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

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3 RESINCRONIZACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA OPERATIVA SUR-ESTE AL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANO Francisco Torres García, Comité de Operación Económica del Sistema Peruano (COES) Yofré Jácome Depaz Red de Energía del Perú (REP) RESUMEN: El presente artículo describe los problemas dinámicos que presentan los sistemas interconectados mediante enlaces débiles y muy radiales, con bajo torque sincronizante y un bajo torque amortiguante. Agravada esta situación por los bajos valores de inercias (H) de las unidades de generación y las grandes reactancias externas observadas por éstas centrales. Estas condiciones se tornan críticas con la desconexión de una línea, la que lleva a una pérdida de sincronismo a uno de los sistemas ó le provoca oscilaciones inestables crecientes que finalmente llevan al colapso a las unidades de generación. Presentamos un caso real en el sistema eléctrico Peruano, ocurrido en el área operativa sur-este, cuando después de la desconexión de una de las líneas de enlace, dicha área perdió sincronismo apareciendo una sobrefrecuencia (64.8 Hz), mientras que simultáneamente en el resto del sistema se detectó una disminución de frecuencia (58.7 Hz). Lo increíble del evento, es que esta condición de dos frecuencias se presentó estando en todo momento conectada físicamente el área sur-este al sistema interconectado, pero eléctricamente estaban desacoplados. Este fenómeno permaneció por espacio de 62 segundos, resincronizando luego el área sureste, al disminuir el flujo de potencia por la línea de interconexión (enlace débil), por la desconexión de grupos de generación. PALABRAS CLAVES: Sistema débil, pérdida de estabilidad, resincronización, área operativa. 1. Introducción El enlace de dos sistemas eléctricos a través de una línea de transmisión con una capacidad de transmisión inferior (en 1% - 15%) [2] a la potencia del sistema menor, es considerado un "enlace débil", en la cual tiene que ser determinado el límite de transmisión por estabilidad, para poder asegurar una operación confiable en forma permanente. Para los sistemas con enlaces débiles es necesario considerar una reserva suficiente que garantice la estabilidad necesaria para el funcionamiento confiable de los sistemas enlazados, tal como establecer los límites de transmisión del enlace considerando un margen de seguridad. El operar estos enlaces en su límite de estabilidad, puede propiciar la aparición de oscilaciones de potencia (si éstas salen de los límites permitidos) desmejorando la calidad de la energía suministrada a los consumidores, y poniendo en estado de alerta la operación de los sistemas. Los enlaces débiles representan restricciones en los sistemas de potencia. La pérdida de sincronismo de los enlaces débiles frecuentemente está ocasionada por la desconexión de una de las líneas en paralelo o por un desbalance de potencia surgido en uno de los sistemas interconectados. Los cortocircuitos, incluso los más severos, no provocarían la pérdida de la estabilidad transitoria, sí las fallas fueran despejadas rápidamente por las protecciones básicas con un tiempo menor al tiempo crítico. Los análisis de eventos reales como los descritos anteriormente, se realizan a partir de las evidencias obtenidas de los sistemas scadas de los centros de control, de los equipos de protección y de los equipos osciloperturbógafos, que registran las fallas mediante la captura de las variables de estado como tensión y corriente con una elevada resolución de muestreo. Los actuales registradores de falla tienen capacidades múltiples como la de registrar formas de onda, señales digitales, valores rms, frecuencia, etc, y los intervalos de registro son configurables y pueden ir desde los milisegundos hasta las horas. En el Perú gracias al uso de los registradores de falla que se tienen instalados en diferentes puntos del sistema eléctrico, se registro un fenómeno interesante originado por la desconexión de una línea de transmisión la cual produjo una pérdida de sincronismo de un área operativa. Esta pérdida de sincronismo no fue detectada por el esquema de separación de 1 / 1

4 áreas, por lo que el área que perdió sincronismo no se separó del sistema; manteniéndose conectado con una sobrefrecuencia. 2. Estabilidad de los Sistemas de Potencia La estabilidad es una condición de equilibrio entre fuerzas opuestas. El mecanismo por el cual las máquinas síncronas interconectadas mantienen sincronismo con otras por fuerzas restauradoras, las cuales tienden a acelerar ó desacelerar una o más máquinas con respecto a otras. Bajo condiciones de estado estacionario, esto es el equilibrio entre el torque mecánico de entrada y el torque eléctrico de salida de cada máquina y la velocidad constante. Sí el sistema es perturbado este equilibrio termina, resultando en una aceleración o desaceleración de los rotores de las máquinas de acuerdo a las leyes dinámicas de los cuerpos. Si un generador temporalmente se acelera sobre otro, la posición angular de éste rotor sobre el de la máquina más lenta se incrementa. La diferencia angular resultante transfiere parte de la carga de la máquina más lenta a la más rápida, dependiendo de su relación potencia ángulo. La relación potencia ángulo es fundamentalmente no lineal. Por encima de un cierto límite un incremento en la separación angular es acompañado por un decremento en la potencia transferida y provoca más inestabilidad. En algunas situaciones, la estabilidad del sistema depende de la posición angular del rotor, para saber si tendrá suficiente fuerza restauradora. Cuando una máquina síncrona pierde sincronismo ó Pierde el paso con el resto del sistema, el rotor gira a una alta o baja velocidad en la que requiere generalmente de tensiones y frecuencia del sistema. El deslizamiento entre el campo giratorio del rotor (correspondiendo a la frecuencia del sistema) y el campo del rotor resultan en grandes fluctuaciones en la potencia de salida de la máquina, tensión y corriente; esto causa que las protecciones aíslen la máquina del sistema. La pérdida de sincronismo puede ocurrir entre una máquina y el resto del sistema o entre grupos de máquinas. Pudiendo recuperarse después el sincronismo para las demás maquinas, separando del sistema la máquina que ocasionó esta condición. Con sistemas eléctricos de potencia, el cambio en el torque eléctrico de una máquina síncrona seguido a una perturbación puede ser resuelto en dos componentes: Te = T S. δ + T D. ω Donde: T S. δ ; es conocido como la componente de torque sincronizante; siendo T S el coeficiente de torque sincronizante. T D. ω ; es conocido como la componente de torque amortiguante; siendo T D el coeficiente de torque amortiguador. La estabilidad del sistema depende de la existencia de ambos componentes de torque de cada máquina síncrona. La falta de un suficiente torque sincronizante resulta en una inestabilidad angular por el gran desplazamiento del ángulo de rotor. De otro lado, la falta de suficiente torque amortiguante resulta en inestabilidad oscilatoria. Por conveniencia en análisis y para conseguir una respuesta natural de los problemas de estabilidad, es usual caracterizar el fenómeno de estabilidad angular del rotor en términos de las siguientes dos categorías: a) Estabilidad de pequeñas señales, es la habilidad de los sistemas de potencia de mantener el sincronismo bajo pequeños disturbios. Se analizan los diferentes comportamientos oscilatorios post-falla. b) Estabilidad transitoria, es la habilidad de los sistemas de mantener el sincronismo luego de severos disturbios. La repuesta del sistema esta relacionada a grandes deslizamientos del ángulo del rotor influenciado por la no linealidad de la relación potencia-ángulo. 3. El fenómeno de Oscilación de Potencia El fenómeno de oscilaciones de potencia es estudiado por la estabilidad de pequeñas señales, la cual se presenta ante disturbios menores como las pequeñas variaciones en la carga y generación, provocando oscilaciones que pueden llevar al sistema a una condición de operación estable ó inestable. La respuesta natural del sistema luego del disturbio, depende mucho del punto de operación, de la fortaleza del sistema de transmisión (enlace débil ó robusto) y de los tipos de controladores de los generadores. El comportamiento del sistema es evaluado a través de los tipos de oscilaciones que se presentan posterior a la falla, los cuales han sido definidos en los siguientes tipos [3] : 2 / 1

