Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN Año 2011 INFORME FINAL ÍNDICE

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2 ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN EVALUACIÓN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES Esquemas de rechazo de carga/generación vigentes Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) ERACMF vigente de la Zona Norte ERACMF vigente de la Zona Centro ERACMF vigente de la Zona Sur Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) vigente Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) vigente Actuación de los esquemas vigentes en el periodo setiembre 2009 agosto Eventos en que se activó el ERACMF Colapso del Área Sur del SEIN en el evento ocurrido a las 14:44 del Eventos en que se activó el EDAGSF Eventos en que se activó el ERACMT CRITERIOS Y PREMISAS DEL ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA / GENERACIÓN DEL SEIN AÑO Criterios para el diseño del ERACMF y del EDAGSF vigentes Criterios para el diseño del ERACMT REVISIÓN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO ERACMF de la Zona Sur del SEIN ERACMF de la Zona Norte del SEIN ERACMF de la Zona Centro del SEIN DEFINICIÓN DE LAS ZONAS DEL SEIN MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANÁLISIS Modelo del SEIN Escenarios de análisis DEFINICIÓN DE LOS ESQUEMAS ERACMF DE LA ZONA 3 (ÁREA SUR) Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el ERACMF vigente en el Área Sur de 104

3 8.1.1 Escenario de máxima demanda en la avenida del año Escenario de media demanda en la avenida del año Escenario de mínima demanda en la avenida del año Escenario de máxima demanda en el estiaje del año Escenario de media demanda en el estiaje del año Escenario de mínima demanda en el estiaje del año Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el esquema propuesto Escenario de máxima demanda en la avenida del año Escenario de media demanda en la avenida del año Escenario de mínima demanda en la avenida del año Escenario de máxima demanda en el estiaje del año Escenario de media demanda en el estiaje del año Escenario de mínima demanda en el estiaje del año ERACMF DE LA ZONA 1 (Área Norte desde Trujillo hasta Zorritos) Desconexión por falla del enlace Chimbote-Trujillo con el ERACMF vigente en la Zona Norte Escenario de máxima demanda en la avenida del año Escenario de media demanda en la avenida del año Escenario de mínima demanda en la avenida del año Desconexión por falla del enlace Chimbote-Trujillo con el ERACMF propuesto en la Zona Escenario de máxima demanda en la avenida del año Escenario de media demanda en la avenida del año Escenario de mínima demanda en la avenida del año Desconexión por falla del enlace Chiclayo La Niña con el ERACMF propuesto en la Zona Escenario de máxima demanda en la avenida del año Escenario de media demanda en la avenida del año Escenario de mínima demanda en la avenida del año Desconexión por falla del enlace La Niña - Piura Oeste con el ERACMF propuesto en la Zona Escenario de máxima demanda en la avenida del año Escenario de media demanda en la avenida del año Escenario de mínima demanda en la avenida del año Escenario de media demanda en la avenida del año Figura 9.12 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de máxima demanda en el estiaje del año Escenario de media demanda en el estiaje del año Figura 9.14 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Desconexión por falla del enlace Trujillo Norte - Guadalupe con el ERACMF propuesto en la Zona Escenario de media demanda en el estiaje del año Figura 9.15 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) de 104

4 10. ERACMF DE LA ZONA 2 (Área Centro y subestación chimbote) Desconexión de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP, con el ERACMF vigente en el Área Centro Escenario de máxima demanda en el estiaje del año Escenario de media demanda en el estiaje del año Escenario de mínima demanda en el estiaje del año Desconexión de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP, con el ERACMF propuesto en la Zona Escenario de máxima demanda en el estiaje del año Escenario de media demanda en el estiaje del año Escenario de mínima demanda en el estiaje del año ERACMF DEL SEIN DESCONEXIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN EDAGSF DEL SEIN Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el EDAGSF vigente Escenario de máxima demanda de la avenida del año Escenario de media demanda de la avenida del año Escenario de mínima demanda de la avenida del año Escenario de máxima demanda del estiaje del año Escenario de media demanda del estiaje del año Escenario de mínima demanda del estiaje del año Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el EDAGSF propuesto Escenario de máxima demanda de la avenida del año Escenario de media demanda de la avenida del año Escenario de mínima demanda de la avenida del año Escenario de máxima demanda del estiaje del año Escenario de media demanda del estiaje del año Escenario de mínima demanda del estiaje del año ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA Y GENERACIÓN PROPUESTOS PARA EL AÑO Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) ERACMF de la Zona 1 (Área Norte desde Trujillo hasta Zorritos) ERACMF de la Zona 2 (Área Centro y subestación Chimbote 1) ERACMF de la Zona 3 (Área Sur) Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) OBSERVACIONES Y RECOMENDACIONES COMPLEMENTARIAS...85 ANEXO I - LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES AL INFORME PRELIMINAR de 104

5 I.1 OBSERVACIONES DE EDEGEL...86 I.2 OBSERVACIONES DE ENERSUR...87 I.3 OBSERVACIONES DE ANTAMINA...90 I.4 OBSERVACIONES DE SOUTHERN (CORREO)...91 I.5 OBSERVACIONES DE GMP (CORREO)...92 ANEXO II - ZONAS DEL SEIN...93 ANEXO III - AJUSTES DE FRECUENCIA DE PROTECCIONES PROPIAS DE UNIDADES DE GENERACIÓN DEL SEIN...95 ANEXO IV - INSTALACIONES FUTURAS...97 ANEXO V AMPLIACIONES DE CARGA DE USUARIOS LIBRES...99 ANEXO VI - DESPACHOS DE GENERACIÓN ANEXO VII - PROTECCIONES PROPIAS DE GRANDES CLIENTES ANEXO VIII - REFERENCIAS de 104

6 1. INTRODUCCIÓN De acuerdo a la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTR), la Dirección de Operaciones del COES-SINAC (DOCOES) debe elaborar anualmente un estudio para establecer los esquemas de rechazo automático de carga para prever situaciones de inestabilidad. Asimismo, debe proponer un esquema de rechazo automático de generación por sobrefrecuencia. El presente informe se presenta para dar cumplimiento al Procedimiento para supervisar la implementación y actuación de los esquemas de rechazo automático de carga y generación, en adelante el Procedimiento, que textualmente indica lo siguiente: El Informe Final del Estudio de RACG y las especificaciones de los esquemas de Rechazo de carga/generación serán aprobados por el COES-SINAC hasta el 30 de setiembre de cada año, y serán remitidos a las empresas integrantes del SEIN con copia al OSINERGMIN hasta la referida fecha, adjuntando los respectivos documentos de levantamiento de observaciones y la distribución de las magnitudes de Rechazos de Carga totales por etapa a rechazar por cada Cliente 6 de 104

7 2. EVALUACIÓN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES 2.1 Esquemas de rechazo de carga/generación vigentes Las especificaciones técnicas de los esquemas de rechazo de carga/generación vigentes fueron determinadas en el estudio de rechazo automático de carga/generación del año 2010 [1] y son: Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) ERACMF vigente de la Zona Norte Número Porcentaje RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s) 1 5,2% 59,00 0,15 59,8-0,75 0,30 2 7,8% 58,90 0,15 59,8-0,75 0,30 3 4,0% 58,80 0,15 59,8-0,75 0, ,0% 58,70 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada 5 8,0% 58,60 0,15 no incluye el tiempo requerido por cada relé Reposición 2,5% (2) 59,10 30,0 para la medición de la derivada de la frecuencia (2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz ERACMF vigente de la Zona Centro Número Porcentaje RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s) 1 5,2% 59,00 0,15 59,8-0,65 0,15 2 7,8% 58,90 0,15 59,8-0,65 0,15 3 4,0% 58,80 0,15 59,8-0,65 0,15 4 5,0% 58,70 0,15 59,8-1,1 0,15 5 5,0% 58,60 0, ,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada Reposición 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé (2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz ERACMF vigente de la Zona Sur Número Porcentaje RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s) 1 5,2% 59,00 0,15 59,8-1,1 0,15 2 7,8% 58,90 0,15 59,8-1,1 0,15 3 4,0% 58,80 0,15 59,8-1,1 0, ,0% 58,70 0,15 59,8-1,5 0, ,0% 58,60 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada Reposición 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé (2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz (3) En la Zona Sur, la temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s 7 de 104

8 2.1.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) vigente AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL CENTRAL UNIDAD (Hz / s) (Hz) (s) (Hz) (s) En condición AND C.T. Aguaytía TG1 61,0 0,0 C.H. Carhuaquero G3 1,20 60,5 0,5 61,0 15,0 C.H. Callahuanca G4 61,3 2,0 C.H. Cahua G2 61,3 3,0 C.T. Tumbes MAK1 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0 C.T. Tumbes MAK2 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0 C.H. Chimay G1 61,5 1,5 C.H. Chimay G2 61,5 3,0 C.H. Gallito Ciego G1 61,5 15,0 T.G. Piura TG 61,7 0,2 C.T. Malacas TG1 2,00 60,2 0,4 61,7 0,3 C.T. Malacas TG2 2,00 60,2 0,6 61,7 0,3 C.H. Cañón del Pato G2 1,10 60,2 0,5 61,9 0,3 C.H. Machupicchu G2 3,00 60,5 0,4 C.H. Gallito Ciego G2 62,3 0,3 C.H. San Gabán II G2 1,19 61,0 0,3 62,5 0, Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) vigente SUBESTACION RECHAZO (*) (MW) UMBRAL (**) (kv) AJUSTES TEMPORIZACION (s) Balnearios (LDS) 81,6 184,8 10,0 San Juan (LDS) 49,6 184,8 12,0 Chavarría (EDN) 69,5 184,0 10,0 67,5 186,0 20,0 (*) Aguas abajo de la subestación (**) Medición en barras de 220 kv 8 de 104

9 2.2 Actuación de los esquemas vigentes en el periodo setiembre 2009 agosto 2010 En cumplimiento del numeral 6.4 del Procedimiento, en los dos últimos años el COES ha venido evaluando la actuación de los esquemas vigentes en cada evento que los ha activado. El resultado de dichas evaluaciones ha sido informado al OSINERGMIN en los informes técnicos correspondientes. En el Informe del Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN Año 2010, se presentó un resumen de los eventos en que se activaron estos esquemas en el periodo Enero - Agosto Corresponde, en el presente Estudio, hacer lo propio para el periodo Setiembre 2009 Agosto 2010, en que se han registrado 32 actuaciones del ERACMF y 9 del EDAGSF. Mayores detalles de estos eventos pueden ser encontrados en los Informes de Evaluación del ERACMF/EDAGSF o en los Informes de Análisis de Eventos Eventos en que se activó el ERACMF En las tablas 2.1 y 2.2, se presenta la relación de eventos en que se produjeron actuaciones ERACMF. Tabla 2.1 Eventos que activaron el ERACMF en el periodo Fecha de ocurrencia 21/09/2009 (10:34 h) 22/09/2009 (16:22 h) 23/09/2009 (14:38 h) Evento Desconexión de la unidad TG1 de la CT Kallpa. Desconexión de las unidades TG1 y TG2 de la CT Chilca. Desconexión L-2053, L2052 y L2051 de 220 KV Descripción Desconectó la unidad TG1 de la C.T. Kallpa con 179 MW, por actuación indebida de la protección de turbina por falla del instrumento de vibración en el cojinete del generador activando el disparo automático de la unidad térmica. Salieron de servicio las unidades turbogases TG1 y TG2 de la CT. Chilca con 168 MW y 169 MW respectivamente, por la actuación de la protección de muy baja presión de gas de ingreso a la central, debido al cierre intempestivo de la válvula de emergencia de ingreso de gas. Salió de servicio la línea L-2053 (Cotaruse Socabaya) por actuación de la protección diferencial de línea, debido a una inadecuada conexión del sistema de comunicación de los reles de protección en la S.E. Socabaya, durante el mantenimiento de la línea paralela L A continuación, desconectaron las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro Cotaruse). Frecuencia mínima alcanzada (Hz) Última etapa activada Desconexión atribuible al ERACMF (MW) 59,02 Etapa ,82 Etapa 2 278,66 58,64 Etapa 4 120,88 9 de 104

