ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ANEXO N 10. Protecciones Sistémicas

Transcripción

1 Del Sistema Interconectado Nacional ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ANEXO N 10 Protecciones Sistémicas Fecha Rev. Descripción Elaboró Revisó Aprobó 15/07/10 00 Elaboración del Informe YJD FTG JCP 15/07/14 00 Elaboración del Informe JCQ YJD RRA Página 1 de 57

2 ÍNDICE 1 Introducción y Objetivo 3 2 Tipos de Protecciones Sistémicas 3 3 Esquemas de Sincronismo del SEIN Equipos de sincronismo en centrales de generación Equipos de sincronismo en instalaciones adyacentes a las centrales de generación Equipos de sincronismo en el sistema de transmisión radial Equipos de sincronismo en el sistema de transmisión en anillo 4 4 Esquemas de Sobretensión del SEIN Esquema de sobretensión del área norte Esquema de sobretensión del área centro Esquema de sobretensión del área sur 12 5 Esquemas de bloqueo de oscilación de potencia y disparo por pérdida de sincronismo Metodología de estudio Desarrollo de los casos de estudio Línea de 500kV Trujillo La Niña (L-5010) Línea de 500kV Chimbote Trujillo (L-5008) Línea de 500kV Chimbote Carabayllo (L-5006) Línea de 500kV Chilca Poroma (L-5032) Línea de 500kV Chilca Poroma (L-5034) Línea de 500kV Chilca Poroma (L-5036) Línea de 220kV Guadalupe - Chiclayo (L-2236) Línea de 220kV Trujillo Norte Guadalupe (L-2234) Líneas de 220kV Chimbote Trujillo (L-2232) Líneas de 220kV Paramonga Chimbote (L-2216) Línea de 220kV Aguaytia Tingo María (L-2251) Líneas de 220kV Mantaro Cotaruse (L-2051/2052) Líneas de 220kV Cotaruse Socabaya (L-2053/2054) Líneas de 220kV Socabaya Tintaya (L-2022/2023) Líneas de 138kV del Sistema Sur Oeste 52 Página 2 de 57

3 1 Introducción y Objetivo Dentro de la actualización del estudio de coordinación de protecciones del SEIN, se ha elaborado el estudio de protecciones sistémicas, en el cual se definen los ajustes de los relés de protección y de los esquemas de protección que se usan para proteger al sistema ante eventos en cascada. Estos relés y esquemas de protección son definidos por el COES, ya que para definir los mismos, se debe considerar el comportamiento de todos los elementos tanto de generación, transmisión y distribución. 2 Tipos de Protecciones Sistémicas Se entiende como Protecciones Sistémicas a aquellos elementos de protección que son usados para proteger el Sistema ante contingencias y evitar que un disturbio se propague en la red. Sin embargo, dentro de los alcances del presente estudio, también se verificarán aquellos elementos de protección que son usados para la operación del SEIN, como son los ajustes de los relés de sincronismo. 3 Esquemas de Sincronismo del SEIN Los ajustes de los relés de sincronismo en el SEIN se clasificarán de acuerdo al punto en el cual estén ubicados los mismos, esta clasificación será como sigue: Equipos de sincronismo en las centrales de generación. Equipos de sincronismo en instalaciones adyacentes a las centrales de generación. Equipos de sincronismo en un sistema de transmisión radial. Equipos de sincronismo en un sistema de transmisión en anillo. 3.1 Equipos de sincronismo en centrales de generación En las centrales de generación los ajustes de los relés de sincronismo deberán ser definidos por el fabricante del generador. En caso que los mismos no se hayan definido se recomiendan los siguientes ajustes de acuerdo al estándar IEEE C Diferencia de frecuencia : 0,067 Hz Diferencia de tensión : 5% Vnom Diferencia de ángulo : 10º Condiciones de Cierre del Interruptor : Barra Viva Línea Viva 3.2 Equipos de sincronismo en instalaciones adyacentes a las centrales de generación En las instalaciones adyacentes a las centrales de generación como son líneas, interruptores o para cerrar interruptores en sistemas aislados, se recomienda implementar los siguientes ajustes. Página 3 de 57