5 Modos Interáreas, asociados a oscilaciones entre grupos de máquinas de una parte del sistema contra otra. Los rangos de frecuencias es.1.7 Hz. Modos locales e intraplanta, son oscilaciones asociadas a un grupo de máquinas dentro de una zona o dentro de una planta. Los rangos de frecuencias es.7 2. Hz. Modos de Control, son las oscilaciones que aparecen por efecto de los controles de los generadores (regulador de velocidad y la tensión), control de los SVC, etc. Los rangos de frecuencias es.1.25 Hz. Modos Torsionales, son asociados a las oscilaciones entre turbina y generador causado por los controle de del HVDC, reguladores de velocidad, control de compensación serie, etc. Los rangos de frecuencias es 1 45 Hz. La inestabilidad de pequeña señal se puede presentarse de dos formas: a) Incremento del ángulo del rotor debido a la falta de suficiente torque sincronizante (ver Figura N 3.2); b) Incremento de la amplitud de oscilaciones del rotor de la máquina, debido a la falta de un suficiente torque amortiguante (ver Figura N 3.3). δ ω Figura N 3.1. Oscilación estable con la tensión de campo constante. δ t T D Estable: * Positivo Ts; * Positivo T D Te Ts T δ ω T D δ Inestabilidad Oscilatoria: * Positivo Ts; * Negativo T D Figura N 3.3. Oscilación inestable con control de excitación 4. El fenómeno de Pérdida de Sincronismo. La potencia activa transmitida a través de una línea de transmisión ideal (sin pérdidas), que enlaza sistemas que operan interconectados tal como se muestra en la Figura N 4.1, esta determinado en función de las variables de estado y los parámetros del sistema, según la siguiente relación: P = P = P = S R t E S E R X T T Senδ ω T T (1.) Se observa que el flujo de potencia activa depende de la magnitud de la tensión de las fuentes equivalentes, la impedancia total de enlace y el seno del ángulo de defasaje entre las tensiones de las dos fuentes equivalentes. Considerando que ambos sistemas son fuertes, se podría asumir que las tensiones se mantendrían constantes; por lo que, al incrementar la diferencia angular entre las fuentes equivalentes se tendrá una variación sinusoidal de la potencia transmitida por la línea tal como se observa en la Figura N 4.2. A medida que incrementamos el flujo a través de las líneas de transmisión, el ángulo entre las dos fuentes se incrementa, llegando a un a un valor de 9º que será el punto de máxima transferencia de potencia, conocido también como el límite de estabilidad estática. δ t δ Inestable no oscilatorio: * Negativo Ts; * Positivo T D Ts Figura N 3.2. Oscilación inestable con la tensión de campo constante Figura N 4.1 Sistema de potencia simplificado entre dos generadores. 3 / 1

6 Figura N 4.2 Potencia transmitida por las líneas con la variación del ángulo entre las fuentes. Para analizar el comportamiento de las oscilaciones de potencia en la línea de interconexión entre los dos sistemas, se analizara el caso de una falla en una de las líneas de interconexión. Se considera la ocurrencia de una falla en una de las líneas del sistema de la Figura N 4.1 (línea B ), la cual describe diferentes curvas de comportamiento de la potencia transmitida por la línea, presentándose 3 estados: - El estado pre-falla. - El estado de falla (línea en cortocircuito), y - El estado post-falla (cuando la línea B es abierta). Para cada uno de éstos estados se tendrá una potencia máxima de transmisión diferente, siendo el caso más crítico cuando se encuentra en falla, debido a que presenta una capacidad inferior a la potencia que se transmite. Dependiendo del tiempo de duración de la falla y del tipo (monofásica, bifásica ó trifásica) se puede confeccionar las curvas Potencia (P) & ángulo (δ) para cada estado y analizar mediante el criterio de igualdad de áreas si la oscilación producida será estable ó inestable tal como se muestra en la Figura N 4.3. Asimismo, podemos analizar la estabilidad a partir del comportamientos del ángulo de las máquinas con respecto del tiempo, según se aprecia en la Figura N 4.4. Toda oscilación de potencia se presenta siempre entre dos generadores ó grupos de generadores, que tratan de buscar el nuevo punto de equilibrio después de ocurrido un cambio apreciable en los parámetros del sistema o variables de estado. δf δο Figura N 4.3 Criterio de igualdad de áreas. Oscilación de potencia inestable Oscilación de potencia estable Figura N 4.4 Diferencia angular entre generadores en función del tiempo. Estas oscilaciones se reflejan en todas las partes del sistema, presentándose las oscilaciones más severas en el centro eléctrico de oscilación, ya que en este punto es donde el la tensión puede llegar a valores cercanos a cero. La localización del centro eléctrico de un área operativa depende de la ubicación de los generadores (fuentes) y de las impedancias que hay entre ellos (como líneas, transformadores, etc). Ahora, suponiendo que el centro eléctrico de la Figura N 4.1 luego de la desconexión de la línea B, se encuentre en la línea A y al incrementarse el ángulo δ, la tensión en el centro eléctrico disminuye como se muestra en la Figura N 4.5. Esta disminución de la tensión origina que la impedancia vista por los relés de distancia cercanos al centro eléctrico ingrese a las zonas de operación de los relés. Los relés de distancia que se encuentren más cerca al centro eléctrico son los más susceptibles a percibir las oscilaciones, periodo en el cual, la impedancia observada por el relé puede entrar a la zona de operación de los mismos. Existen diversas formas de bloquear los relés durante estas oscilaciones de potencia 4 / 1

7 ya que el relé, deberá disparar sólo ante una falla. 9 E S E S 18 δ" E C δ' E C δ ES EC Figura N E R E R ER Diagrama fasorial de la tensión para diferentes ángulos entre generadores. Una forma de determinar si una oscilación de potencia es estable ó inestable es basándonos en las mediciones hechas por el relé de distancia, usando la característica de impedancia de los relés de distancia se pueden determinar el estado de las oscilaciones de potencia, en la Figura N 4.6 se muestra la impedancia vista por un relé de distancia en tres etapas: El punto 1, es conocido como el límite de estabilidad de estado estable. El punto 2, es conocido como el límite de estabilidad de estado transitorio, El punto3, es conocido como el punto de pérdida de sincronismo de dos sistemas. Figura N 4.6 Diagrama de Impedancia entre generadores para diferentes ángulos de oscilación. La peor condición dinámica a la que se somete a un sistema eléctrico es una pérdida de sincronismo a 18º; por lo que, para evitar esta condición se implementan esquemas de separación de áreas como se muestra en el siguiente diagrama (Figura N 4.7). 1 MW Figura N MW 3 MW Punto de desconección 5 MW 4 MW Estratégia de separación de áreas, ante pérdida de sincronismo. Grid Qué ocurre cuando el sistema pierde sincronismo y no separamos las áreas? La pérdida de sincronismo de una área operativa, significa que ambos sistemas están eléctricamente separados pero físicamente conectados, presentándose diferentes frecuencias en ambos sistemas. A medida que transcurre el tiempo, la frecuencia del sistema que perdió sincronismo se incrementará gradualmente hasta estabilizarse en un valor elevado, mientras que en la otra área del sistema su frecuencia tenderá a disminuir. Para comprobar lo mencionado, se realizó una simulación de estabilidad transitoria de una pérdida de sincronismo originado por una falla en una línea y posterior desconexión de la misma. Los resultados de la simulación se muestran en la Figura N 4.8, en la que se 5 / 1