10 Fecha de ocurrencia 22/10/2009 (16:09 h) 31/10/ /11/2009 (16:18 h) 23/11/2009 (14:54 h) 12/12/2009 (07:39 h) 12/12/2009 (12:26 h) Evento Desconexión de líneas L-2051 y L2052 de 220 KV. Desconexión de la CT Ventanilla Desconexión de la CT Ventanilla Desconexión de la unidad TG3 de la CT Ventanilla Desconexión de alimentador perteneciente al ERACMF en sistema aislado Piura Centro. Desconexión de la línea L-2236 (Guadalupe-Chiclayo) Descripción Se produjo recierre no exitoso en la línea L-2052 (Mantaro - Cotaruse), debido a una falla monofásica en la fase "T" originado por probable descarga atmosférica; asimismo desconectó la línea L-2051 por actuación de su protección de sobretensión en el lado de la S.E. Cotaruse y envío de teledisparo hacia la S.E. Mantaro. Primer evento (19:58 h): Desconectó la unidad TV de la C.T. Ventanilla con 171,64 MW, debido a disparo automático por la protección de alta vibración en el cojinete (Nº 4) del generador. Segundo evento (20:04 h): Desconectó la unidad TG3 de la CT Ventanilla con 143,71 MW por actuación de las válvulas de seguridad de los calderos debido a la indisponibilidad de condensador. Tercer evento (20:05 h): Desconectó la unidad TG4 de la CT Ventanilla con 134,00 MW por la misma razón que desconecto la unidad TG3. Desconectó la central térmica de Ventanilla (unidades TG3, TG4 y TV) con 468 MW, por actuación de su protección de bajo nivel en el domo de alta presión (HP) de los calderos correspondientes a las unidades TG3 y TG4, originado por falla en la bomba de extracción de condensado N 3 de la unidad TV. Desconectó la unidad TG3 del ciclo combinado de la CT Ventanilla con 150 MW, por falsa actuación del sistema contra incendio. Asimismo, desconectó la línea L-2280 (Zorritos- Machala), por activación de ajuste de mínima frecuencia del relé de sincronismo. Durante la operación aislada de las centrales Piura 1 y Piura 2 de la subestación Piura Centro, debida al mantenimiento correctivo de la barra de 60 kv de la subestación Piura Oeste, desconectó el alimentador A1006, de la empresa ENOSA. Desconectó la línea L-2236 por falla bifásica cuando inyectaba 62 MW en Chiclayo. Como consecuencia, se formó el sistema aislado Chiclayo-Zorritos- Machala. Seguidamente, desconectaron las centrales Chiclayo Oeste y Caña Brava con 2,3 MW y 4,17 MW. Frecuencia mínima alcanzada (Hz) Última etapa activada Desconexión atribuible al ERACMF (MW) 58,797 Etapa 3 52,46 59 Etapa 1 135,22 58,99 Etapa 1 43,48 58,92 Etapa 2 162,34 58,903 Etapa 2 321,33 59,02 Etapa 1 6,22 Los relés actuaron inadecuadamente. 58,59 Etapa 4 48,36 10 de 104

11 Tabla 2.2 Eventos que activaron el ERACMF en el periodo Fecha de ocurrencia Evento Descripción Frecuencia mínima alcanzada (Hz) Última etapa activada Desconexión atribuible al ERACMF (MW) 14/01/2010 (14:44 h) Colapso por frecuencia del área sur del SEIN Desconectaron las líneas L-2053 y L-2054 (Cotaruse Socabaya) de 220 kv por fallas trifásica y monofásica simultáneas, ocasionadas por descargas atmosféricas, provocando la separación de los sistemas centro-norte y sur. Aproximadamente 1,3 segundos después de ocurrida la falla y cuando la frecuencia se encontraba en 58,45 Hz desconectó el grupo G2 de la C.H. San Gabán II por actuación de su protección falla interruptor. Esta desconexión agravó el déficit de generación en el área sur y produjo el colapso por frecuencia. Colapso Etapa 5 207,83 16/01/2010 (19:06 h) Desconexión de la línea L-2052 (Mantaro Cotaruse) En circunstancias en que la línea L-2051 se encontraba fuera de servicio, desconectó la línea L-2052 de 220 kv por falla monofásica ocasionada por una descarga atmosférica, provocando la separación de los sistemas centro-norte y sur. 58,58 Etapa 5 194,17 24/01/2010 (14:18 h) Actuación del ERACMF en el sistema aislado Pucallpa En circunstancias en que la central Yarinacocha operaba en sistema aislado con la carga de la S.E. Pucallpa por mantenimiento de la línea L-1125 (Aguaytía - Pucallpa), se desconectó manualmente la unidad Wart1 con 5,0 MW, por rotura de tubería de combustible 57,73 Etapa 5 2,4 04/02/2010 (14:24 h) Desconexión de las líneas L-2053 y L-2054 (Cotaruse Socabaya) Desconectaron las líneas L-2053 y L-2054 de 220 kv por fallas bifásicas simultáneas en las fases RT originadas por descargas atmosféricas. Como consecuencia provocó la pérdida de la interconexión Mantaro Socabaya de 220 kv. 57,852 Etapa 5 208,41 08/02/2010 (08:06 h) Desconexión de alimentadores de ENOSA por derivada de frecuencia Luego de transferir la carga de la provincia ecuatoriana de El Oro al SEIN, con un total de 61 MW, se produjo la actuación del ERACMF por derivada de frecuencia en las subestaciones Tierra Colorada, La Unión y Coscomba de ENOSA, con lo cual se interrumpió 9,2 MW. Los relés actuaron inadecuadamente. 10/02/2010 (19:23) Desconexión de las líneas L-1103, L-1104 y L-1105 (Chimbote 1 - Huallanca) Desconectó la línea L-1103 de 138 kv por falla bifásica(rs) a tierra, posteriormente desconectaron los 6 grupos de la central hidroeléctrica Cañón del Pato al presentarse problemas en los servicios auxiliares, con 252,8 MW. 58,97 Etapa 1 147,89 11 de 104

12 Fecha de ocurrencia Evento Descripción Frecuencia mínima alcanzada (Hz) Última etapa activada Desconexión atribuible al ERACMF (MW) 28/02/2010 Desconexión de las líneas L-2234(Trujillo Norte Guadalupe), en la SE. Guadalupe. Primer Evento (08:31 h): En la SE. Guadalupe, debido a error de maniobra el CC-REP abrió el interruptor IN-2178 de la línea L de 220kV. Como consecuencia las subestaciones Guadalupe y Chiclayo Oeste quedaron en sistema aislado, la L (Chiclayo Oeste Piura Oeste) se encontraba fuera de servicio por mantenimiento programado. Segundo Evento (8:35 h): Cae la frecuencia como consecuencia de los problemas de regulación en el sistema aislado. 58,7 Etapa 4 11,6 58,9 Etapa 1 0,5 Tercer Evento ( 8:39h): Cae la frecuencia como consecuencia de los problemas de regulación en el sistema aislado. 58,7 Etapa 4 2,47 22/03/2010 (11:29) Desconexión de las líneas L- 2240(Chiclayo Oeste - Carhuaquero) de 220kV. Desconectó la línea L-2240 en la S.E. Carhuaquero por falla en la fase S originado por acercamiento de árbol hacia la línea. La línea quedó energizada desde la SE Chiclayo Oeste. Los relés actuaron inadecuadamente. 02/04/2010 (08:57) Desconexión de la línea L-2248 (Piura Oeste Talara) de 220 kv. En la SE Piura Oeste, abrió el interruptor IN-2330 la línea L-2248 por la actuación de su protección 67N en comparación direccional. Simultáneamente desconecto la línea L-6658 por actuación de su protección distancia en zona 1 debido a una falla en la fase A de la línea. En la SE. Zorritos, luego de aproximadamente 1.4 segundos desconectó la línea L por actuación de la función de mínima frecuencia. sin dato Etapa 5 2,674 20/04/2010 (06:32) Desconexión TG1 Las Flores Desconectó la unidad TG1 de la CT Las Flores con MW por baja presión de gas, al cerrarse la válvula principal de inyección de gas (ESDV) debido a falla en el interruptor diferencial del tablero de control de la estación (ERM). 58,976 Etapa 1 99,197 20/04/2010 (19:09) Apertura del IN-2528 de la línea L-2238 (Laguna La Niña Chiclayo Oeste) de 220 kv. En la SE La Niña, abrió el interruptor IN-2628 de la línea L de 220 kv por recepción de DDT (disparo directo transferido), según información REP. Como consecuencia, desconectó la línea L-2280 (Zorritos-Machala) de 220 kv por actuación de su protección de mínima frecuencia. 58,44 Etapa 5 27,42 12 de 104

13 Fecha de ocurrencia Evento Descripción Frecuencia mínima alcanzada (Hz) Última etapa activada Desconexión atribuible al ERACMF (MW) 24/04/2010 (11:43) Banco de transformadores de 220/50 kv de la SE Oroya Nueva Desconectó el Banco de Transformadores de 220/50 kv de la SE Oroya Nueva por incendio del transformador monofásico de la fase "S" cuya causa se investiga. Asimismo, abrió la línea L-6504 (Malpaso - Oroya Nueva) de 50 kv en la SE Malpaso. Los relés actuaron inadecuadamente. 30/04/2010 (06:31) 08/05/2010 (07:38) 16/05/2010 (12:44) Desconexión de la línea L-2238 (Chiclayo Oeste La Niña) de 220 kv. Desconexión de las líneas L-1104 y L (Chimbote Huallanca) de 138kV. Desconexión de la línea L-1001 (Machupicchu - Cachimayo) de 138kV. Desconectó la línea L-2238 de 220 kv en la S.E. Chiclayo Oeste debido a una falla no esclarecida por REP. Como consecuencia, el área La Niña Piura Oeste Talara Zorritos Machala quedó operando en sistema aislado con subgeneración. Posteriormente, se produjo la desconexión de la unidad TGN4 de la C.T. Malacas lo que llevo al colapso por frecuencia. Desconectó la línea de transmisión L-1104, por falla bifásica de las fases S-T originado por probable descarga atmosférica. Luego de 13 segundos, desconectó la línea L en la S.E. Chimbote 1 por sobrecarga (177MW). Cabe mencionar que la línea L-1105 se encontraba fuera de servicio por mantenimiento programado. Desconectó en ambos extremos la línea L-1001 por actuación de su sistema de protección debido a una falla monofásica en la fase B originada por descarga atmosféricas. Colapso Etapa 5 38,26 58,995 Etapa 1 86,15 Los relés actuaron inadecuadamente. 11/06/2010 (06:07) Desconexión de los grupos G3 y G1 de la C.H. Huinco. Desconectaron las unidades G3 con 53.76MW y G1 con MW de la C. H. Huinco debido a falla en el transformador T-6 de servicios auxiliares originado por causa no esclarecida por Edegel. 59,006 Etapa 1 32,40 11/06/2010 (09:07) 11/06/2010 (10:10) Desconexión de la línea L-2234 (Trujillo Norte Guadalupe) de 220 kv. Desconexión de la unidad TG2 de la C. T. Kallpa. Abrió el interruptor IN-2178 de la celda CL-2234 de 220 kv en la S. E. Guadalupe por recepción de la señal de disparo directo transferido (DTT) durante trabajos de mantenimiento de la teleprotección en la línea L-2234 en la S. E. Trujillo Norte, la línea quedó energizada desde la S.E. Trujillo Norte. Desconectó la unidad TG2 de la CT Kallpa con 193 MW por actuación de su protección contraincendio accionada por error humano. 58,63 Etapa 4 65,531 58,992 Etapa 1 99, de 104