4 Diferencia de Tensión ( V) : 10% Vnom Diferencia de frecuencia ( f) : 0,1 Hz Diferencia de ángulo ( Φ) : 10º Condiciones de cierre : Barra Viva Línea Viva Barra Viva Línea Muerta Barra Muerta Línea Viva Barra Muerta Línea Muerta Tiempo de Chequeo de Sincronismo : 180 s Tiempo de estabilización de sincronismo : 0,3 s 3.3 Equipos de sincronismo en el sistema de transmisión radial En el sistema de transmisión radial, se recomienda implementar los siguientes ajustes. Diferencia de Tensión ( V) : 10% Vnom Diferencia de frecuencia ( f) : 0,1 Hz Diferencia de ángulo ( Φ) : 20º Condiciones de cierre : Barra Viva Línea Viva Barra Viva Línea Muerta Barra Muerta Línea Viva Barra Muerta Línea Muerta Tiempo de Chequeo de Sincronismo : 180 s Tiempo de estabilización de sincronismo : 0,3 s 3.4 Equipos de sincronismo en el sistema de transmisión en anillo En el sistema de transmisión anillo, se recomienda implementar los siguientes ajustes. Diferencia de Tensión ( V) : 10% Vnom Diferencia de frecuencia ( f) : 0,1 Hz Diferencia de ángulo ( Φ) : 30º Condiciones de cierre : Barra Viva Línea Viva Barra Viva Línea Muerta Barra Muerta Línea Viva Barra Muerta Línea Muerta Tiempo de Chequeo de Sincronismo : 180 s Tiempo de estabilización de sincronismo : 0,3 s Página 4 de 57

5 En el Anexo 10.1 se presenta los valores de ajuste de diferencia de tensión ( V), diferencia de frecuencia ( f) y diferencia de ángulo ( Φ) para las líneas de trasmisión del SEIN considerando los criterios determinados anteriormente. 3.5 Conclusiones En un sistema eléctrico de potencia siempre se realizan sincronización de los equipos ya sea centrales de generación, instalaciones adyacentes a las centrales, sistemas de transmisión radial y sistemas de transmisión en anillo; el cual deben cumplir con ciertas condiciones de tensión, frecuencia, ángulo, etc. Con el fin de evitar daños al sistema. Los esquemas de sincronismo en los enlaces tienen una configuración especial ya que debido a ellos se sincronizan grandes áreas operativas. 4 Esquemas de Sobretensión del SEIN En el Sistema Eléctrico los relés de sobretensión tradicionalmente se han aplicado para la protección de los trasformadores de potencia, de tal forma que si hay una sobretensión temporal en el sistema, entonces estos transformadores disparan con sus respectivas cargas; dicha perdida de carga agrava la sobretensión ocasionando la desconexión de más transformadores y posible apagón en cascada de las áreas eléctricas del SEIN. Para poder evitar dichos fenómenos de sobretensión es necesario implementar esquemas de sobretensión para las diferentes áreas operativas de esa manera rechazar la menor cantidad de carga posible y evitar daños en los equipos. Las sobretensiones en los sistemas de potencia se clasifican en: Sobretensiones atmosféricas. Sobretensiones de maniobra. Sobretensiones temporales o de frecuencia industrial. Las sobretensiones atmosféricas y de maniobra, no pueden ser controladas por los relés de protección ni por ningún esquema de protección el cual involucre relés, debido a que el tiempo de respuesta de las sobretensión atmosféricas es el orden de los microsegundos (µs), las sobretensiones de maniobra están en el orden los milisegundos (ms) mientras que los relés es del orden de los ciclos (>16,6ms). Las sobretensiones temporales o a frecuencia industrial si pueden ser controlados por los relés de protección y equipos de control en base a esquemas especiales de sobretensión. Sobretensiones temporales (frecuencia industrial) pueden alcanzar valores aproximadamente de hasta 1,7 pu en sistemas débiles. Las sobretensiones pueden surgir de dos causas. a) Las sobretensiones no balanceadas son causados por la subida de la tensión en las fases sanas durante una sola línea fallas a tierra. b) Las sobretensiones balanceadas pueden ser resultado de la desconexión repentina de la carga o perdida de equipos de compensación reactiva; o la desconexión de una línea de derivación junto a su carga. Estas sobretensiones ocurren a frecuencia industrial. Su duración es en el rango de segundos con una baja amortiguación. Página 5 de 57

6 Para determinar el límite de las sobretensiones temporales, se considera la siguiente curva mostrada en la Figura 1, la cual es el límite de sobreexcitación de los transformadores de potencia (considerando la frecuencia constante). El área debajo de esta curva se ha divido en tres regiones, las cuales son de operación normal (región 1), operación en emergencia (región 2), y operación critica (región 3). Los ajustes de los relés de protección por sobretensión se deben encontrar en la región (3) y sus ajustes deben estar entre 110% Vnom a 130% Vnom. Sin embargo, debido a que los relés de protección cuentan con umbrales de operación para el arranque (pickup) y el reseteo (dropout), se debe considerar que el umbral de operación de la protección de sobretensión se deberá encontrar entre el 115% Vnom al 130% Vnom. Figura 1 Curva límite de sobretensión temporal En el SEIN la tensión de funcionamiento normal debe estar dentro de los límites de 0.95 pu y 1.05 pu, establecido por la NTCSE para una buena calidad de tensión a los clientes. Estos límites conocidos como los "límites de calidad de tensión". Durante una contingencia o emergencia de los límites de calidad se puede superar. En tales casos, los criterios para controlar la sobretensión son los requeridos para proteger los equipos de potencia, tales como transformadores y generadores de daños. Los límites de la sobretensión se este caso se definen por los límites de capacidad de los transformadores de potencia y los generadores. Página 6 de 57