8 observa que el sistema que perdió sincronismo incrementó su frecuencia considerablemente, mientras que su ángulo sufre un gran deslizamiento. La forma de diente de sierra que presenta el ángulo en la simulación, se debe a que la unidad sobrepaso los 18 eléctricos y dio una vuelta completa. Puno se tiene un autotransformador de 22/138kV, que enlaza éstos dos niveles de tensión. FALLA S.E. SOCABAYA Figura N 5.1 Diagrama unifilar de área operativa Sur- Este del SEIN. SICN Figura N 4.8 Diagrama de Impedancia entre generadores para diferentes ángulos de oscilación. En el Perú no se tiene implementada esta estrategia de desconexión de líneas por pérdida de sincronismo, es por ello que ocurrió un evento en el cual las condiciones operativas del sistema originaron que el centro eléctrico de oscilación de potencia se encontrara en un autotransformador de potencia, por lo que los relés de distancia no detectaron la pérdida de sincronismo y se mantuvo los dos sistemas unidos con diferentes frecuencias. Este evento fue claramente identificado gracias al uso de los registradores de fallas. 5. Caso de Pérdida de Sincronismo y Resincronización del Área Operativa Sur-Este Descripción del Área Sur-Este El área sur-este del sistema eléctrico Peruano comprende líneas de 138kV y 22kV, con dos centrales de generación como San Gabán (11 MW) y Macchupichu (85 MW) y formando una configuración en anillo con el área sur-oeste (ver Figura N 5.1) a través de dos enlaces: Enlace 1: líneas de 138 kv entre Tintaya- Santuario (L-18/L-12); Enlace 2: líneas en 138 kv entre Azángaro- Puno (L-111/L-112) y línea en 22 kv entre Puno-Moquegua (L-23). Además, en la S.E. Es un área exportadora de potencia, ya que tiene poca carga; asimismo, debido a la falta de equipos de compensación reactiva en la zona, las centrales de generación operan subexcitadas para absorber reactivos. Las protecciones de distancia de éstas líneas tienen activada la función de bloqueo por oscilación de potencia. Los grupos de generación de la central San Gabán observa una reactancia externa de.5 pu [5,6] y no tiene implementados relés de pérdida de paso, mientras que los grupos de la central Macchupichu observan una recatancia externa de.45 pu [5,6] y sí cuenta con la protección de pérdida de paso, pero con unos ajustes muy conservadores (valores elevados). Caso de Falla en línea L-18(Callalli-Tintaya) El evento que describiremos ocurrió el 9 de Octubre del año 22 a las 13:9 horas, se inició con una falla bifásica en la línea de 138 kv Tintaya Callalli (L-18) en las fases S-T, provocada por descargas atmosféricas (ver Figura N 5.1). En la S.E. Tintaya, la falla bifásica fue observada por la protección de distancia en zona-1, desconectando a los 7 ms. Mientras que, en la S.E. Callalli fue observado en zona-2 desconectando a los 17 ms por aceleración de disparo (ver Figura N 5.2). Con la desconexión de la línea L-18 se despejó la falla y se interrumpió un flujo de potencia de 6.8 MW con dirección hacia Callalli. También, la desconexión de ésta línea 6 / 1

9 cambio la configuración del área Sur-Este de anillo a una configuración radial, quedando conectada al sistema a través del enlace 2, evacuando todo el flujo exportador que era de aproximadamente 11 MW, sobrecargándose las líneas L-111 y L-112. el 2 R/Volt 1-1 Todo el evento fue registrado en la S.E. Moquegua en la línea L-23, oscilografía con la cual se pudo analizar el comportamiento del sistema durante todo el proceso oscilatorio hasta su estabilización. De este registro oscilográfico también se determinó que el evento tuvo una duración de 62 segundos, el cual se muestra en las partes (a) y (b) de la Figura N 5.3. CORRIENTES el 3 R/Volt el 4 R/Volt 1-1 el 6 R/Volt TENSIONES el 7 R/Volt Figura N 5.2 Oscilografía de la falla bifásica (S-T) en la línea L-18, registrado en la S.E. Callalli. Seguidamente se originaron fuertes oscilaciones de potencia en las centrales de San Gabán, Macchupichu, Ilo1-2, repercutiendo también en menor magnitud en la C.T. Aguaytía, la cual disminuyó su generación de 15 MW a 134MW por actuación de su automatismo de carga. La frecuencia del sistema registró una disminución que llego a los 59 Hz, provocando la activación del esquema de rechazo automático de carga, interrumpiendo 19.5 MW. Sin embargo, en el área Sur-Este se registró un súbito incremento de frecuencia que alcanzó los 64.8 Hz. Todo el proceso de oscilaciones de potencia tuvo una duración de 62 segundos, el cual fue controlado con la reducción de generación de las centrales de San Gabán y Macchupichu, retornando al estado estable, con una única frecuencia. Pérdida de Sincronismo de Área Operativa El cambio súbito de las condiciones operativas del área Sur-Este al desconectar la línea L-18 y quedar en una configuración débil muy radial y con una severa sobrecarga permanente de la línea, ocasionó que esta área pierda el sincronismo, presentando severas oscilaciones de potencia de baja frecuencia de 5.18 Hz, correspondiendo al rango de frecuencias inestables. -5 el 8 R/Volt R/Volt 1-1 R/Volt 1-1 R/Volt 1-1 R/Volt -5 R/Volt -5 R/Volt CORRIENTES (a) TENSIONES (b) Figura N 5.3 Oscilografía de la línea L-23 registrado en la S.E. Moquegua. (a) Registro de los primeros 31 segundos del evento. (b) Registro desde el 31 a los 62 segundos del evento. Del registro oscilográfico se observó que durante los siete primeros segundos se tuvieron oscilaciones de 5.18 Hz, disminuyendo luego en forma gradual hasta 2.5 Hz, frecuencia en la que se mantuvo oscilando por 52 segundos más, hasta que llego a su frecuencia nominal de operación. Del comportamiento observado a través de las oscilaciones de baja frecuencia, se diagnostica que inicialmente se produjo una 7 / 1

10 pérdida de sincronismo de toda el área Sur-Este al sobrepasar el límite de transmisión de las líneas L-111/L-112; y luego la permanencia oscilatoria con frecuencia de 2.5 Hz evidencia la falta de amortiguamiento de las unidades de generación mediante un buen ajuste de las señales estabilizantes. Durante todo el proceso oscilatorio con frecuencia inestable de pérdida de sincronismo ninguna protección de línea actuó, debido a que el centro eléctrico de la oscilación de potencia del área Sur-Este se ubicó en el autotransformador de la S.E. Puno debido a la magnitud de impedancia en serie con las líneas que presentaba. Las oscilaciones inestables fueron prolongadas ante la permanencia de la sobrecarga a través de las líneas L-111 y L-112 al no disminuir la generación de las centrales del área Sur-Este; debido a que la protección de pérdida de paso de los grupos de la C.H. Macchupichu tenían ajustes inadecuados; mientras que, los grupos de la C.H. San Gabán no poseen protección de pérdida de paso. La C.H. San Gabán sufrió severas fluctuaciones de potencia desde un valor máximo hasta una condición de motorización, registrándose oscilaciones de potencia de baja frecuencia de 5.4 Hz, como se observa en la Figura N 5.4. Figura N 5.4 Oscilografía registrada en la C.H. San Gabán. Debido a que el centro eléctrico de la oscilación estaba en la S.E. de Puno, las centrales del área Sur-Este oscilaron contra centrales ubicadas al otro lado, identificándose que el que tuvo mayor participación fue la central térmica de Ilo-2 al observarse una frecuencia de oscilación de 5.3 Hz, en la oscilografía de la Figura N Hz Figura N 5.5 Oscilografía del flujo de potencia por la línea L-227 hacia Ilo2. Registro obtenido en la S.E. Moquegua. Resincronización de Área Operativa Con la desconexión de la línea L-18 y la perdida sincronismo el área Sur-Este la frecuencia en esta zona se incrementó súbitamente desde 59.85Hz hasta 64.8Hz durante los 12 primeros segundos, y luego descendió hasta 61.7 Hz y permaneció en este valor por 38 segundos, posteriormente subió a Hz ante la desconexión de carga debido a las oscilaciones. Finalmente, en los 12 últimos segundos del evento la frecuencia disminuyó hasta 6.1 Hz debido a la desconexión en forma manual de un grupo de la C.H. Macchupichu y disminución manual de la generación de San Gabán. Con estas acciones, el área Sur-Este resincronizó al SEIN. Mientras tanto, en el resto del SEIN en forma simultánea la frecuencia registra una disminución hasta 59. Hz por 15 segundos aproximadamente, luego del cual se recupera hasta alcanzar 59.7 Hz permaneciendo en este valor por espacio de 35 segundos; luego del cual, comienza a recuperarse hasta alcanzar el valor de 6.18 Hz, terminando el evento. Ambos comportamientos de la frecuencia fueron registrados con equipos GPS que tienen una resolución de una muestra por segundo y están ubicados en la C.H. San Gabán y en el Centro de Control del Coordinador. Con esta información, se graficó superponiendo ambos registros, el mismo que se muestra en la Figura N 5.6. Con esta oscilografía se evidencia la pérdida de sincronismo del área Sur-Este, así como la permanencia por 62 segundos de dos sistemas eléctricamente aislados pero físicamente 8 / 1