14 Fecha de ocurrencia Evento Descripción Frecuencia mínima alcanzada (Hz) Última etapa activada Desconexión atribuible al ERACMF (MW) 01/07/2010 (09:29) Apertura del interruptor IN-2238 de la línea L-2239 (La Niña Piura Oeste) de 220kV S.E. Piura. Desconectó la línea L-2239 por filtración de agua en la caja de accionamiento del polo de la fase R del interruptor IN-2238 de la celda de la S.E. Piura Oeste, durante trabajos de lavado en caliente de su celda. Según lo manifestado por la empresa REP. Como consecuencia, quedaron en sistema aislado las SS.EE. Piura Oeste, Talara y Zorritos. sin dato Etapa 3 10,96 04/07/2010 (06:45) Apertura del IN-2186 de la L-2236 (Chiclayo Oeste Guadalupe) de 220kV en la S.E. Chiclayo Oeste. CC-REP abrió el interruptor IN de la celda CL-2236 de 220 kv en la S.E. Chiclayo Oeste, cuando se realizaba maniobras para la desconexión de la línea L (Chiclayo Oeste - La Niña) de 220 kv por mantenimiento programado. Como consecuencia, la C.H. Carhuaquero quedó en sistema aislado con la S.E. Chiclayo Oeste. sin dato Etapa 3 8,48 18/07/2010 (09:39) Desconexión de la línea L-2236 (Guadalupe Chiclayo Oeste) de 220kV. Desconectó la línea L-2236, debido a la ruptura de un aislador polimérico de la fase R, según lo informado por REP. Asimismo, se produjo la desconexión de todas las unidades de generación del sistema aislado Chiclayo Oeste Zorritos, con lo cual se produjo el colapso de dicho sistema. Colapso Etapa 5 65,065 31/07/2010 (06:01) Desconexión de la Unidad TG1 de la CT Chilca Uno Desconectó la unidad TG1 de la C.T. Chilca con 173,5 MW por actuación de su protección de alta concentración de gas natural originado por una falsa señal del detector de fuga de gas, según información de Enersur. Los relés actuaron inadecuadamente. 05/08/2010 (14:34) Desconexión de la Unidad TG2 de la CT Chilca Uno Desconectó la unidad TG2 de la C.T. Chilca Uno con 160 MW por falsa señal de pérdida de flama, según la información de Enersur. 59,004 Etapa 1 21, Colapso del Área Sur del SEIN en el evento ocurrido a las 14:44 del En aquel evento, se interrumpió un flujo de 290 MW, medidos en Cotaruse, equivalentes aproximadamente a 300 MW enviados desde la subestación Campo Armiño. Aproximadamente 1,3 segundos después de ocurrida esa falla y cuando la frecuencia se encontraba en 58,45 Hz desconectó indebidamente el grupo 2 de la C.H. San Gabán II con 56,26 MW, por razones ajenas a la frecuencia. Esta última desconexión agravó el déficit de generación en el Área Sur del SEIN, haciendo que la frecuencia descienda al punto de provocar la desconexión de las demás unidades de generación de dicha área, por actuación de sus protecciones propias de mínima frecuencia. 14 de 104

15 A la conclusión anterior, se llegó con un análisis basado en simulaciones que reprodujeron aquel evento, plasmado en el informe SIMULACIONES DE ANÁLISIS DEL COLAPSO POR FRECUENCIA DEL ÁREA SUR DEL SEIN OCURRIDO EL En dicho informe, se concluyó que si, tras haberse producido la separación de los sistemas centro-norte y sur, el grupo 2 de la CH San Gabán no hubiese desconectado, el ERACMF hubiese evitado el colapso, inclusive con un grado de implementación del 90%. Por el contrario, el ERACMF de la zona sur del SEIN, aún implementado en un 100%, no podía evitar el colapso por frecuencia, producto de la pérdida de la interconexión y de la desconexión del grupo 2 de la CH San Gabán (56,26 MW). Se debe mencionar que el ERACMF vigente en el Área Sur ha sido dimensionado para una pérdida de 280 MW (en Campo Armiño), que es el límite de transmisión vigente en dicha línea. En otro evento de pérdida de la interconexión, ocurrido a las 14:24 del con condiciones de demanda en el Área Sur del SEIN y de flujo transmitido por la interconexión Centro-Sur, muy parecidos al evento del colapso, el ERACMF actuó y la frecuencia se recuperó. En este evento, a diferencia del evento del colapso, no hubo una desconexión adicional de algún grupo de generación. El evento del corroboró el análisis efectuado respecto del evento del y demostró que el ERACMF de la Zona Sur fue dimensionado adecuadamente. 15 de 104

16 2.2.3 Eventos en que se activó el EDAGSF En las tablas 2.3 y 2.4, se presenta la relación de eventos en que se produjeron actuaciones ERACMF. Tabla 2.3 Eventos que activaron el EDAGSF en el periodo Fecha de ocurrencia Evento Descripción Frecuencia máxima a causa del evento (Hz) Unidades desconectadas por actuación del EDAGSF 20/11/2009 (23:55 h) Desconexión de las líneas L-1001 (Machupicchu Cachimayo), L-1002 (Machupicchu Quencoro) y L-1005 (Quencoro-Tintaya) Se produjo una falla trifásica en la línea L originada por descarga atmosférica. Producto de la falla, desconectó la línea L-1001 solo en la S.E. Machupicchu. Asimismo, durante la falla se presentaron oscilaciones de potencia, desconectando las líneas L-1002 y L Como consecuencia, se formó el sistema aislado Machupicchu con sobrefrecuencia. Colapso G2 de CH Macchupicchu 25/12/2009 (07:57) Desconexión de las líneas L-1010 (San Gabán Azángaro) y L-1013 (San Gabán San Rafael) Se produjo una falla bifásica, fases S-T en la línea L-1010 originada por descarga atmosférica según lo informado por la empresa SAN GABÁN. Seguidamente desconectaron los polos S y T del interruptor de la línea L-1013 (San Gabán II San Rafael) en el lado San Gabán II, mientras que en el lado de San Rafael se produjo un recierre no exitoso de la fase R. Colapso G2 de CH San Gabán Tabla 2.4 Eventos que activaron el EDAGSF en el periodo Fecha de ocurrencia Evento Descripción Frecuencia máxima a causa del evento (Hz) Unidades desconectada s por actuación del EDAGSF 14/01/2010 (14:44 h) Colapso por frecuencia del área sur del SEIN Desconectaron las líneas L-2053 y L (Cotaruse Socabaya) de 220 kv por fallas trifásica y monofásica simultáneas, ocasionadas por descargas atmosféricas, provocando la separación de los sistemas centro-norte y sur. 61,24 TG1 de CT Aguaytía 16/01/2010 (19:06 h) Desconexión de la línea L-2052 En circunstancias en que la línea L-2051 se encontraba fuera de servicio, desconectó la línea L-2052 (Mantaro Cotaruse) de 220 kv por falla monofásica ocasionada por una descarga atmosférica, provocando la separación de los sistemas centro-norte y sur. 61,02 TG1 de CT Aguaytía 16 de 104

17 Fecha de ocurrencia Evento Descripción Frecuencia máxima a causa del evento (Hz) Unidades desconectada s por actuación del EDAGSF 04/02/2010 (14:25 h) Desconexión de las líneas L-2053 y L-2054 (Cotaruse Socabaya) Desconectaron las líneas L-2053 y L de 220 kv por fallas bifásicas simultáneas en las fases RT originadas por descargas atmosféricas. Como consecuencia provocó la pérdida de la interconexión Mantaro Socabaya de 220 kv, que interconecta el SICN con el SIS. El flujo antes del evento fue de 290 MW medido en la SE. Cotaruse. 61,25 TG1 de CT Aguaytía (40 MW) 15/02/ :22 h Desconexión de las Unidades TG1 y TG2 de la C.T. Aguaytía. Luego de la desconexión de los transformadores T3 y T4 de la S.E. Chavarría, debido a una falla en la red de 60kV, la frecuencia en el SEIN se incremento hasta activar el EDAGSF. 61,3 TG1 de CT Aguaytía (40MW) 28/02/2010 (08:31) Desconexión de las líneas L-2234 (Trujillo Norte Guadalupe), en la SE. Guadalupe. En la SE. Guadalupe, debido a error de maniobra el CC-REP abrió el interruptor IN-2178 de la línea L-2234 de 220kV. Como consecuencia las subestaciones Guadalupe y Chiclayo Oeste quedaron en sistema aislado, la L-2238 (Chiclayo Oeste Piura Oeste) se encontraba fuera de servicio por mantenimiento programado 63,505 G3 de CH Carhuaquero G2 CH Gallito Ciego 20/04/2010 (19:09) Apertura del IN-2528 de la línea L-2238 (Laguna La Niña Chiclayo Oeste) de 220 kv. En la SE La Niña, abrió el interruptor IN de la línea L-2238 de 220 kv por recepción de DDT (disparo directo transferido), según información REP. Como consecuencia, desconectó la línea L-2280 (Zorritos-Machala) de 220 kv por actuación de su protección de mínima frecuencia lo que produjo una sobrefrecuencia el sistema aislado. 61,989 TG1 de la C.T. Malacas 29/05/2010 (05:03) Desconexión de la línea L-1005 (Quencoro Tintaya) de 138 kv. Desconectó el G2 de la C.H. Macchupicchu por actuación de su protección de sobrefrecuencia al quedar el área Cusco aislada del SEIN, luego de la desconexión de la línea L-1005 de 138 kv en la S.E. Quencoro por actuación de su sistema de protección ante una falla monofásica. 64,089 G2 CH Macchupicchu Eventos en que se activó el ERACMT No se registró ningún evento en el que se haya activado este esquema. 17 de 104

18 3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA / GENERACIÓN DEL SEIN AÑO 2010 Los criterios que fueron tomados en cuenta para el Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN del año 2010, y que definieron las especificaciones técnicas de los esquemas de rechazo de carga/generación vigentes, pueden sintetizarse en lo siguiente: 3.1 Criterios para el diseño del ERACMF y del EDAGSF vigentes Los esquemas de rechazo automático de carga por mínima frecuencia (ERACMF) y de desconexión automática de generación por sobrefrecuencia (EDAGSF), tienen como finalidad prevenir el colapso del SEIN o de subsistemas aislados por frecuencia, al permitir que se restablezca el balance generación-carga a una frecuencia apropiada. En concordancia con los límites de exposición a subfrecuencias y sobre-frecuencias de las turbinas de vapor [2, 3], las frecuencias finales luego de la actuación de los esquemas deben ser apropiadas. Eventuales subrechazos 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 operación a una frecuencia baja durante un tiempo suficientemente largo, provocando daños en las turbinas de vapor. Por lo tanto, luego de un evento de frecuencia y después de la actuación del ERACMF, el valor final alcanzado en la simulación debería estar próximo a 59,5 Hz. En la operación real, luego de un evento que comprometa la frecuencia, el sistema podría operar a este valor de frecuencia durante un cierto tiempo, sin transgredir su tiempo máximo de exposición, mientras que con la regulación secundaria se lleva la frecuencia al valor nominal. Ante un fuerte desbalance entre la generación y la carga, para evitar la salida indeseada de un grupo de generación, antes de la actuación de los ERACMF y EDAGSF, las unidades de generación del SEIN deben permanecer operando transitoriamente, antes y durante la actuación de los esquemas mencionados y hasta antes de que sus protecciones propias de subfrecuencia y sobrefrecuencia actúen. 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 zonas Norte, Centro y Sur. El ERACMF de la Zona Norte se ha diseñado para proveer el rechazo de carga suficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que se produciría en dicha zona, en caso de desconectarse debido a una falla, el enlace de interconexión Paramonga Nueva-Chimbote 1. Se ha considerado que es muy baja la probabilidad de ocurrencia de una falla que provoque la desconexión simultánea de los dos circuitos del citado enlace. Así, el ERACMF de la Zona Norte ha sido diseñado considerando un escenario de mínima demanda, con la máxima importación posible y con uno de los circuitos fuera de servicio. Según el propietario de la línea el flujo máximo en régimen permanente a través de cada uno de los circuitos es de 180 MVA. El ERACMF de la Zona Sur se ha diseñado para proveer el rechazo suficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que se produciría en dicha zona en el 18 de 104

