25 Chillon 220 kv 220 3F EstMax B26 Desierto 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B27 Huacho 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B28 Hierro 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B29 Huallanca Nueva 220 kv 220 3F EstMax B30 Huanza 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B31 Huayucachi 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B32 Huinco 220 kv 220 3F EstMax 0.25 B33 Huancavelica 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B34 Ica 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B35 Independencia 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B36 Kallpa 220 kv 220 3F EstMax 0.28 B37 Las Flores 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B38 Marcona 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B39 Marcona Nueva 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B40 Matucana 220 kv 220 3F EstMax B41 Nueva Huaral 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B42 Nueva Jicamarca 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B43 Oroya Nueva 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B44 Pachacaca 220 kv 220 3F EstMax B45 Paramonga Nueva 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B46 Paragsha II 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B47 Pomacocha 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B48 Planicie 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B49 Platanal 220 kv 220 3F EstMax B50 Porvenir 220 kv 220 3F EstMax B51 Restitucion 220 kv 220 3F EstMax 0.25 B52 Santa Rosa 220 kv 220 3F EstMax B53 San Juan 220 kv 220 3F EstMax B54 Tingo Maria 220 kv 220 3F EstMax 0.25 B55 Toromocho 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B56 Tres Hermanas 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B57 Ventanilla 220 kv 220 3F EstMax B58 Vizcarra 220 kv 220 3F EstMax B59 Yanango 220 kv 220 3F EstMax B60 Yuncan 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B61 Zapallal 220 kv 220 3F EstMax B62 Aguaytia 138 kv 138 3F EstMax B63 Aucayacu 138 kv 138 3F EstMax >1.0

12 B64 Bellavista 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B65 Cahua 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B66 Carhuamayo ISA 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B67 Carhuamayo SN Power 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B68 Condorcocha 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B69 Huanuco 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B70 Manantial 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B71 Moyobamba 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B72 Oroya Nueva 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B73 Oxapampa 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B74 Paramonga 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B75 Paramonga Nueva 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B76 Paragsha 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B77 Paragsha II 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B78 Pucallpa 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B79 Tarapoto 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B80 Tingo Maria 138 kv 138 3F EstMax B81 Tocache 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B82 Uchuchacua 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B83 Yaupi 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B84 Yaupi B 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B85 Yuncan 138 kv 138 3F EstMax > Área Sur Barra de Análisis Tipo de CCT Escenario Descripción Tensión (kv) falla (s.) B1 Montalvo 500 kv 500 3F EstMax B2 Ocoña 500 kv 500 3F EstMax B3 Antapacay 220 kv 220 3F EstMax B4 Cerro Verde 220 kv 220 3F EstMax B5 Ilo kv 220 3F EstMax B6 Los Heroes 220 kv 220 3F EstMax >1.0 B7 Montalvo 220 kv 220 3F EstMax 0.28 B8 Moquegua 220 kv 220 3F EstMax B9 Puno 220 kv 220 3F EstMax B10 Socabaya 220 kv 220 3F EstMax B11 Tintaya 220 kv 220 3F EstMax B12 Abancay 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B13 Ares 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B14 Aricota 138 kv 138 3F EstMax >1.0

13 B15 Ayaviri 138 kv 138 3F EstMax 0.25 B16 Azangaro 138 kv 138 3F EstMax B17 Botiflaca 138 kv 138 3F EstMax B18 Cachimayo 138 kv 138 3F EstMax B19 Callali 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B20 Camana 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B21 Chilina 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B22 Combapata 138 kv 138 3F EstMax B23 Cerro verde 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B24 Dolorespata 138 kv 138 3F EstMax B25 CYPR 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B26 Ilo kv 138 3F EstMax B27 Ilo kv 138 3F EstMax B28 Ilo ELS 138 kv 138 3F EstMax 0.28 B29 Jesus 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B30 Juliaca 138 kv 138 3F EstMax B31 Lixiviacion 138 kv 138 3F EstMax B32 La Joya 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B33 Machupicchu 138 kv 138 3F EstMax 0.31 B34 Majes 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B35 Mazuco 138 kv 138 3F EstMax B36 Mill Site 138 kv 138 3F EstMax B37 Mollendo 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B38 Moquegua 138 kv 138 3F EstMax 0.25 B39 Parque Industrial 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B40 Puerto Maldonado 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B41 Puno 138 kv 138 3F EstMax B42 Push Back 138 kv 138 3F EstMax B43 Q. Honda 138 kv 138 3F EstMax B44 Quencoro 138 kv 138 3F EstMax B45 Reparticion 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B46 Refineria 138 kv 138 3F EstMax 0.28 B47 Santuario 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B48 San Gaban 138 kv 138 3F EstMax B49 Socabaya 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B50 Solar Majes 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B51 Solar Panamericana 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B52 Solar Reparticion 138 kv 138 3F EstMax >1.0 B53 San Rafael 138 kv 138 3F EstMax B54 Tintaya 138 kv 138 3F EstMax B55 Toquepala 138 kv 138 3F EstMax B56 Yura 138 kv 138 3F EstMax >1.0

14 6. CONCLUSIONES Se ha determinado los Tiempos Críticos de Despeje de Falla en todas las barras de 138 kv, 220 kv y 500 kv del SEIN. Se han determinado los tiempos máximos de despeje de falla de cada barra considerando la aplicación de una falla trifásica con 0 Ohm de resistencia de falla. Los tiempos críticos son calculados con el tiempo máximo del despeje de la falla trifásica de manera que ninguna máquina síncrona del SEIN pierda sincronismo. Se estimó innecesario efectuar cálculos con falla aplicada por más de 1.0 s Se ha analizado el escenario de máxima demanda en Estiaje del año El cálculo de los los Tiempos Críticos fue realizado utilizando un escrito DPL (DigSilent Program Language) desarrollado específicamente para este propósito. Los resultados de los Tiempos Críticos de Despeje de Falla en todas las barras de 138 kv, 220 kv y 500 kv del SEIN se muestran en las tablas incluidas en el Item 5. Referencias 1. TRANSENER/CESI, Determinación de los Tiempos Críticos de Despeje de Fallas (CCT), Anexo 8 Actualización del Estudio de Coordinación de las Protecciones del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, elaborado para el COES-SINAC, CESI, Estudio de Estabilidad Permanente del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de Perú, elaborado para el COES-SINAC, IEEE Std , IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis (The IEEE Brown Book), J. Bucciero and M. Terbrueggen, Interconnected Power System Dynamics Tutorial, Electric Power Research Institute (EPRI), Palo Alto, CA, Final Report TR R1, Jan