11 conectados, que mantenían frecuencias diferentes hasta el instante en que volvieron a resincronizar. FRECUENCIAS EN EL SISTEMA Falla en la Línea Tintaya-Callalli (L-18) 9-Oct-2 Hora : 13:9 h Area Sur-Este con sobrefrecuencia Frecuencia (Figura N 5.8), que es un fenómeno poco frecuente de ocurrir y que poco se habla de ello. Normalmente la bibliografía moderna refiere a los fenómenos de pérdida de estabilidad angular ó de tensión, sin mencionar el caso de frecuencia, ya que hoy en día este caso no suele ocurrir porque los sistemas son más robustos ó los sistemas de protección actúan antes de ocurrir este fenómeno. Frecuencia (Hz) Desconexión de carga 62 segundos Desconexión manual de un Grupo de la CH. Machupicchu CH. San Gabán baja generación en forma manual SEIN con sub-frecuencias 13:7: 13:7:1 13:7:2 13:7:3 13:7:4 13:7:5 13:8: 13:8:1 13:8:2 13:8:3 13:8:4 13:8:5 13:9: 13:9:1 13:9:2 13:9:3 13:9:4 13:9:5 13:1: 13:1:1 13:1:2 13:1:3 13:1:4 13:1:5 13:11: 13:11:1 13:11:2 13:11:3 13:11:4 13:11:5 13:12: Tiempo (s) Figura N 5.6 Comportamiento de la frecuencia del SEIN y del área Sur-Este, durante todo el evento. El rechazo de generación durante la pérdida de sincronismo originó que disminuya el flujo de potencia por las líneas L-111/L-112 volviendo a las condiciones de operación estable. También se obtuvo registros oscilográficos en la S.E. Tintaya y Moquegua, con los cuales el se superpusieron las ondas de tensión observándose el deslizamiento angular de ambos sistemas durante todo el evento de pérdida de sincronismo, el mismo que podemos observarlo en la Figura N 5.7. Figura N 5.7 Comparación de ondas de tensión entre barras de Tintaya_138kV Moquegua_22kV. Finalmente podemos resaltar, que este evento nos permitió conocer el comportamiento de los sistemas ante una Pérdida de Estabilidad de Figura N 5.8 Diagrama de tipos de estabilidad que existen en los sistema eléctricos, dibujo tomado de la referencia [2]. Gracias, a los registros oscilográficos capturados en este evento, se pudo determinar el origen de todos los eventos sucedidos. 6. CONCLUSIONES Los enlaces débiles están expuestos a llevar a condiciones de pérdida de sincronismo al área menor en caso de contingencia, por lo que debe ser calculado su límite de transporte por estabilidad. La sobrecarga de una línea que conforma un enlace débil entre dos sistema, puede provocar la pérdida de sincronismo por frecuencia en la menor área, llevándola a una condición de sobre ó subfrecuencia. Es posible recobrar la estabilidad de un área que mantiene un enlace débil con un sistema, disminuyéndole el flujo de potencia de transmisión que le provoca dicha condición, lo cual se consigue disminuyendo generación de uno de los extremos. A esta acción se le conoce como Resincronización de un Área Operativa. En los enlaces débiles que se tengan en un sistema, es necesario plantear esquemas de 9 / 1

12 formación de islas, para evitar que las máquinas se fatiguen con severas oscilaciones provocadas por la pérdida de sincronismo; tomando el criterio de centro eléctrico. La implementación de registradores de fallas permitieron capturar las variables del sistema, con los cuales se determinó el fenómeno ocurrido y se realizó todos los análisis. 7. REFERENCIAS [1] Informe de Análisis de Fallas del Comité de Operación Económica del Sistema Peruano (COES) "DEV-8-22" del [2] Venikov, V. "Procesos Transitorios Electromecánicos en los Sistemas Eléctricos de Potencia" Editorial MIR-Moscú. MIR, [3] Kundur, P. "Power System Stability and control" Power System Engineering Series. McGraw-Hill, 1994 [4] Anderson, P.M. and Fouad, A. A. "Power System Control and Stability" IEEE Press Power Engineering Series, 23. [5] Informe Cesi N A/ Pruebas de estabilización de la central de San Gabán (Perú), Noviembre 2. [6] Informes CESI N A2/2126, A2/21863 y A2/ Pruebas de Estabilidad Permanente en las Centrales Hidroeléctricas San Gabán II y Charcani V, Central Termoeléctrica ILO 2, Octubre 22. Actualmente trabaja como Especialista en Supervisión de la Calidad en el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Peruano (COES) y a la vez es profesor de la Escuela de Post-Grado de la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI). Yofré Jácome Depaz, Ing, nacido en Huaraz Perú, realizó sus estudios de antegrado y Maestría en la Universidad Nacional de Ingeniería en Lima Perú. Realizó cursos de especialización en sistemas de protección eléctrica en la Universidad de Madison USA en 23, 24. Realizó curso de especialización en transitorios electromagnéticos en la empresa DIGSILENT Alemania en 25. Actualmente trabaja como Especialista en Análisis y Sistemas de Protección en la Empresa de transmisión eléctrica Red de Energía del Perú (REP). Agradecimiento Agradecemos al Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Peruano (COES), Red de Energía del Perú y empresas integrantes del COES, por el apoyo y facilidades brindadas para el desarrollo y exposición del presente artículo. AUTORES Francisco Torres García Ing, MSc, nacido en Lima Perú, realizó sus estudios de antegrado en la Universidad Nacional de Ingeniería en Lima-Perú, graduándose como Ingeniero Electricista en Realizó sus estudios de post-grado en Ingeniería Eléctrica entre en la Universidad Federal de Río de Janeiro - Brasil, graduándose como Master en Ciencias con mención en Sistemas de Potencia. Realizó curso de especialización en sistemas de protección de líneas de transmisión en la Universidad Autónoma de Nuevo León - México en 23. Realizó un Quick MBA (Especialización en Administración de Empresas) en la Escuela de Gestión y Economía Lima Perú en 23. Realizó curso de especialización en sistemas de protección de generadores en la Universidad Santa María Chile en / 1

13 SEMINARIO INTERNACIONAL EXPLOTACION OPTIMA DE SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA FENOMENOS DINAMICOS EN EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL PERU Expositor: Francisco Torres Garcia COES 3 Noviembre,, 25 Lima, PERU