19 que debido a una falla se desconecten los dos circuitos del enlace de interconexión Mantaro-Cotaruse-Socabaya. El flujo máximo en régimen permanente a través de ambos circuitos cuando se orienta de Norte a Sur, ha sido limitado a 280 MW por razones de estabilidad angular [4]. El ERACMF de la Zona Centro se ha diseñado para proveer el rechazo complementario suficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que se produciría en todo el SEIN en caso se desconecte intempestivamente el complejo de generación más grande del sistema con un despacho a plena carga. Este caso corresponde a la pérdida de la generación de las centrales Chilca y Kallpa, que están conectadas a la subestación Chilca REP. En circunstancias en que dichas centrales deban operar en la misma barra, una falla en esta última provocaría la salida de servicio de los ocho grupos de generación. El umbral de la primera etapa debe permitir que, luego de un evento de pérdida de generación, 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 generación. 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 indicación de la NTCSE que admite una variación súbita de ±1 Hz. El porcentaje total de rechazo de carga y el número de etapas de los esquemas zonales del ERACMF deben ser los necesarios para cumplir con los objetivos de diseño. La primera etapa de los esquemas zonales del ERACMF debe ser suficiente para afrontar en conjunto la desconexión de la unidad más grande del sistema. Los esquemas zonales del ERACMF deben activar sus etapas en forma gradual frente a magnitudes crecientes de pérdida de generación o, en el caso de formación de sistemas aislados, de pérdida 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 actuación del ERACMF. 3.2 Criterios para el diseño del ERACMT El ERACMT de la zona de Lima debe evitar el colapso por tensión de dicha zona, que podría presentarse, luego de un evento severo, en un escenario de indisponibilidad simultánea de las centrales térmicas a gas de Lima y de copamiento de la capacidad de los enlaces de transmisión que vienen de las centrales hidroeléctricas Mantaro y Restitución. El ERACMT debe activarse antes de que actúen las protecciones de distancia de las líneas involucradas en la zona afectada, por la caída de tensión, y antes de que desconecten los servicios auxiliares de las unidades de generación cercanas. 19 de 104

20 Las tensiones luego de la actuación del ERACMT deben permitir la sincronización de unidades de emergencia. Se considera 195 kv un valor crítico para este fin. El ERACMT debe intervenir cuando la tensión en las barras de 220 kv de Lima caen por debajo de ciertos valores críticos (umbrales del ERACMT), desconectando la carga necesaria para restituir la tensión a valores superiores a dichos umbrales. El ERACMT no busca restituir las tensiones a sus valores de operación normal, sino proveer rápidamente un margen de seguridad mínimo al sistema afectado para que, a continuación, el Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN adopte las acciones correctivas necesarias para que la tensión recupere los niveles operativos del estado normal, las mismas que pueden incluir el rechazo manual de carga. El umbral de ajuste de los relés de un ERACMT normalmente está comprendido en el rango de 0,88 p.u. a 0,90 p.u. de la tensión normal de operación. Para el caso de Lima, considerando una tensión de operación de 210 kv, resulta 184,8 kv a 189,0 kv. Cuando el ERACMT asociado a una barra de carga en particular, necesita dos escalones, el segundo escalón está normalmente ajustado 0,5 % debajo del primer escalón. Para el caso de Lima puede considerarse un paso de 1,0 kv. Las temporizaciones mayores a 5 segundos son utilizadas para evitar detectar fallas indeseadas, incluyendo aquellas en la zona de distribución que no sean despejadas rápidamente por los relés de sobrecorriente. Los ajustes de tiempo largos son apropiados, sin embargo introducen un pequeño riesgo de que el ERACMT no opere lo suficientemente rápido cuando las tensiones están cayendo rápidamente. Se puede señalar que no hay beneficio de seguridad (libre de disparos indeseados) por aplicar ajustes de tiempo largos. El total de carga rechazada es del orden entre 10 a 15 % de la carga del sistema [6]. 20 de 104

21 4. REVISIÓN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO Las premisas del Estudio han sido modificadas en los aspectos que se detallan a continuación. 4.1 ERACMF de la Zona Sur del SEIN El límite de transmisión oficial en el corredor de 220 kv Mantaro-Socabaya es 280 MW, en el extremo de Mantaro, que equivalen aproximadamente a 260 MW en el extremo de Socabaya. En consecuencia, el ERACMF vigente en la Zona Sur está dimensionado para dicho límite. En el Estudio de Tensiones de Operación y Estabilidad del SEIN (ETOE-2010), se ha concluido que no se presentarían problemas de estabilidad angular o de tensión inclusive para flujos mayores a 300 MW medidos en Socabaya. Dicha potencia es la máxima que puede ser transmitida por razones contractuales. De otra parte, se tiene previsto que, en Julio de 2011, REP haya incrementado la compensación serie de la referida línea e instalado un SVC en Socabaya. Como resultado de dicha repotenciación, se espera que el enlace sea capaz de trasmitir hasta 505 MVA en el extremo de Socabaya, inclusive en condición N-1. A pesar de que la repotenciación del enlace contempla, también, el mejoramiento de las puestas a tierra de las torres, lo que se traduciría en una reducción de la probabilidad de que ocurran fallas simultáneas que provoquen la separación de los sistemas Centro-Norte y Sur, se ha considerado que el ERACMF de la Zona Sur debe estar dimensionado para una eventual interrupción del enlace con esta nueva capacidad de transmisión. Así, el ERACMF de la Zona Sur para el año 2011, debe estar preparado para nuevos límites de transmisión de 300 MW y 505 MVA, medidos en Socabaya, antes y después de la repotenciación de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya. Debe aclararse que no es propósito del presente Estudio aseverar que será posible transmitir 505 MVA por este enlace; esto último corresponde al Estudio de Operatividad de dicha línea 4.2 ERACMF de la Zona Norte del SEIN Con base en las evaluaciones desarrolladas en el ETOE-2010 y en las verificaciones realizadas para el despacho diario se ha venido utilizando un límite de transmisión de 260 MW por las líneas Chimbote-Trujillo (L-2232 y L-2233), medidos en el extremo de Chimbote. El ERACMF de la Zona Norte del SEIN se dimensionará para esta contingencia, considerando la eventualidad de que una de ellas desconecte por falla (bifásica a tierra) y la otra lo haga por la sobrecarga resultante. Por otro lado, de acuerdo a información del MEM, en Mayo de 2011, serán puestas en servicio las líneas Conococha-Huallanca, que son parte del proyecto de Abengoa, y que constituirán un nuevo enlace entre los sistemas Centro y Norte. Luego, la desconexión de las líneas L-2232 y L-2233 o de las líneas L-2215 y L-2216 no provocará la separación de los sistemas. Por ello, las evaluaciones de la desconexión de las líneas L-2232 y L-2233 se harán en los escenarios de avenida solamente. 21 de 104

22 En el presente informe, también se presentará los casos sensibles de desconexión de la línea Chiclayo Oeste La Niña (L-2238) para los escenarios de avenida. De acuerdo a información de REP, en agosto de 2011 se encontrará en servicio una nueva línea Chiclayo Piura Oeste. Por ello, las evaluaciones de la desconexión de la línea L-2238 se harán en los escenarios de avenida solamente. 4.3 ERACMF de la Zona Centro del SEIN Al evento de pérdida de la generación conectada a la subestación Chilca REP, que dimensiona el ERACMF de la Zona Centro, se ha adicionado la desconexión de la central Platanal que desde el presente año opera conectada a la subestación mencionada. 5. DEFINICIÓN DE LAS ZONAS DEL SEIN Para efectos de la especificación del ERACMF, conforme a la actualización de las premisas, el SEIN ha sido dividido en las siguientes zonas: Zona 1: El Área Norte del SEIN, a partir de la subestación Trujillo. Zona 2: El Área Centro del SEIN y la subestación Chimbote. Zona 3: El Área Sur del SEIN. Los ajustes de la Zona Centro se harán extensibles a las cargas de la subestación Chimbote. En el Anexo II, se presenta las subestaciones de alta tensión pertenecientes a cada zona, de acuerdo al Formato 01 del Procedimiento. 22 de 104

23 6. MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANÁLISIS 6.1 Modelo del SEIN En las simulaciones del comportamiento transitorio del sistema eléctrico realizadas para la revisión y modificación de los esquemas de rechazo automático de carga/generacion del presente estudio, se ha utilizado el modelo dinámico del SEIN disponible en el programa Power Factory. Se ha utilizado la versión 14.0 Build 515 de dicho software. Para el presente estudio, además de las actualizaciones a la red correspondientes a las nuevas instalaciones que se han incorporado al SEIN durante el último año, se han implementado las siguientes mejoras en el modelo dinámico: 1. Se ha incorporado los ajustes de las protecciones propias de sobrefrecuencia y subfrecuencia de las unidades de generación del SEIN, que han sido informadas por las empresas titulares. Dichos ajustes son presentados en el Anexo III. 2. Se ha incorporado nuevos modelos de controladores (reguladores), desarrollados en el ETOE, para la mayoría de unidades de generación. Estos controladores añaden limitadores de corriente de excitación que anteriormente no estaban modelados. Por otra parte, los nuevos controladores están desarrollados específicamente para la versión 14 de Power Factory por lo que son más eficientes desde el punto de vista numérico. En los demás aspectos, los nuevos controladores son semejantes a los originales. 3. Se ha incorporado las modificaciones al modelo de carga propuestas en el ETOE. 4. Se ha incorporado proyectos de generación, transmisión y distribución que se prevé ingresarán en lo que resta de este año y en el próximo año. Estos se presentan en el Anexo IV. 6.2 Escenarios de análisis Los análisis han sido desarrollado en escenarios correspondientes a la avenida y el estiaje del año 2011, en condiciones de demanda máxima, media y mínima. Los escenarios de mínima demanda son extremos como los que se presentarían en la madrugada de un día lunes, de modo que se tenga la menor magnitud de carga rechazable. Estos consideran un límite de transmisión por la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya, en el extremo de Socabaya, de 300 MW en avenida y 505 MVA en estiaje. Consideran también un límite de 260 MW en la línea Chimbote-Trujillo. Se aclara que en el escenario de mínima demanda de estiaje no se llega al límite de 505 MVA de la línea Mantaro- Cotaruse-Socabaya y que en el escenario de mínima demanda de avenida no se llega al límite de 260 MW de la línea Chimbote-Trujillo. La demanda a nivel de generación para las zonas Norte, Centro y Sur del SEIN, presentes en los escenarios de análisis, se muestra en la tabla de 104

24 Tabla 6.1. Demanda a nivel de generación en los escenarios base Periodo Avenida Estiaje Condición de demanda Máxima (MW) Media (MW) Mínima (MW) Máxima (MW) Media (MW) Mínima (MW) Norte Centro Sur SEIN En la distribución de la demanda se ha tenido en cuenta los incrementos de carga de grandes usuarios libres indicados en el Anexo V. Los despachos utilizados en los escenarios de análisis se presentan en el Anexo VI. Estos se basan en despachos económicos desarrollados para una semana de marzo y una semana de agosto del año 2011, que consideran algunos mantenimientos importantes en dichos periodos. A partir de dichos despachos económicos, se ha hecho algunas modificaciones que responden al nuevo límite de la interconexión Centro-Sur de 300 MW en Socabaya y a problemas de tensión en la zona de Pucallpa cuando la central Aguaytía no es despachada. 24 de 104

25 7. DEFINICIÓN DE LOS ESQUEMAS Para definir el ERACMF y el EDAGSF del año 2011, se ha tomado como punto de partida los esquemas vigentes y se ha realizado las modificaciones pertinentes con simulaciones de desconexión de unidades de generación y de formación de sistemas aislados. Dichas simulaciones y sus resultados se presentan agrupados de la siguiente manera: ERACMF de la Zona 3: Simulación de eventos de desconexión de la Interconexión Centro-Sur. En el numeral 8, se presenta los resultados con los esquemas vigente y propuesto. ERACMF de la Zona 1: Simulación de eventos de desconexión de los enlaces Chimbote-Trujillo. En el numeral 9, se presenta los resultados con los esquemas vigente y propuesto. Además, se presenta los resultados, con el esquema propuesto, de los eventos de desconexión de líneas en el Área Norte que provocan la formación de sistemas aislados con déficit de generación. ERACMF de la Zona 2: Simulación de eventos de desconexión de la generación conectada a la subestación Chilca REP en los escenarios de estiaje. En el numeral 10, se presenta los resultados con los esquemas vigente y propuesto. ERACMF del SEIN: Simulación de eventos de desconexión de unidades de generación. En el numeral 11, se presenta los resultados con el esquema propuesto. EDAGSF del SEIN: Simulación de eventos de desconexión de la interconexión Centro-Sur. En el numeral 12, se presenta los resultados con los esquemas vigente y propuesto. El ERACMT existente en la zona de Lima no amerita un nuevo análisis y su implementación puede mantenerse tal como está, en virtud a lo siguiente: El control de tensiones en la zona de Lima no se ha visto degradado en los últimos años sino que, por el contrario, se ha visto fortalecido con el incremento de la potencia de cortocircuito en esa zona, producto del ingreso de nuevas unidades de generación en Chilca y Santa Rosa. A la fecha, no se ha producido una situación de emergencia tal que las tensiones en la zona de Lima lleguen a los umbrales para los cuales dicho esquema ha sido diseñado. 25 de 104