14 FENOMENOS DINAMICOS IDENTIFICADOS EN EN EL EL SISTEMA INTERCONECTADO DEL PERU Estabilidad Permanente - Area Norte ; - Area Piura ; - Aguaytia y Pucallpa Estabilidad de Tensión - Paragsha ; - Marcona. V P/ V P Pérdida de Sincronismo y Resincronización - Area Sur-Este Este. 3/11/25 Francisco Torres G. 2

15 CARACTERISTICAS DEL SISTEMA ELECTRICO PERUANO Sistema de Transmisión 1.- Una a configuracic onfiguración muy Radial. 2.- Falta de Compensación Reactiva. 3/11/25 Francisco Torres G. 3

16 CARACTERISTICAS DEL SISTEMA ELECTRICO PERUANO Sistema de Generación 1.- Tienen una Reactancia Externa muy Elevada. 2.- Inercias de las maquinas bajas. Central Malacas (TGN4) Cañón de Pato Aguaytía Ilo 2 San Gabán II Reactancia Externa (pu) CENTRALES HIDRAULUCAS H(s) Malpaso 3. Canon del Pato 2.2 Restitucion 3.3 Moyopampa 3.5 Carhuaquero 2.8 Yaupi 2.7 Machu Picchu 1.9 Callahuanca-1 2. Callahuanca San Gaban II 2.9 Matucana 2.95 Huinco 2.2 CENTRALES TERMICAS H(s) Ilo Ilo-TV3 3. Aguaytia 4.8 Malacas 4.8 Ventanilla 2.5 Santa Rosa-UTI 1.7 Santa Rosa-BBC 1.8 Chimbote 9.3 Trujillo 9.3 Machupicchu Operacion de varias maquinas subexcitadas. 3/11/25 Francisco Torres G. 4

17 ESTABILIDAD TRANSITORIA Puede provocar Pérdida de sincronismo ESTABILIDAD ANGULAR ESTABILIDAD PEQUEÑA SEÑAL Puede provocar Oscilaciones Inestables 3/11/25 Francisco Torres G. 5

18 ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL Te 2 d θ Tm Te = J 2 dt Tm Te = Ts + Ta Te = T S. δ + T a. ω Ts = torque sincronizante Ta = torque amortiguante Ta Te Ts 3/11/25 Francisco Torres G. 6

19 ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL POTENCIA & TIEMPO Estable Oscilatorio Inestable 3/11/25 Francisco Torres G. 7

20 ESTABILIDAD TRANSITORIA ` G 3/11/25 Francisco Torres G. 8

21 ESTABILIDAD TRANSITORIA Máquina conectada al sistema de potencia VS<δº VR<º P P MAX Xeq P = VRV X eq S Senδ δ MAX δ 3/11/25 Francisco Torres G. 9

22 ESTABILIDAD TRANSITORIA 3/11/25 Francisco Torres G. 1

23 ESTABILIDAD TRANSITORIA CRITERIO DE AREAS IGUALES Inestable Estable Tiempo Crítico: 3/11/25 Francisco Torres G. 11

24 3/11/25 3/11/25 Francisco Torres G. Francisco Torres G R L S R S Z Z Z E E I + + = S R L S R S S S S Z Z Z Z E E E IZ E E + + = = ( ) S R L S R S S E Z Z Z E E E I E Z + + = = Consideraciones: R S S R E E n n E E = = =,, 1 δ S R L S Z j Z Z Z Z + + = 2 cot 1 2 δ IMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELE IMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELE IMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELE En el diagrama: = 2 cot δ j E E E R S S Si: n = 1;

25 IMPEDANCIA OBSERVADA POR EL RELE Z = Z S + Z 2 L + Z R 1 δ j cot Z 2 S X ZR ZL δ.5zt -ZS Z.5ZT (1-jcotδ/2) δ se incrementa R 3/11/25 Francisco Torres G. 13

26 COMPORTAMIENTO DE LOS RELES DE DISTANCIA P1 P2 P3 P1 : Límite L de estabilidad estática tica δ P2 : Límite L de estabilidad transitoria P3 : PérdidaP de Sincronismo 3/11/25 Francisco Torres G. 14

27 IMPEDANCIA OBSERVADA POR UN RELE DE DISTANCIA X Potencia Angle R 3/11/25 Francisco Torres G. 15

28 REGISTRO OSCILOGRAFICO DE UNA PERDIDA DE PASO Impedancia del Sistema Observada por un rele (plano R-X) Potencia Aparente (plano P-Q) 3/11/25 Francisco Torres G. 16

29 CENTRO ELÉCTRICO OSCILACION DE POTENCIA - Toda oscilación de Potencia, tiene un centro electrico. 9 E S E S -La ubicación del Centro eléctrico depende de la impedancia entre generadores (líneas, transformadores, etc) 18 δ" E C δ' E C δ ES EC - Un incremento en el angle δ, decrece el voltage en el centro electrico. E R E R ER 27 3/11/25 Francisco Torres G. 17

30 CENTRO ELÉCTRICO OSCILACIÓN N DE POTENCIA P Centro Eléctrico δ 3/11/25 Francisco Torres G. 18

31 ESQUEMA DE SEPARACION DE AREAS Punto de desconexión 1 MW 7 MW 3 MW 5 MW 4 MW Cuando tenemos una condicion de perdida de paso entre dos sistemas, la frecuencia en los dos sistemas es diferente. 3/11/25 Francisco Torres G. 19

32 PÉRDIDA DE SINCRONISMO DEL ÁREA SUR-ESTE OBSERVADO A TRAVÉS DE LÍNEAS 3/11/25 Francisco Torres G. 2

33 UBICACIÓN GEOGRÁFICA AREA SUR-ESTE Dptos. Cuzco-Puno- Arequipa-Moquegua 3/11/25 Francisco Torres G. 21

34 DESCRIPCIÓN DEL EVENTO EVENTO : Desconexión de línea 138 kv Tintaya-Callalli (L-18) MOTIVO : Falla Bifásica fases S-T UBICACIÓN : AREA SUR-ESTE DÍA Y HORA : 9 de Octubre del 22 a las 13:9 h PROPIETARIO : RED DE ENERGÍA DEL PERÚ EFECTOS : OSCILACIONES DE POTENCIA EN AREA OPERATIVA SUR DEL PAÍS CONSECUENCIA : INTERRUPCIÓN DE SUMINISTROS 3/11/25 Francisco Torres G. 22

35 Región en la que se presentó el problema de pérdida de sincronismo. 3/11/25 Francisco Torres G. 23

36 FALLA BIFÁSICA EN LÍNEA L-18L CH SAN GABÀN SE JULIACA L-112 SE TOTORANI PUNO L-113 L-11 L-19 SE AZANGARO Barra 1 Barra 2 L-111 L-16 SE AYAVIRI SE TINTAYA L-23 SE CALLALLI SE MOQUEGUA SEIN SE CACHIMAYO L-12 SE QUENCORO SE COMBAPATA L-15 L-18 L-12 L-11 SE DOLORESPATA L-13 L-14 CH MACHUPICCHU L-17 SE TAMBURCO (ABANCAY) SULZER 13:9 h SE PRODUCE FALLA EN LÍNEA L-18 ALCO GM 3/11/25 Francisco Torres G. 24

37 FALLA BIFÁSICA EN LÍNEA L-18L CH SAN GABÀN SE JULIACA L-112 SE TOTORANI PUNO L-113 L-11 L-19 SE AZANGARO Barra 1 Barra 2 L-111 L-16 SE AYAVIRI SE TINTAYA L-23 SE CALLALLI SE MOQUEGUA SEIN SE CACHIMAYO L-12 SE QUENCORO SE COMBAPATA L-15 L-18 L-12 L-11 SE DOLORESPATA L-13 L-14 CH MACHUPICCHU L-17 SE TAMBURCO (ABANCAY) SULZER DESCONEXIÓN L-18 EN S.E. TINTAYA 71 ms ALCO GM 3/11/25 Francisco Torres G. 25