26 8. ERACMF DE LA ZONA 3 (ÁREA SUR) El ERACMF de esta zona ha sido diseñado para disponer del rechazo de carga suficiente para equilibrar el desbalance de potencia activa provocado por la desconexión de la línea de 220 kv Mantaro-Cotaruse-Socabaya, por falla. En las simulaciones se ha considerado las protecciones por mínima tensión del cliente Cerro Verde, por haber actuado de forma recurrente en las fallas que han ocurrido en la interconexión centro-sur. Cuando se produce la separación del Área Sur del resto del SEIN, por falla, la desconexión de carga por protecciones propias de este cliente, contribuye positivamente a restablecer el balance generación-carga. Las protecciones mencionadas se muestran en el Anexo VII. Para probar la vigencia del ERACMF-2010 del Área Sur, en el año 2011, se ha simulado fallas bifásicas a tierra simultáneas en las ternas Cotaruse-Socabaya (L-2053/2054), muy cerca de Cotaruse, con apertura definitiva para provocar la separación de los sistemas. Se ha considerado los escenarios de avenida y estiaje en que los límites de transmisión son distintos. 8.1 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el ERACMF vigente en el Área Sur. A continuación, se presentan los resultados de estas simulaciones Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En el Área Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como se aprecia en la figura, el esquema vigente es suficiente para que la frecuencia se recupere. 26 de 104

27 60.40 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 AVE2011MAX Desconexión de línea L-2053/L-2054 Barras_F(1) Date: 8/30/2010 Annex: /2 Figura 8.1 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de media demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En el Área Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como se aprecia en la figura, el esquema vigente es suficiente para que la frecuencia se recupere. 27 de 104

28 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz s Hz [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 AVE2011MED Desconexión de líneas L-2053/L-2054 Barras_F(1) Date: 8/30/2010 Annex: /2 Figura 8.2 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En el Área Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como se aprecia en la figura, el Área Sur colapsa por frecuencia. 28 de 104

29 62.50 DIgSILENT [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 AVE2011MIN Desconexión de líneas L-2053/L-2054 Barras_F(1) Date: 8/30/2010 Annex: /2 Figura 8.3 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, que equivale a 471 MW. Como se aprecia en la figura, el Área Sur colapsa por frecuencia. 29 de 104

30 61.25 DIgSILENT [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 EST2011MAX Desconexión de líneas L-2053/L-2054 Barras_F(1) Date: 8/30/2010 Annex: /1 Figura 8.4 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, que equivalen a 464 MW. Como se aprecia en la figura, el Área Sur colapsa por frecuencia. 30 de 104

31 62.00 DIgSILENT [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 EST2011MED Desconexión de líneas L-2053/L-2054 Barras_F(1) Date: 8/30/2010 Annex: /1 Figura 8.5 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace no llega a los 505 MVA. El flujo en el extremo de recepción, resulta ser 408 MW. Como se aprecia en la figura, el Área Sur colapsa por frecuencia. 31 de 104

32 62.50 DIgSILENT [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 EST2011MIN Desconexión de líneas L-2053/L-2054 Barras_F(1) Date: 8/30/2010 Annex: /1 Figura 8.6 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) 8.2 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el esquema propuesto. De los resultados anteriores, se concluye que el ERACMF de la Zona 3 (Área Sur) debe ser modificado. El esquema propuesto se muestra en la tabla 8.1. Tabla 8.1 ERACMF propuesto para la Zona 3 (Área Sur) Número Porcentaje RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s) 1 4,0% 59,00 0,15 59,8-1,1 0,15 2 6,0% 58,90 0,15 59,8-1,1 0, ,0% 58,80 0,15 59,8-1,1 0, ,0% 58,70 0,15 59,8-1,5 0,15 5 9,0% 58,60 0, ,0% 58,00 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada 7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé (2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz (3) En la Zona Sur, la temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s Los resultados de las simulaciones con el esquema propuesto se presentan a continuación. 32 de 104

33 8.2.1 Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En el Área Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 5, con un rechazo total de 290 MW. Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria DIgSILENT s Hz s Hz [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: Annex: /2 Figura 8.7 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de media demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En el Área Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 5, con un rechazo total que asciende a 291 MW. Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 33 de 104

34 60.50 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /2 Figura 8.8 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. En el Área Sur, la central Ilo 2 se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 6 (parcialmente), con un rechazo total de 274 MW. Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 34 de 104

35 60.40 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /2 Figura 8.9 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, que equivale a 471 MW. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total de 463 MW. Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 35 de 104

36 61.00 DIgSILENT s 9 Hz s Hz [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /2 Figura 8.10 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, que equivalen a 464 MW. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total que asciende a 398 MW. Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 36 de 104

37 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /2 Figura 8.11 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace no llega a los 505 MVA. El flujo en el extremo de recepción, resulta ser 408 MW. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total de 350 MW. Adicionalmente desconectan 48 MW de la carga de Cerro Verde. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 37 de 104

38 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SOCA220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: Annex: /2 Figura 8.12 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 3 (Área Sur) 38 de 104

39 9. ERACMF DE LA ZONA 1 (Área Norte desde Trujillo hasta Zorritos) El ERACMF de esta zona ha sido concebido para equilibrar el desbalance generacióncarga que se produciría en caso que desconectara una de las líneas Chimbote-Trujillo por falla y a continuación se produjera la desconexión de la segunda. Así, para probar la vigencia del ERACMF-2010 del Área Norte, en el año 2011, se ha simulado una falla bifásica a tierra en el punto medio de la línea L-2232 y apertura definitiva, seguida de la desconexión de la línea L Conforme a lo expuesto en la revisión de criterios, los escenarios escogidos han sido los de avenida. También se ha considerado la desconexión de las líneas Chiclayo La Niña, La Niña Piura, Guadalupe-Chiclayo y Trujillo Guadalupe, en aquellos escenarios en que los sistemas aislados que se forman son deficitarios en generación. En estos casos, se han simulado fallas bifásicas a tierra, con apertura definitiva, en el punto medio de dichas líneas. En las simulaciones se ha considerado el efecto de algunas protecciones propias de mínima tensión de los clientes libres más importantes del Norte. Además, dada la gran sensibilidad de las tensiones del Norte a los rechazos de carga, se ha detectado sobretensiones luego de la actuación del ERACMF. Por esta razón, se ha considerado las protecciones por sobretensión de los bancos de capacitores y filtros de armónicos de la zona de Cajamarca, que se activarían en caso de registrarse sobretensiones luego de los rechazos. Los ajustes de estas protecciones se muestran en el Anexo VII. En estas simulaciones se ha considerado el efecto de regulación primaria en las centrales hidroeléctricas Carhuaquero, Gallito Ciego y en la unidad TGN4 de la central Malacas. Se hace notar, sin embargo, que la reserva asignada para regulación de las mencionadas centrales hidráulicas es muy pequeña, por lo que su capacidad de contrarrestar las subfrecuencias es escaso. La unidad TGN4 es despachada a plena carga en máxima y media demanda; pero en mínima demanda opera en su mínimo técnico, por lo que dispone de un amplio margen que debería ser aprovechado en eventos de subfrecuencia. Por otra parte, diseñar un esquema de rechazo de carga que, sin la ayuda de la regulación primaria, permita por sí solo que la frecuencia se recupere, implicaría un esquema de mayor dimensión. Por lo señalado, es importante que la unidad TGN4 y, en general, las unidades de generación del Norte operen con sus reguladores de velocidad en modo de control de frecuencia. El no contar con la regulación de la unidad TGN4 en condiciones de mínima demanda puede conducir a un colapso en el sistema aislado que se forma con la desconexión de la línea Chiclayo La Niña. 9.1 Desconexión por falla del enlace Chimbote-Trujillo con el ERACMF vigente en la Zona Norte. Los resultados de estas simulaciones se presentan a continuación Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 260 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como se aprecia en la figura, el sistema aislado colapsa por frecuencia. 39 de 104

40 62.50 DIgSILENT [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 8/31/2010 Annex: /1 Figura 9.1 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de media demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 260 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como se aprecia en la figura, el sistema aislado colapsa por frecuencia. 40 de 104

41 62.50 DIgSILENT [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 8/31/2010 Annex: /1 Figura 9.2 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 210 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. Como se aprecia en la figura, el sistema aislado colapsa por frecuencia. 41 de 104

42 62.50 DIgSILENT [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 8/31/2010 Annex: /1 Figura 9.3 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) 9.2 Desconexión por falla del enlace Chimbote-Trujillo con el ERACMF propuesto en la Zona 1. De los resultados anteriores, se concluye que el ERACMF de la Zona 1 debe ser modificado. El esquema propuesto se indica en la tabla 9.1. Tabla 9.1 ERACMF propuesto para la Zona 1 (Área Norte) Número Porcentaje RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA de 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 0,15 2 6,0% 58,90 0,15 59,8-0,75 0, ,0% 58,80 0,15 59,8-0,75 0,15 4 9,0% 58,70 0,15 59,8-0,75 0, ,0% 58,60 0, ,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada 7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé (2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz Los resultados de las simulaciones con el esquema propuesto se presentan a continuación. 42 de 104

43 9.2.1 Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 260 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total que asciende a 277 MW. Adicionalmente desconectan 21 MW de las cargas mineras de Cajamarca. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.4 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de media demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 260 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo de 235 MW. Adicionalmente, desconectan 21 MW de las cargas mineras de Cajamarca. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 43 de 104

44 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.5 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 210 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total que asciende a 162 MW. Adicionalmente, desconectan 21 MW de las cargas mineras de Cajamarca. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 44 de 104

45 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.6 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) 9.3 Desconexión por falla del enlace Chiclayo La Niña con el ERACMF propuesto en la Zona Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 59 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 5, con un rechazo total que asciende a 76 MW. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 45 de 104

46 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.7 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de media demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 74 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total de 83 MW. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 46 de 104

47 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.8 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 85 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total de 56 MW. Como se aprecia en la figura, la frecuencia se recupera. 47 de 104

48 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.9 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) 9.4 Desconexión por falla del enlace La Niña - Piura Oeste con el ERACMF propuesto en la Zona Escenario de máxima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 42 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa por derivada, con un rechazo total que asciende a 51 MW. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 48 de 104

49 60.75 DIgSILENT [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.10 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de media demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 57 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa por derivada, con un rechazo total que asciende a 43 MW. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 49 de 104

50 60.80 DIgSILENT s Hz s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.11 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de mínima demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 68 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total de 48 MW. Como se aprecia en la figura, la frecuencia se recupera. 50 de 104

51 60.50 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: / Escenario de media demanda en la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 34 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa por derivada, con un rechazo total de 40 MW. Como se aprecia en la figura, la frecuencia se recupera. 51 de 104

52 60.40 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.12 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 88 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 5, con un rechazo total que asciende a 102 MW. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 52 de 104

53 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.13 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 84 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 5, con un rechazo total que asciende a 93 MW. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 53 de 104

54 61.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.14 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) 9.5 Desconexión por falla del enlace Trujillo Norte - Guadalupe con el ERACMF propuesto en la Zona Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 130 MW en el extremo de envío. En el Área Norte, la central Tumbes se encuentra fuera de servicio por mantenimiento. El ERACMF se activa hasta la etapa 6, con un rechazo total que asciende a 150 MW. Como se aprecia en la figura, la recuperación de la frecuencia es satisfactoria. 54 de 104

55 62.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 9.15 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 1 (Área Norte) 55 de 104