38 DESPEJE DE FALLA EN LÍNEA L-18 L CH SAN GABÀN SE JULIACA L-112 SE TOTORANI PUNO L-113 L-11 L-19 SE AZANGARO Barra 1 Barra 2 L-111 L-16 SE AYAVIRI SE TINTAYA L-23 SE CALLALLI SE MOQUEGUA SEIN SE CACHIMAYO L-12 SE QUENCORO SE COMBAPATA L-15 L-12 L-11 SE DOLORESPATA L-13 L-14 CH MACHUPICCHU L-17 SE TAMBURCO (ABANCAY) SULZER DESCONEXIÓN L-18 EN S.E. CALLALLI 17 ms ALCO GM 3/11/25 Francisco Torres G. 26

39 OSCILOGRAFÍA L-18 L EN S.E. CALLALLI i A / A D i s p a r o 1 / 9 / : 1 : 4 6 P M Inicio de Falla Bifásica Desconexión en Tintaya en 71 ms Desconexión en Callalli en 17 ms i B / A i C / A i N / A v A / V v B / V v C / V /11/25 Francisco Torres G. 27

40 CONFIGURACION RADIAL CH SAN GABÀN SE JULIACA L-112 ÁREA SUR-ESTE QUEDA EN CONFIGURACIÓN RADIAL SE TOTORANI PUNO L-113 Barra 1 Barra 2 L-23 L-11 L-19 SE AZANGARO L-111 L-16 SE AYAVIRI SE TINTAYA SE MOQUEGUA SE CALLALLI SEIN L-18 L-12 SE CACHIMAYO L-12 SE QUENCORO SE COMBAPATA L-15 SE DOLORESPATA L-11 L-13 L-14 L-17 SULZER CH MACHUPICCHU SE TAMBURCO (ABANCAY) ALCO GM 3/11/25 Francisco Torres G. 28

41 SOBRECARGA DE CORREDOR 138 kv CH SAN GABÀN SOBRECARGA DE LÍNEAS E INICIO DE OSCILACIONES DE POTENCIA SE JULIACA L-112 SE TOTORANI PUNO L-113 Barra 1 Barra 2 L-23 L-11 L-19 SE AZANGARO L-111 L-16 SE AYAVIRI SE TINTAYA SE MOQUEGUA SE CALLALLI SEIN L-18 L-12 SE CACHIMAYO L-12 SE QUENCORO SE COMBAPATA L-15 SE DOLORESPATA L-11 L-13 L-14 L-17 SULZER CH MACHUPICCHU SE TAMBURCO (ABANCAY) ALCO GM 3/11/25 Francisco Torres G. 29

42 INESTABILIDAD DEL AREA SUR-ESTE FRECUENCIAS EN EL SISTEMA Falla en la Línea Tintaya-Callalli (L-18) 9-Oct-2 Hora : 13:9 h Frecuencia del Area Sur-Este :7: 13:7:1 13:7:2 13:7:3 13:7:4 13:7:5 13:8: 13:8:1 13:8:2 13:8:3 13:8:4 13:8:5 13:9: 13:9:1 13:9:2 13:9:3 13:9:4 13:9:5 13:1: 13:1:1 13:1:2 13:1:3 13:1:4 13:1:5 13:11: 13:11:1 13:11:2 13:11:3 13:11:4 13:11:5 13:12: Frecuencia (Hz) Frecuencia del SEIN Tiempo (s) 3/11/25 Francisco Torres G. 3

43 REGISTROS DE L-23 L EN S.E. MOQUEGUA CH SAN GABÀN PUNTO DE OBSERVACIÓN SE JULIACA L-112 SE TOTORANI PUNO L-113 Barra 1 Barra 2 L-23 L-11 L-19 SE AZANGARO L-111 L-16 SE AYAVIRI SE TINTAYA SE MOQUEGUA SE CALLALLI SEIN L-18 L-12 SE CACHIMAYO L-12 SE QUENCORO SE COMBAPATA L-15 SE DOLORESPATA L-11 L-13 L-14 L-17 SULZER CH MACHUPICCHU SE TAMBURCO (ABANCAY) ALCO GM 3/11/25 Francisco Torres G. 31

44 OSCILOGRAFÍA L-23 L EN S.E. MOQUEGUA La duración total de las oscilaciones fueron 62 segundos. D is p a ro 1/9/22 1:9:6 PM segundos channel 2 R/Volt channel 3 R/Volt channel 4 R/Volt channel 6 R/Volt channel 7 R/Volt channel 8 R/Volt channel 1 channel 2 channel 3 channel 4 channel 5 channel 6 channel 7 channel 8 channel 9 channel 1 channel 11 channel 12 channel 13 channel 14 channel 15 channel /11/25 Francisco Torres G. 32

45 OSCILOGRAFÍA L-23 L EN S.E. MOQUEGUA Ampliación de los primeros segundos del evento channel 2 R/Volt 1-1 Disparo 1/9/22 1:9:6 PM Hz 4.9 Hz 3.. Hz Hz channel 3 R/Volt channel 4 R/Volt channel 6 R/Volt channel 7 R/Volt channel 8 R/Volt /11/25 Francisco Torres G. 33

46 channel 2 R/Volt 1-1 channel 3 R/Volt 1-1 OSCILOGRAFÍA L-23 L EN S.E. MOQUEGUA Ampliación de los últimos segundos del evento Hz 1.5 Hz 1.2 Hz 1.8 Hz channel 4 R/Volt channel 6 R/Volt channel 7 R/Volt channel 8 R/Volt /11/25 Francisco Torres G. 34

47 OBSERVACION DE LA POTENCIA ACTIVA Envolvente de las ondas de tensión y Corriente Tension Corriente Potencia Activa Tension Corriente Potencia Activa 3/11/25 Francisco Torres G. 35

48 FLUJO POR LA L-111 L EN S.E. JULIACA CH SAN GABÀN PUNTO DE OBSERVACIÓN SE JULIACA L-112 SE TOTORANI PUNO L-113 Barra 1 Barra 2 L-23 L-11 L-19 SE AZANGARO L-111 L-16 SE AYAVIRI SE TINTAYA SE MOQUEGUA SE CALLALLI SEIN L-18 L-12 SE CACHIMAYO L-12 SE QUENCORO SE COMBAPATA L-15 SE DOLORESPATA L-11 L-13 L-14 L-17 SULZER CH MACHUPICCHU SE TAMBURCO (ABANCAY) ALCO GM 3/11/25 Francisco Torres G. 36

49 OSCILOGRAFÍA L-111 L EN S.E. JULIACA U/V U/V f =.63 Hz U/V I/A I/A I/A /11/25 Francisco Torres G. 37

50 COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN ENTRE BARRAS JULIACA_138kV MOQUEGUA_22kV CH SAN GABÀN COMPARACIÓN DE TENSIONES SE JULIACA L-112 SE TOTORANI PUNO L-113 Barra 1 Barra 2 L-23 L-11 L-19 SE AZANGARO L-111 L-16 SE AYAVIRI SE TINTAYA SE MOQUEGUA SE CALLALLI SEIN L-18 L-12 SE CACHIMAYO L-12 SE QUENCORO SE COMBAPATA L-15 SE DOLORESPATA L-11 L-13 L-14 L-17 SULZER CH MACHUPICCHU SE TAMBURCO (ABANCAY) ALCO GM 3/11/25 Francisco Torres G. 38

51 COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN ENTRE BARRAS JULIACA_138kV MOQUEGUA_22kV R/Volt el V8 R/Volt Tensión en Barra de Moquegua Tensión en Barra de Juliaca U/V /11/25 Francisco Torres G. 39