56 10. ERACMF DE LA ZONA 2 (Área Centro y subestación chimbote) Habiendo definido el ERACMF de las Zonas 1 y 3, el ERACMF de la Zona 2 debe proveer el rechazo complementario para equilibrar el desbalance de potencia activa provocado por la desconexión súbita y simultánea de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP, esto es, las centrales Chilca, Kallpa y Platanal. En el presente numeral, se analiza los escenarios de estiaje en que dichas centrales tienen en conjunto el mayor despacho. En el numeral 11, se presenta los resultados para los demás escenarios Desconexión de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP, con el ERACMF vigente en el Área Centro. Los resultados de estas simulaciones se presentan a continuación. Los ajustes del Área Centro se hacen extensibles a las cargas de la subestación Chimbote Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, las centrales Chilca, Kallpa y Platanal tienen un despacho total de 1227 MW. El ERACMF de la Zona 2 se activa hasta la etapa 5 y además la etapa 7 (reposición). El rechazo total en el SEIN asciende a 1253 MW. Como se aprecia en la figura, la frecuencia se recupera DIgSILENT s Hz s Hz [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz COES-SINAC Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 8/31/2010 Annex: /1 Figura 10.1 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) 56 de 104

57 Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, las centrales Chilca, Kallpa y Platanal tienen un despacho total de 1176 MW. El ERACMF de la Zona 2 se activa hasta la etapa 5 y el rechazo total en el SEIN asciende a 1315 MW. Como se aprecia en la figura, la frecuencia se recupera DIgSILENT s Hz s Hz [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 8/31/2010 Annex: /1 Figura 10.2 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, las centrales Chilca y Kallpa tienen un despacho total de 1075 MW, en tanto que la central Platanal no es despachada. El ERACMF de la Zona 2 se activa hasta la etapa 5 y además la etapa 7 (reposición). El rechazo total en el SEIN asciende a 1075 MW. Como se aprecia en la figura, la frecuencia se recupera. 57 de 104

58 60.40 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 8/31/2010 Annex: /1 Figura 10.3 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) 10.2 Desconexión de las centrales conectadas a la subestación Chilca REP, con el ERACMF propuesto en la Zona 2. Aún cuando el ERACMF de la Zona 2 provee de un rechazo total suficiente para evitar el colapso por frecuencia en caso de desconectar toda la generación conectada a la subestación Chilca REP, las primeras etapas de este esquema han sido redistribuidas (como lo han sido en el caso del ERACMF de las Zonas 1 y 3) a fin de evitar sobrerechazos cuando se producen pérdidas de generación que activan las etapas 1 y 2, que son los eventos más comunes. El ERACMF propuesto se indica en la tabla Tabla 10.1 ERACMF propuesto para la Zona 2 (Área Centro y Chimbote 1) Número Porcentaje RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s) 1 4,0% 59,00 0,15 59,8-0,65 0,15 2 6,0% 58,90 0,15 59,8-0,65 0,15 3 7,0% 58,80 0,15 59,8-0,65 0,15 4 5,0% 58,70 0,15 59,8-1,1 0,15 5 5,0% 58,60 0, ,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada 7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé (2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz Los resultados de estas simulaciones se presentan a continuación. 58 de 104

59 Escenario de máxima demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, las centrales Chilca, Kallpa y Platanal tienen un despacho total de 1227 MW. El ERACMF de la Zona 2 se activa hasta la etapa 5. El rechazo total en el SEIN asciende a 1190 MW. Como se aprecia en la figura, la frecuencia se recupera. 60,40 DIgSILENT 60, s Hz 59,60 59,20 58, s Hz 58,40-0,100 11,92 23,94 35,96 47,98 [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz 60,00 Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /2 Figura 10.4 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) Escenario de media demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, las centrales Chilca, Kallpa y Platanal tienen un despacho total de 1176 MW. El ERACMF de la Zona 2 se activa hasta la etapa 5. El rechazo total en el SEIN asciende a 1290 MW. Como se aprecia en la figura, la frecuencia se recupera. 59 de 104

60 60,50 DIgSILENT s Hz s Hz 60,00 59,50 59,00 58, s Hz 58,00-0,100 11,92 23,94 35,96 47,98 [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz 59,99 Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /2 Figura 10.5 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) Escenario de mínima demanda en el estiaje del año 2011 En este escenario, las centrales Chilca y Kallpa tienen un despacho total de 1075 MW, en tanto que la central Platanal no es despachada. El ERACMF de la Zona 2 se activa hasta la etapa 5 y además la etapa 7 (reposición). El rechazo total en el SEIN asciende a 1039 MW. Como se aprecia en la figura, la frecuencia se recupera. 60 de 104

61 62,00 DIgSILENT 61, s Hz 60,00 59, s Hz s Hz 58,00-0,100 11,92 23,94 35,96 47,98 [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz 60,00 Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /2 Figura 10.6 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) 61 de 104

62 11. ERACMF DEL SEIN DESCONEXIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN Para distribuir el porcentajes de rechazo total entre las etapas del ERACMF, se ha simulado en los escenarios base un conjunto de desconexiones súbitas de unidades y centrales de generación con despacho superior a 150 MW. En las tablas 11.1 y 11.2, se muestra la relación de los eventos simulados en condiciones de avenida y estiaje, respectivamente, así como las frecuencias mínima y final, los rechazos y las etapas activadas. Los resultados se consideran satisfactorios. 62 de 104

63 Tabla 11.1 Eventos de desconexión de generación en los escenarios de avenida ESCENARIO UNIDADES DESCONECTADAS PÉRDIDA RECHAZO ETAPA FRECUENCIA (Hz) (MW MW NORTE CENTRO SUR Etapa 7 (Reposición) MIN A 60 seg. Av11max-DG01 TG3 VENTANILLA SI 59,00 59,56 Av11max-DG03 TG1 CHILCA ,00 60,03 Av11max-DG04 TG3 CHILCA ,99 59,83 Av11max-DG05 C.H. YANANGO + C.H. CHIMAY ,99 59,84 Av11max-DG06 C.H. CAÑÓN DEL PATO ,99 59,50 Av11max-DG07 C.H. PLATANAL ,99 59,68 Av11max-DG08 C.H. HUINCO ,00 59,84 Av11max-DG10 C.T. VENTANILLA ,89 59,56 Av11max-DG11 C.T. CHILCA ,89 59,96 Av11max-DG12 C.H. MANTARO ,90 59,51 Av11max-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN SI 58,79 59,96 Av11max-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL SI 58,85 59,97 Av11max-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL SI 58,81 59,78 Av11max-DG16 C.H. CHILCA + C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL ,71 59,57 Av11med-DG03 TG1 CHILCA ,00 60,09 Av11med-DG04 TG3 CHILCA ,99 59,99 Av11med-DG05 C.H. YANANGO + C.H. CHIMAY ,99 59,93 Av11med-DG06 C.H. CAÑÓN DEL PATO ,99 59,62 Av11med-DG07 C.H. PLATANAL ,99 59,81 Av11med-DG08 C.H. HUINCO ,00 59,77 Av11med-DG09 C.T. KALLPA ,98 59,60 Av11med-DG10 C.T. VENTANILLA ,88 59,90 Av11med-DG11 C.T. CHILCA ,89 60,16 Av11med-DG12 C.H. MANTARO ,89 59,59 Av11med-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN SI 58,71 60,12 Av11med-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL ,89 59,70 Av11med-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL ,84 59,63 Av11med-DG16 C.H. CHILCA + C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL ,71 59,90 Av11min-DG05 C.H. YANANGO + C.H. CHIMAY ,99 59,58 Av11min-DG07 C.H. PLATANAL ,99 59,43 63 de 104

64 ESCENARIO UNIDADES DESCONECTADAS PÉRDIDA RECHAZO ETAPA FRECUENCIA (Hz) (MW MW NORTE CENTRO SUR Etapa 7 (Reposición) MIN A 60 seg. Av11min-DG10 C.T. VENTANILLA ,89 60,00 Av11min-DG11 C.T. CHILCA ,98 59,27 Av11min-DG12 C.H. MANTARO ,77 59,34 Av11min-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN SI 58,67 59,77 Av11min-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL ,90 59,50 Av11min-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL ,99 59,43 Av11min-DG16 C.H. CHILCA + C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL ,90 59,50 64 de 104

65 Tabla 11.2 Eventos de desconexión de generación en los escenarios de estiaje ESCENARIO UNIDADES DESCONECTADAS PÉRDIDA RECHAZO ETAPA FRECUENCIA (Hz) MW MW NORTE CENTRO SUR Etapa 7 (Reposición) MIN A 60 seg. Es11max-DG04 TG3 CHILCA ,00 59,98 Es11max-DG09 C.T. KALLPA ,87 59,55 Es11max-DG10 C.T. VENTANILLA ,89 59,95 Es11max-DG11 C.T. CHILCA ,86 59,63 Es11max-DG12 C.H. MANTARO SI 58,83 59,97 Es11max-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN ,80 59,92 Es11max-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL ,97 59,48 Es11max-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL SI 58,90 59,99 Es11max-DG16 C.H. CHILCA + C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL ,60 59,60 Es11med-DG02 C.T. AGUAYTÍA ,00 60,16 Es11med-DG03 TG1 CHILCA ,00 60,15 Es11med-DG04 TG3 CHILCA ,99 60,01 Es11med-DG09 C.T. KALLPA ,81 59,67 Es11med-DG10 C.T. VENTANILLA ,88 59,87 Es11med-DG11 C.T. CHILCA ,83 59,57 Es11med-DG12 C.H. MANTARO ,77 60,44 Es11med-DG13 C.H. MANTARO + C.H. RESTITUCIÓN ,75 59,63 Es11med-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL ,90 59,78 Es11med-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL ,78 60,47 Es11med-DG16 C.H. CHILCA + C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL ,57 60,30 Es11min-DG02 C.T. AGUAYTÍA ,00 59,81 Es11min-DG03 TG1 CHILCA ,00 59,82 Es11min-DG04 TG3 CHILCA ,99 59,73 Es11min-DG09 C.T. KALLPA SI 58,88 59,85 Es11min-DG10 C.T. VENTANILLA SI 58,86 59,72 Es11min-DG11 C.T. CHILCA ,89 59,57 Es11min-DG14 C.H. CHILCA + C.H. PLATANAL ,89 59,57 Es11min-DG15 C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL SI 58,88 59,58 Es11min-DG16 C.H. CHILCA + C.H. KALLPA + C.H. PLATANAL SI 58,50 59,96 65 de 104

66 Figura 11.1 Desempeño del ERACMF del SEIN en avenida 66 de 104

67 Figura 11.2 Desempeño del ERACMF del SEIN en avenida 67 de 104

68 Figura 11.3 Desempeño del ERACMF del SEIN en estiaje 68 de 104

69 Figura 11.4 Desempeño del ERACMF del SEIN en estiaje 69 de 104

70 12. EDAGSF DEL SEIN La desconexión de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya, en los escenarios de estiaje del año 2011, constituye el evento que origina las mayores sobrefrecuencias. Por ello, se analiza esta contingencia en el presente Informe Final Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el EDAGSF vigente Escenario de máxima demanda de la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. Las unidades de la central Aguaytía, que forma parte del EDAGSF con el umbral más bajo, no son despachadas. Como consecuencia del evento, desconectan las unidades G4 de la CH Callahuanca, G1-G2 de la CH Chimay, G1 de la CH Cahua, G1 de la CH Gallito Ciego y G3 de la CH Carhuaquero, pertenecientes al EDAGSF. Adicionalmente desconecta la CH Yanango por actuación de sus protecciones propias de sobrefrecuencia. 62,00 DIgSILENT s Hz 61, s Hz 61,20 60,80 60,40 60, s Hz 59,60-0,100 11,92 23,94 35,96 47,98 [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz 60,00 Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /2 Figura 12.1 Comportamiento de la frecuencia en el SEIN 70 de 104

71 Escenario de media demanda de la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. Las unidades de la central Aguaytía, que forma parte del EDAGSF con el umbral más bajo, no son despachadas. Como consecuencia del evento, desconectan las unidades G4 de la CH Callahuanca, G1-G2 de la CH Chimay, G1 de la CH Cahua, G1 de la CH Gallito Ciego y G3 de la CH Carhuaquero, pertenecientes al EDAGSF. Adicionalmente desconecta la CH Yanango por actuación de sus protecciones propias de sobrefrecuencia. 62, s Hz DIgSILENT 61, s Hz 61,00 60,50 60, s Hz 59,50-0,100 11,92 23,94 35,96 47,98 [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz 59,99 Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /3 Figura 12.2 Comportamiento de la frecuencia en el SEIN Escenario de mínima demanda de la avenida del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 300 MW en el extremo de recepción. Las unidades de la central Aguaytía, que forma parte del EDAGSF con el umbral más bajo, no son despachadas. Como consecuencia del evento, desconectan las unidades G4 de la CH Callahuanca, G1-G2 de la CH Chimay, G1 de la CH Cahua y G2 de la CH Cañón del Pato, pertenecientes al EDAGSF. 71 de 104