52 CH SAN GABÀN COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN ENTRE BARRAS TINTAYA_138kV MOQUEGUA_22kV SE JULIACA L-112 SE TOTORANI PUNO L-113 Barra 1 Barra 2 L-23 L-11 L-19 SE AZANGARO L-111 L-16 SE AYAVIRI SE TINTAYA SE MOQUEGUA SE CALLALLI SEIN L-18 L-12 SE CACHIMAYO L-12 SE QUENCORO SE COMBAPATA L-15 SE DOLORESPATA L-11 L-13 L-14 L-17 SULZER COMPARACIÓN DE TENSIONES CH MACHUPICCHU SE TAMBURCO (ABANCAY) ALCO GM 3/11/25 Francisco Torres G. 4

53 COMPARACIÓN DE ONDAS DE TENSIÓN ENTRE BARRAS TINTAYA_138kV MOQUEGUA_22kV l 8 R/Volt K2:Va a_1/kv R/Volt Tensión en Barra de Tintaya Tensión en Barra de Moquegua K2:Va a_1/k /11/25 Francisco Torres G. 41

54 RESINCRONIZACION DEL ÁREA SUR-ESTE Tension Corriente Potencia Activa 3/11/25 Francisco Torres G. 42

55 RESINCRONIZACION DEL ÁREA SUR-ESTE FRECUENCIAS EN EL SISTEMA Falla en la Línea Tintaya-Callalli (L-18) 9-Oct-2 Hora : 13:9 h Area Sur-Este con sobrefrecuencia Frecuencia (Hz) Desconexión de carga 62 segundos :7: 13:7:1 13:7:2 13:7:3 13:7:4 13:7:5 13:8: 13:8:1 13:8:2 13:8:3 13:8:4 13:8:5 13:9: 13:9:1 13:9:2 13:9:3 13:9:4 13:9:5 13:1: 13:1:1 13:1:2 13:1:3 13:1:4 13:1:5 13:11: 13:11:1 13:11:2 13:11:3 13:11:4 13:11:5 13:12: Desconexión manual de un Grupo de la CH. Machupicchu CH. San Gabán baja generación en forma manual SEIN con sub-frecuencias Tiempo (s) 3/11/25 Francisco Torres G. 43

56 64.9 FRECUENCIAS EN EL SISTEMA Falla en la Línea Tintaya-Callalli (L-18) 9-Oct-2 Hora : 13:9 h 64.4 TIPOS DE ESTABILIDAD Frecuencia del Area Sur-Este :7: 13:7:1 13:7:2 13:7:3 13:7:4 13:7:5 13:8: 13:8:1 13:8:2 13:8:3 13:8:4 13:8:5 13:9: 13:9:1 13:9:2 13:9:3 13:9:4 13:9:5 13:1: 13:1:1 13:1:2 13:1:3 13:1:4 13:1:5 13:11: 13:11:1 13:11:2 13:11:3 13:11:4 13:11:5 13:12: Frecuencia (Hz) Frecuencia del SEIN Tiempo (s) ESTABILIDAD DE FRECUENCIA 3/11/25 Francisco Torres G. 44

57 CÁLCULO APROXIMADO AUTOTRAFO: Pot. = 12 MVA Zcc = 3% Líneas: L-111 ( 78.2 km) L-112 ( 45. km) L-23 (196.6 km) Xmed =.5 Ω/km Impedancia Total observada desde la barra de Azángaro hasta la barra de Moquegua: X total = X LINEA +X TRAFO = 16 Ω +145Ω = 35Ω 3/11/25 Francisco Torres G. 45

58 OSCILACIONES DE POTENCIA EN LA C.H. MACHU PICCHU 3/11/25 Francisco Torres G. 46

59 OSCILOGRAFÍA L-13 L EN S.E. CACHIMAYO Disparo 1/9/22 1:13:23 PM.3 VA/kV VB/kV VC/kV IA/A IB/A -2-4 IC/A /11/25 Francisco Torres G. 47

60 OSCILOGRAFÍA L-12 L EN S.E. QUENCORO 3/11/25 Francisco Torres G. 48

61 OSCILOGRAFÍA L-15 L EN S.E. TINTAYA U/kV Disparo 1/9/22 1:9:25 PM.2 f = 2.8 Hz U/kV U/kV I/A I/A I/A /11/25 Francisco Torres G. 49

62 POTENCIA ACTIVA Y RECATIVA EN L-15L S.E. TINTAYA 3/11/25 Francisco Torres G. 5

63 OSCILOGRAFÍA L-16 L EN S.E. TINTAYA Disparo 1/9/22 1:9:17 PM.61 f = 2.1 Hz U/kV U/kV U/kV I/A I/A I/A /11/25 Francisco Torres G. 51

64 ANÁLISIS-3 3 DEL EVENTO 1.- La C.H. Machupicchu en esta configuración, fue la central mas alejada del área Sur del SEIN. Sin embargo, pese a su ubicación solo aportó oscilaciones lentas con frecuencia de 2 Hz, correspondiendo a modos de oscilación local. 2.- Esta frecuencia de oscilación estaría relacionada a los ajustes de los equipos de control de la generación en relación a su interacción con la red. 3.- La poca participación de la C.H. Machupicchu en la inestabilidad de esta área operativa, muestra que el PSS instalado en la unidades de generación ayudó a controlar las oscilaciones de dicha central, sin embargo, requiere de mejorar sus ajustes considerando su interacción con todo el sistema. 3/11/25 Francisco Torres G. 52

65 OSCILACIONES DE POTENCIA EN LA C.H. SAN GABAN 3/11/25 Francisco Torres G. 53

66 OSCILOGRAFÍA L-11 L EN S.E. SAN GABAN 5.4 Hz 3/11/25 Francisco Torres G. 54

67 OSCILOGRAFÍA L-11 L EN S.E. SAN GABAN A través de la línea se observa oscilaciones de potencia de 5.4 Hz en la C.H. San Gabán 3/11/25 Francisco Torres G. 55

68 OSCILACIONES DE POTENCIA EN LA C.T. ILO-2 3/11/25 Francisco Torres G. 56

69 OSCILOGRAFÍA EN S.E. MOQUEGUA 3/11/25 Francisco Torres G. 57

70 FRECUENCIA DEL SEIN EN S.E. MOQUEGUA Variación amplitud de frecuencia de.2 Hz con característica creciente. 3/11/25 Francisco Torres G. 58

71 TENSIÓN EN BARRA 22kV - S.E. MOQUEGUA Oscilación de tensión con una variación de amplitud de 2.kV en forma sostenida, variando su frecuencia en el tiempo. 5.3 Hz 3/11/25 Francisco Torres G. 59

72 FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEA 22kV MOQUEGUA-ILO2 (L-227) EN S.E. MOQUEGUA Oscilación de Potencia de la C.T. ILO-2, observado a través de la línea con variación de 6MW/línea. 5.3 Hz 3/11/25 Francisco Torres G. 6

73 OTRO CASO: FALLA EN LA LÍNEA L-12L 23 Noviembre 22 PÉRDIDA DE SINCRONISMO 71 MW 3/11/25 Francisco Torres G. 61

74 3/11/25 Francisco Torres G. 62

75 CONCLUSIONES 1.- El área Sur-Este perdió el sincronismo por 62 segundos respecto del SEIN, pero siempre permaneció conectado fisicamente al sistema, con modos de oscilaciones inestables e interareas. 2.- El área Sur-Este Resincronizó al SEIN con la disminución n de generacion de esta área. 3.- En anillo del área Sur-Este es un enlace débil d que presenta bajo amortiguamiento y es necesario calcular su límite l de transporte por estabilidad. 4.- El sistema de transmisión n de 138 kv, no desconectó ante la pérdida p de sincronismo, debido a que la protección n de distancia tenía a un ajuste de los Blinders para bloquear frecuencias hasta de 6 Hz y la opción n de disparo por pérdida p de sincronismo se encontraba desactivada. 3/11/25 Francisco Torres G. 63

76 CONCLUSIONES 5.- La protección n de pérdida p de paso de la CH. Macchu Pichu no operó por tener ajustes inadecuados, mientras que la CH. San Gabán n no posee este tipo de protección. 6.- La centrales Macchu Pichu y San Gabán, poseen estabilizadores (PSS) del tipo potencia y potencia- frecuencia respectivamente, sin embargo no proporcionaron el amortiguamiento necesario; por tener ajustes inadecuados. 7.- En el lado del SEIN, la CT. ILO2 fue la que percibió la mayor influencia de los modos inestables de oscilación, sufriendo fuertes penduleos y variaciones de tensión. n. 3/11/25 Francisco Torres G. 64

77 CONCLUSIONES 8.- Los enlaces débiles d están n expuestos a llevar a condiciones de pérdida p de sincronismo al área menor en caso de contingencia, por lo que debe ser calculado su límite l de transporte por estabilidad. 9.- La sobrecarga de una línea l que conforma un enlace débil entre dos sistema, puede provocar la pérdida p de sincronismo por frecuencia en la menor área, llevándola a una condición n de sobre ó subfrecuencia. 1.-Es posible recobrar la estabilidad de un área que mantiene un enlace débil d con un sistema, disminuyéndole ndole el flujo de potencia de transmisión que le provoca dicha condición, n, lo cual se consigue disminuyendo generación n de uno de los extremos. A esta acción n se le conoce como Resincronización n de un Área Operativa. 3/11/25 Francisco Torres G. 65

78 CONCLUSIONES 11.-En los enlaces débiles d que se tengan en un sistema, es necesario plantear esquemas de formación n de islas, para evitar que las máquinas m se fatiguen con severas oscilaciones provocadas por la pérdida p de sincronismo; tomando el criterio de centro eléctrico. 12.-La implementación n de registradores de fallas permitieron capturar las variables del sistema, con los cuales se determinó el fenómeno ocurrido y se realizó todos los análisis. 13.-Las centrales de generación n que observan una gran impedancia estan predispuestas a un bajo amortiguamiento, por lo tanto, es necesario que cuenten con Señales Estabilizante (PSS) adecuadas para una operación n amortiguada estable. 3/11/25 Francisco Torres G. 66

79 ESTRATEGIAS DE SOLUCIÓN ACCIONES PLANTEADAS CORTO PLAZO MEDIANO PLAZO Limitar la generación de San Gabán y Macchu Pichu para limitar la potencia de exportación del área Sur Este a 65MW. En las líneas de 138 kv, habilitar el disparo por pérdida de paso. En la CH. Macchu Pichu, cambiar los ajustes de la protección de pérdida de paso de las unidades de generación. Realizar un estudio de estabilidad permanente para determinar los ajustes adecuados de las Señales Estabilizantes del área Sur Este y Determinar la necesidad de instalar otras adicionales. Diseñar e implementar automatismos en las centrales Machupicchu y San Gabán II, que permitan la disminución automática de generación ante oscilaciones. En la CH. San Gabán, implementar la protección de pérdida de paso de las unidades de generación y dar ajustes adecuados. 3/11/25 Francisco Torres G. 67

80 RECOMENACIONES DEL ESTUDIO 3/11/25 Francisco Torres G. 68

81 LÍMITE MÁXIMO DE PRODUCCIÓN DE CENTRALES de CH. Macchu Pichu y CH. San Gabán (82 MW) 75% 75% (65 MW) 3/11/25 Francisco Torres G. 69

82 IMPLEMENTAR PSS TIPO INTEGRAL DE POT. ACELERANTE En la CH. Macchu Pichu y CH. San Gabán San Gaban : PSS con senal de potencia (actual) y Macchu Pichu Ilo 2 : Sin PSS (actual) San Gaban : PSS Integral de Potencia Acelerante y Macchu Pichu Ilo 2 : Sin PSS (actual) Flujo en la linea Moquegua-Ilo 2 (CT. ILO2) Flujo en la linea Moquegua-Ilo 2 (CT. ILO2) Flujo en la linea Azangaro-San Gaban Flujo en la linea Azangaro-San Gaban Flujo en la linea Cachimayo-Macchu Pichu Flujo en la linea Cachimayo-Macchu Pichu 3/11/25 Francisco Torres G. 7

83 IMPLEMENTAR PSS TIPO INTEGRAL DE POT. ACELERANTE En la CH. Macchu Pichu y CH. San Gabán San Gaban, Macchu Pichu e Ilo 2 con : PSS Integral de Potencia Acelerante San Gaban : PSS con senal de potencia (actual) y Macchu Pichu Ilo 2 : PSS Integral de Potencia Acelerante Flujo en la linea Moquegua-Ilo 2 (CT. ILO2) Flujo en la linea Moquegua-Ilo 2 (CT. ILO2) Flujo en la linea Azangaro-San Gaban Flujo en la linea Azangaro-San Gaban Flujo en la linea Cachimayo-Macchu Pichu Flujo en la linea Cachimayo-Macchu Pichu 3/11/25 Francisco Torres G. 71

84 RESULTADOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DE NUEVOS ESTABILIZADORES EN SAN GABÁN N Y MACCHU PICHU 3/11/25 Francisco Torres G. 72

85 ACCIONES DEFINITIVAS DE CONTROL 1.- Cambiar de tipo de señal estabilizante (PSS) para controlar el problema de oscilaciones. Osea cambiar el tipo Potencia Frecuencia por el del Tipo Integral de potencia Acelerante, por presentar un control más m s robusto para un mejor ancho de frecuencias electromecánicas. 2. Implementar un automatismo para reduccción n automática tica de generación, n, para retornar al sincronismo, debido a los cortos tiempos de actuación. 3/11/25 Francisco Torres G. 73

86 OSCILACIONES INESTABLES NO AMORTIGUADAS Valores Eficaces de Tensiones y Corrientes Valores Reales Tensiones Corrientes Valores Eficaces Tensiones Corrientes 3/11/25 Francisco Torres G. 74

87 OSCILACIONES INESTABLES NO AMORTIGUADAS Valores Eficaces de Tensiones y Corrientes Disparo 18/12/22 3:36:46 AM.67 Tensión n R K1:Va a/kv Tensión n S K1:Vb b/kv K1:Vc c/kv Tensión n T Corriente R K1:Ia a/a Corriente K1:Ib b/a S K1:Ic c/a Corriente T /11/25 Francisco Torres G. 75

88 OSCILACIONES ESTABLES AMORTIGUADAS Tensiones y Corrientes Reales Pico 3/11/25 Francisco Torres G. 76

89 OSCILACIONES ESTABLES AMORTIGUADAS Valores Eficaces de Tensiones y Corrientes 3/11/25 Francisco Torres G. 77

90 INCREMENTO DE CAPACIDAD DE TRANSMISION 3/11/25 Francisco Torres G. 78

91 INCREMENTO DE CAPACIDAD DE TRANSMISION 3/11/25 Francisco Torres G. 79

92 OSCILACIONES ESTABLES AMORTIGUADAS Valores Eficaces de Tensiones y Corrientes 3/11/25 Francisco Torres G. 8

93 CONCLUSIONES FINALES 3/11/25 Francisco Torres G. 81

94 CONCLUSIONES FINALES 1.- El Estabilizador Integral de Potencia Acelerante controlo el bajo amortiguamiento del area Sur-Este y contribuyó a mejorar el torque sincronizante. 2.- Se incremento el límite l de transmisión n por las líneas l de 138 kv, mejorando la utilización n de los sistemas de transmisión n y ampliando su capacidad de tranporte. Ahora, su límite l es la capacidad de diseño o de la línea. l 3.- Se han evitado las interrupciones de suministro. 3/11/25 Francisco Torres G. 82

95 Gracias por su Atención coes.org..org.pe 3/11/25 Francisco Torres G. 83