72 62,50 DIgSILENT 62, s Hz 61,50 61, s Hz 60,50 60,00 59,50-0,100 11,92 23,94 35,96 47,97 [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz 59,99 Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /4 Figura 12.3 Comportamiento de la frecuencia en el SEIN Escenario de máxima demanda del estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, que equivale a 471 MW. Como consecuencia del evento, desconectan las unidades TG1 de la CT Aguaytía, G4 de la CH Callahuanca, G2 de la CH Cahua, G1-G2 de la CH Chimay, G1-G2 de la CT Tumbes, G2 de la CT Malacas, Piura TG y G2 de la CH Cañón del Pato, pertenecientes al EDAGSF. Adicionalmente desconecta la unidad TG8 de la CT Santa Rosa por actuación de sus protecciones propias de sobrefrecuencia. 72 de 104

73 63,00 DIgSILENT 62, s Hz 61,00 60, s Hz 59,00-0,100 11,92 23,94 35,96 47,98 [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz 60,00 Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(2) Date: 9/29/2010 Annex: /3 Figura 12.4 Comportamiento de la frecuencia en el SEIN Escenario de media demanda del estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción. En este escenario, el flujo por el enlace es 505 MVA en el extremo de recepción, que equivalen a 464 MW. Como consecuencia del evento, desconectan las unidades TG1 de la CT Aguaytía, G4 de la CH Callahuanca, G2 de la CH Cahua, G1-G2 de la CH Chimay, G1-G2 de la CT Tumbes, G2 de la CT Malacas, Piura TG y G2 de la CH Cañón del Pato, pertenecientes al EDAGSF. Adicionalmente desconectan las unidades TG4 de la CT Ventanilla y TG8 de la CT Santa Rosa, así como la CH Yanango por actuación de sus protecciones propias de sobrefrecuencia. 73 de 104

74 63,00 DIgSILENT s Hz 62,00 61,00 60, s Hz 59,00 58,00-0,100 11,92 23,94 35,96 47,98 [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz 60,00 Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(1) Date: 9/29/2010 Annex: /2 Figura 12.5 Comportamiento de la frecuencia en el SEIN Escenario de mínima demanda del estiaje del año 2011 En este escenario, el flujo por el enlace no llega a los 505 MVA. El flujo en el extremo de recepción, resulta ser 408 MW. Como consecuencia del evento, desconectan la unidades TG1 de la CT Aguaytía, G4 de la CH Callahuanca, G2 de la CH Cahua, G2 de la CH Cañón del Pato y G1-G2 de la CT Tumbes, pertenecientes al EDAGSF. Adicionalmente desconectan las unidades TG8 de la CT Santa Rosa y TG4 de la CT Ventanilla, por actuación de sus protecciones propias de sobrefrecuencia. 74 de 104

75 63,00 DIgSILENT s Hz 62, s Hz 61,00 60, s Hz 59,00-0,100 11,92 23,94 35,96 47,97 [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz 59,99 Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(2) Date: 9/29/2010 Annex: /3 Figura 12.6 Comportamiento de la frecuencia en el SEIN 12.2 Desconexión por falla del enlace Mantaro-Cotaruse-Socabaya con el EDAGSF propuesto. Con base en los resultados anteriores, podría incorporarse de manera natural las unidades TG8 de la CT Santa Rosa, TG4 de la CT Ventanilla y la CH Yanango. Sin embargo, no se considera prudente que la unidad TG4 de la CT Ventanilla desconecte al ser parte de un ciclo combinado. De otra parte, por una cuestión de equidad, es deseable que el EDAGSF incluya unidades de varias empresas. Por ello, se propone las siguientes modificaciones al EDAGSF: 1. Incorporar al EDAGSF a la central Yanango con el ajuste de sobrefrecuencia que ya tiene (ver Anexo III). 2. Incorporar al EDAGSF una unidad de generación la central Chilca, manteniendo el umbral de 61,8 Hz que ya tiene (ver Anexo 2), pero reduciendo la temporización a 0,5 segundos. En las simulaciones de este informe se ha escogido la unidad TG3 de la central Chilca. 3. Incorporar al EDAGSF dos unidades de la central Restitución con un umbral de 61,4 Hz y una temporización de 1 segundo. Así, el EDAGSF propuesto es el que se indica en la tabla de 104

76 Tabla 12.1 EDAGSF del SEIN propuesto AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL CENTRAL UNIDAD (Hz / s) (Hz) (s) (Hz) (s) En condición AND C.T. Aguaytía TG1 61,0 0,0 C.H. Carhuaquero G3 1,20 60,5 0,5 61,0 15,0 C.H. Callahuanca G4 61,3 2,0 C.H. Cahua G2 61,3 3,0 C.T. Tumbes MAK1 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0 C.T. Tumbes MAK2 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0 C.H. Chimay G1 61,5 1,5 C.H. Chimay G2 61,5 12,0 C.H. Gallito Ciego G1 61,5 15,0 C.H. Restitución G1 61,5 1,0 C.H. Restitución G2 61,5 1,0 C.H. Yanango G1 61,5 10,0 T.G. Piura TG 61,7 0,2 C.T. Malacas TG1 2,00 60,2 0,4 61,7 0,3 C.T. Malacas TG2 2,00 60,2 0,6 61,7 0,3 C.T. Chilca TG3 61,8 0,5 C.H. Cañón del Pato G2 1,10 60,2 0,5 61,9 0,3 C.H. Machupicchu G2 3,00 60,5 0,4 C.H. Gallito Ciego G2 62,3 0,3 C.H. San Gabán II G2 1,19 61,0 0,3 62,5 0, Escenario de máxima demanda de la avenida del año 2011 En este caso desconectan las unidades G4 de la CH Callahuanca, G1 de la CH Cahua, G1 de la CH Chimay y G1-G2 de la CH Restitución. La frecuencia se recupera satisfactoriamente. 76 de 104

77 62.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(2) Date: Annex: /1 Figura 12.7 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) Escenario de media demanda de la avenida del año 2011 En este caso desconectan las unidades G4 de la CH Callahuanca, G1 de la CH Cahua, G1 de la CH Chimay y G1-G2 de la CH Restitución. La frecuencia se recupera satisfactoriamente. 77 de 104

78 62.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] ZORRITOS_220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(2) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 12.8 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) Escenario de mínima demanda de la avenida del año 2011 En este caso desconectan las unidades G4 de la CH Callahuanca, G1 de la CH Cahua, G1 de la CH Chimay y G1-G2 de la CH Restitución. La frecuencia se recupera satisfactoriamente. 78 de 104

79 62.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(2) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura 12.9 Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) Escenario de máxima demanda del estiaje del año 2011 En este caso desconectan las unidades G1 de la CT Aguaytía, G1 de la CT Tumbes, G4 de la CH Callahuanca, G2 de la CH Cahua, G1-G2 de la CH Chimay, G2 de la CT Malacas, G1-G2 de la CT Tumbes, G1-G2 de la CH Restitución y Piura TG. La frecuencia se recupera satisfactoriamente. 79 de 104

80 62.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(2) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) Escenario de media demanda del estiaje del año 2011 En este caso desconectan las unidades G1 de la CT Aguaytía, G1 y G2 de la CT Tumbes, G4 de la CH Callahuanca, G2 de la CH Cahua, G1 de la CH Chimay, G2 de la CT Malacas, G1-G2 de la CH Restitución y TG3 de la CT Chilca. La frecuencia se recupera satisfactoriamente. 80 de 104

81 62.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(2) Date: 9/29/2010 Annex: /1 Figura Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) Escenario de mínima demanda del estiaje del año 2011 En este caso desconectan las unidades G1 de la CT Aguaytía, G1 y G2 de la CT Tumbes, G4 de la CH Callahuanca, G2 de la CH Cahua, G1 de la CH Gallito Ciego, G2 de la CH Carhuaquero, G1 de la CH Restitución, y TG3 de la CT Chilca. 81 de 104

82 62.00 DIgSILENT s Hz s Hz [s] SJNLS\SAN JUAN 220: Electrical Frequency in Hz Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2011 Barras_F(2) Date: Annex: /1 Figura Comportamiento de la frecuencia en la Zona 2 (Área Centro) 82 de 104

83 13. ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA Y GENERACIÓN PROPUESTOS PARA EL AÑO 2011 En conclusión, los esquemas propuestos para el año 2011 son los siguientes: 13.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) ERACMF de la Zona 1 (Área Norte desde Trujillo hasta Zorritos) Número Porcentaje RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA de 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 0,15 2 6,0% 58,90 0,15 59,8-0,75 0, ,0% 58,80 0,15 59,8-0,75 0,15 4 9,0% 58,70 0,15 59,8-0,75 0, ,0% 58,60 0, ,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada 7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé (2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz ERACMF de la Zona 2 (Área Centro y subestación Chimbote 1) Número Porcentaje RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s) 1 4,0% 59,00 0,15 59,8-0,65 0,15 2 6,0% 58,90 0,15 59,8-0,65 0,15 3 7,0% 58,80 0,15 59,8-0,65 0,15 4 5,0% 58,70 0,15 59,8-1,1 0,15 5 5,0% 58,60 0, ,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada 7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé (2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz ERACMF de la Zona 3 (Área Sur) Número Porcentaje RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s) 1 4,0% 59,00 0,15 59,8-1,1 0,15 2 6,0% 58,90 0,15 59,8-1,1 0, ,0% 58,80 0,15 59,8-1,1 0, ,0% 58,70 0,15 59,8-1,5 0,15 5 9,0% 58,60 0, ,0% 58,00 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada 7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé (2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz (3) En la Zona Sur, la temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s 83 de 104

84 13.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL CENTRAL UNIDAD (Hz / s) (Hz) (s) (Hz) (s) En condición AND C.T. Aguaytía TG1 61,0 0,0 C.H. Carhuaquero G3 1,20 60,5 0,5 61,0 15,0 C.H. Callahuanca G4 61,3 2,0 C.H. Cahua G2 61,3 3,0 C.T. Tumbes MAK1 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0 C.T. Tumbes MAK2 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0 C.H. Chimay G1 61,5 1,5 C.H. Chimay G2 61,5 12,0 C.H. Gallito Ciego G1 61,5 15,0 C.H. Restitución G1 61,5 1,0 C.H. Restitución G2 61,5 1,0 C.H. Yanango G1 61,5 10,0 T.G. Piura TG 61,7 0,2 C.T. Malacas TG1 2,00 60,2 0,4 61,7 0,3 C.T. Malacas TG2 2,00 60,2 0,6 61,7 0,3 C.T. Chilca TG3 61,8 0,5 C.H. Cañón del Pato G2 1,10 60,2 0,5 61,9 0,3 C.H. Machupicchu G2 3,00 60,5 0,4 C.H. Gallito Ciego G2 62,3 0,3 C.H. San Gabán II G2 1,19 61,0 0,3 62,5 0, Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) SUBESTACION RECHAZO (*) (MW) UMBRAL (**) (kv) AJUSTES TEMPORIZACION (s) Balnearios (LDS) 81,6 184,8 10,0 San Juan (LDS) 49,6 184,8 12,0 Chavarría (EDN) 69,5 184,0 10,0 67,5 186,0 20,0 (*) Aguas abajo de la subestación (**) Medición en barras de 220 kv El ERACMT se modificó por última vez, en coordinación con las empresas involucradas, tomando como base el Estudio de RACG del año 2008 y se ha mantenido como tal en los años 2009 y 2010 por las razones descritas. 84 de 104

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86 ANEXO I - LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES AL INFORME PRELIMINAR I.1 OBSERVACIONES DE EDEGEL ERACMF. En la implementación del esquema, ocurre que en el caso de cargas de clientes libres conectados a algún alimentador en la red de distribución, dicho alimentador suministra energía tanto al cliente libre como a otras cargas, de manera que si dicho cliente libre está inmerso en el ERACMF, todas las otras cargas del alimentador tendrían también que implementar sus respectivos relés de rechazo de carga, dado que debe evitarse rechazar todas las cargas del alimentador sin discriminación alguna, máxime cuando el cliente libre tiene un suministrador que no es la empresa distribuidora. Respuesta: Esta no es una observación al Informe Preliminar. Sin embargo, debemos decir que los alimentadores que suministren energía a un cliente de una empresa de generación no deberían ser incluidos en el ERACMF de la distribuidora. En la comunicación dirigida a los agentes del SEIN que presenta el Informe Final del Estudio y los esquemas de rechazo de carga teóricos de cada cliente, se hace esta indicación. EDAGSF. En este esquema sólo se están incluyendo a las centrales de Lima (básicamente EDEGEL) y no se incluyen a las unidades de Mantaro. El ajuste propuesto por el estudio para Matucana y Moyopampa son iguales en valor de umbral de sobrefrecuencia y en tiempo de disparo (61.5Hs, 10s) para todos los grupos; es decir, ante una situación de sobrefrecuencia, se produciría la desconexión de estas centrales simultáneamente, además que también en simultáneo con Yanango que tiene el mismo ajuste, además del G1 de Chimay que ya habría salido en 61.5Hz, 1.5s. Este ajuste concentra mucha potencia rechazada en forma simultánea tanto en las zonas de ubicación de las centrales como en una sola empresa, en este caso de EDEGEL, lo cual originaría una situación en la cual se puede presentar problemas de tensión y sobrecargas en la red de 60 kv y también sobrecargas en las líneas de 220 kv que vienen de Mantaro hacia Lima, con lo que se tendría problemas aun mayores. Opinamos que para evitar estas consecuencias una mejor solución técnica es incluir en el esquema a Mantaro en vez de Matucana, Moyopampa y Yanango, o en todo caso, diversificar los ajustes tanto en valores de umbral de sobrefrecuencia y en tiempo de disparo, corroborados con los estudios de simulación que se requieran. Respecto al estado físico actual (a septiembre 2010) de las protecciones de sobrefrecuencia que EDEGEL tiene instalado en las unidades de generación, adjuntamos los cuadros siguientes, para unidades hidráulicas y para unidades térmicas, en los cuales se indica si los relés están habilitados con disparo o sin disparo (solamente con alarma). Respuesta: Para dar inicio al Estudio de RACG, el COES solicitó ajustes de frecuencia de todas las unidades de generación del SEIN. En respuesta a esta solicitud, EDEGEL proporcionó una relación de ajustes de sus unidades, entre las que figuraban los correspondientes a las centrales Moyopampa y Matucana. En consecuencia, dichos ajustes fueron implementados en el modelo dinámico del SEIN. 86 de 104

87 En el desarrollo de las simulaciones de eventos de sobrefrecuencia se encontró que las unidades de Moyopampa y Matucana desconectaban por la actuación de sus protecciones, favoreciendo la recuperación de la frecuencia. En consecuencia, se incorporó esos ajustes al EDAGSF de manera natural, tal cual fueron informados. Las simulaciones también mostraron la desconexión de la central Huinco, por lo que se planteó la necesidad de cambiar sus ajustes para evitar dicha desconexión. En los cuadros que acompañan a las observaciones de EDEGEL al Informe Preliminar, se indica que los ajustes de las unidades mencionadas no provocan disparo sino que solamente señalizan alarmas. La inexactitud de la información que EDEGEL proporcionó originalmente llevó a conclusiones erróneas y ha desvirtuado el análisis del EDAGSF presentado en el Informe Preliminar. En el presente Informe Final se ha definido un EDAGSF fruto de un nuevo análisis. Este ya no incluye a las centrales Moyopampa y Matucana e incorpora a las unidades de generación de otros titulares para una mayor equidad. I.2 OBSERVACIONES DE ENERSUR En el numeral el COES manifiesta que en dos oportunidades se presentó la desconexión de la interconexión Centro-Sur con condiciones de demanda y flujo de transmisión por la interconexión similares. Asimismo manifiesta el COES que: "...aún en el caso de estar implementado al 100% el ERACMF, no podía evitar el colapso por frecuencia, producto de la perdida de la interconexión y de la desconexión del grupo 2 de la CH San Gaban (56.26MW)". Por lo manifestado sugerimos al COES considerar en el ERACMF 2011 el análisis de este tipo eventos. (sic) Respuesta: Aclaramos que el colapso del Área Sur ocurrió solamente en uno de los casos de apertura de dos ternas de la interconexión Centro-Sur, cuando a esta desconexión se sumó la salida de servicio el grupo 2 de la CH San Gabán. La desconexión de dicho grupo se debió a la actuación indebida de una protección y no debería volver a ocurrir si se tiene en cuenta que el titular debe haber tomado ya acciones correctivas. Consideramos exagerado dimensionar el esquema para una contingencia N-3 como la señalada. Southern Peru ha manifestado ya su preocupación por tener que implementar el ERACMF del presente Estudio, que establece una cuota de rechazo mayor al vigente (Ver en este mismo anexo). En el ultimo párrafo del numeral 4.1 de las premisas, sugerimos al COES incorporar el texto subrayado siguiente: "Debe aclarase que no es propósito del presente Estudio aseverar que será posible trasmitir 505 MVA medido en Socabaya por este enlace; esto último corresponde al Estudio de Operatividad de dicha línea, sin embargo, en caso exista una menor disponibilidad de transmisión el COES realizará la actualización del ERACMF." Respuesta: Si los análisis de estabilidad del estudio de operatividad del proyecto o los que desarrolle el COES revelaran un límite de transmisión menor a 505 MVA, el COES 87 de 104

88 definirá el ERACMF del Área Sur considerando dicho límite. Sin embargo, dicha actualización se hará en los plazos que establece el Procedimiento para supervisar la implementación y la actuación de los esquemas de rechazo automático de carga y generación, es decir, con el desarrollo del Estudio de Rechazo Automático de Carga y Generación que definirá los esquemas del año En cualquier caso, el ERACMF del año 2011 será suficiente para preservar la estabilidad de frecuencia del Área Sur frente a una desconexión del enlace transmitiendo 505 MVA, en el extremo de recepción, o menos. En la tabla 6.2 Ampliaciones de Carga de Usuarios Libres, sugerimos incluir la fecha prevista de toma de carga de dichos usuarios, así como sustentar la fuente de la información. Respuesta: No disponemos de las fechas exactas para dichos incrementos de carga. Estas ampliaciones de carga se tomaron de los estudios de Pre-Operatividad u Operatividad presentados al COES y de la información de los usuarios libres entregada a requerimiento del COES, en el mes de marzo. El numeral 8 del informe, el ERACMF en la Zona Sur, el COES considera el rechazo de carga por Mínima Tensión del Cliente Cerro Verde, según manifiesta el COES por haber actuado de forma recurrente en las Fallas que ocurrieron en la interconexión Centro-Sur. Respecto a este punto consideramos que el COES debe justificar adecuadamente sus premisas, pues al ser estas protecciones propias de Cerro Verde, este cliente podría decidir en cualquier momento modificarlas. Sugerimos al COES formalizar con el cliente Cerro Verde el ajuste de estas protecciones y ser consideradas en el Estudio. Caso contrario debería modificar la Tabla 8.1 ERACMF propuesta para el Sur sin considerar el esquema de protección por mínima tensión de Cerro Verde. Respuesta: El numeral del Procedimiento faculta al COES a solicitar los ajustes de las protecciones propias de los integrantes del SEIN con la intención de que sean utilizados en la elaboración del Estudio de RACG. En consecuencia, Cerro Verde ha informado al COES los ajustes señalados para dicho fin, sin manifestar alguna intención de cambiarlos. En el EDAGSF, numeral 11.2, en el evento de desconexión del enlace Mantaro- Cotaruse-Socabaya incorporan a la TG3 de la CT Chilca en el Rechazo de Generación, al respecto le sugerimos cambiar esta unidad con otra unidad similar cuyo costo variable de operación sea menor, es decir este despachando en lodos los escenarios analizados. Casa contrario le agradeceremos sustentar las razones por las cuales se selecciona la TG3 de Chilca Uno. Respuesta: Por la magnitud del exceso de generación en el sistema Centro-Norte que provoca la desconexión de la Interconexión Centro-Sur con su capacidad incrementada a 505 MVA, se requiere la desconexión de una unidad de capacidad semejante a las 88 de 104

89 que se encuentran en la zona de Chilca. Al momento de elaborarse los despachos económicos que sirvieron para el desarrollo de los escenarios de análisis del presente Estudio, la unidad TG3 de la central Chilca se encontraba despachada en todos los escenarios. Debe señalarse, sin embargo, que lo que importa es que desconecte sólo una de las unidades de la central Chilca. Así, debe implementarse una lógica tal que la unidad TG3 desconecte de acuerdo a los ajustes indicados pero, en caso de no estar despachada esta unidad, desconecte la unidad TG2 o la TG1. En el Anexo 3, Proyectos de Generación, indicar la fecha en la que ingresa los proyectos de generación. De acuerdo a las Licitaciones RER se tiene previsto el ingreso de la CT Huaycoloro - Biomasa el año 2011que el COES no ha considerado en su informe. Respuesta: Al momento de elaborarse los despachos económicos que sirvieron para el desarrollo de los escenarios de análisis del presente Estudio, no se tenía información del comportamiento dinámico de esta central. Por ello, su aporte al SEIN (4 MW) fue restado a la demanda. En el Anexo 3, Proyectos de Transmisión, hacemos las siguientes observaciones: Se aprecia que la LT Chilca-Zapallal 220kV el COES considera su ingreso en Marzo 2011, según el MINEM, inclusive considerando la ampliación del plazo del contrato entraría en operación en Oct Se sugiere verificar esta fecha. Se aprecia que las LT Carhuamayo-Paragsha 220kV y LT Paragsha-Conocha 220kV el COES considera su ingreso en Marzo de 2011, cuando de acuerdo al contrato con el MINEM estas líneas ingresarían en operación en noviembre e Se sugiere verificar esta fecha. Se aprecia que las LT Conocoha-Huallanca 220kV y LT Huallanca-Cajamarca 220kV considera su ingreso en Marzo de 2011, cuando de acuerdo a la ampliación del plazo del contrato con el MINEM estas líneas ingresarían en operación en mayo de Se sugiere verificar esta fecha. Respuesta: El cuadro de los ingresos de las instalaciones (anexo IV en el presente Informe Final) ha sido malinterpretado. No se ha dicho que estos ingresos se producirán en Marzo del 2011, sino antes de Marzo de 2011, que es el mes que corresponde a los escenarios de avenida. Para evitar confusiones, se ha cambiado los encabezados del cuadro, indicando si el proyecto se encuentra en servicio en los escenarios de avenida y estiaje o en los escenarios de estiaje solamente. En la elaboración de los escenarios de análisis se tomó en cuenta las fechas de ingreso indicadas en los documentos CS de ISA y OFICIO Nº MEM/DGE del MINEM, siendo estas: Chilca-Zapallal 220 kv: Octubre 2010, Paragsha-Carhuamayo: Agosto 2010, Conococha-Paragsha: Noviembre 2010, Conococha-Huallanca: Mayo 2011 y Cajamarca-Huallanca: Mayo Se ha corregido el cuadro en el caso de las líneas Conococha-Huallanca y Cajamarca-Huallanca. 89 de 104

90 En el Anexo 4, Despachos de Generación no se aprecia los encabezados de las tablas, por lo que dificulta su análisis y revisión, sugerimos completar estos encabezados. Respuesta: En el Informe Final del Estudio se ha corregido lo solicitado. Finalmente, solicitamos al COES incorporar en el informe las observaciones y comentarios realizados anteriormente. Respuesta: Con el presente anexo, se da cumplimiento a lo solicitado. I.3 OBSERVACIONES DE ANTAMINA Se debe considerar una demanda máxima de 145 MW a partir del último trimestre del (Tabla No. 6.2) Respuesta: Se han modificado los escenarios de análisis considerando 80 MW en los escenarios de avenida y 145 MW en los escenarios de estiaje. En el Anexo 5 consideramos que se debe incluir la siguiente tabla: Protecciones de mínima tensión del cliente Antamina Respuesta: Se ha adicionado las protecciones indicadas en el modelo dinámico del SEIN y se han reportado en el anexo respectivo, conforme a lo solicitado. 90 de 104