7 4.1 Esquema de sobretensión del área norte La zona norte del SEIN tiene implementado un esquema de sobretensión concebida para condiciones de operación del sistema de potencia cuando el sistema era puramente radial hacia el norte y en algunos casos las líneas con simple terna. El impacto que tendría sobre la red el ingreso de las líneas L-5006, L-5008 y L5010 hacen que las condiciones eléctricas varíen y de esa manera cambiar las condiciones de operación. Factores como la demanda y la compensación reactiva actual hacen que las sobretensiones alcancen valores menores a los registrados en años anteriores. Además el esquema de sobretensiones del área norte en el nivel de 220 kv es adecuado debido a su actuación escalonada. El área norte del SEIN como se muestra en la Figura 2 es débil en el extremo norte tales como Zorritos y Talara y fuerte en las subestaciones Trujillo, Chimbote. Esta área en el extremo norte es susceptible a fenómenos de sobretensión temporales por lo que antes de desconectar cargas por sobretensión, es preferible desconectar líneas de transmisión y aliviar las sobretensiones. En el Anexo 10.2 se muestra diferentes simulaciones para verificar el esquema de sobretensión en las líneas del Norte del SEIN. Página 7 de 57

8 L-2216 L-2215 L-5008 L-2233 L-2232 L-5010 L-2235 L-2234 L-2239 L-2237 L-2236 L-2241 L-2238 L-2248 L-2250 L-2295 L-2249 L-2280 Zorritos 220kV Machala Talara 220kV Pariñas 220kV Piura Oeste 220kV Chiclayo Oeste 220kV L-2240 La Niña 220kV Carhuaquero La Niña 500kV Guadalupe 220kV Trujillo 500kV Trujillo Norte 220kV L-2260 Cajamarca Chimbote 500kV Chimbote 220kV L-5006 Carabayllo Paramonga 220kV 220 kv 500 kv L-2213 Huacho L-2279 Huacho L-2278 Conococha Figura 2 Sistema eléctrico área norte El esquema propuesto para las líneas en 220 kv es un esquema escalonado que inicia en la S.E. Zorritos con la línea de interconexión Perú Ecuador (L-2280) y termina con Página 8 de 57

9 las líneas de doble terna enlace entre Chimbote Paramonga Huacho, Para los circuitos de doble terna es preferible desconectar en un tiempo mucho menor que la línea paralela, haciendo que las tensiones se restablezcan. Por ello el enlace Trujillo Chimbote Paramonga - Zapallal de doble circuito, es preferible desconectar un circuito por cada enlace antes de interrumpir todo el enlace, por esta razón las líneas de transmisión L-2250, L-2238, L-2237, L-2235, L-2233 y L-2216 tienen ajustes diferentes a los de las líneas L-2295, L-2248, L-2241, L-2239, L-2236, L-2234, L-2232 y L-2215 respectivamente. Línea SSEE 1 - SSEE 2 Etapa 1 Etapa 2 U> t> U>> t>> (p.u) (seg) (p.u) (seg) L-2280 Zorritos - Machala 1,15 1,0 1,18 0,1 L-2249 Talara Zorritos 1,15 2,0 1,30 0,2 L-2250 Piura Talara 1,15 1,2 1,30 0,2 L-2295 Pariñas - Talara 1,15 2,4 1,30 0,6 L-2248 Piura - Pariñas 1,15 2,6 1,30 0,8 L-2238 Chiclayo - Piura 1,15 1,4 1,30 0,3 L-2241 La Niña - Piura 1,15 2,8 1,30 1,0 L-2239 La Niña - Chiclayo 1,15 3,0 1,30 1,2 L-2240 Carhuaquero - Chiclayo 1,15 2,8 1,30 0,7 L-2236 Guadalupe - Chiclayo 1,15 3,2 1,30 1,2 L-2237 Guadalupe - Chiclayo 1,15 1,6 1,30 0,4 L-2234 Trujillo - Guadalupe 1,15 3,6 1,30 1,4 L-2235 Trujillo - Guadalupe 1,15 1,8 1,30 0,5 L-2260 Trujillo - Cajamarca 1,15 3,8 1,30 1,2 L-2232 Chimbote - Trujillo 1,15 4,0 1,30 1,6 L-2233 Chimbote - Trujillo 1,15 2,0 1,30 0,6 L-2215 Paramonga - Chimbote 1,15 4,0 1,30 1,2 L-2216 Paramonga - Chimbote 1,15 2,2 1,30 0,7 L-2213 Paramonga - Huacho 1,15 4,5 1,30 1,8 L-2278 Paramonga - Conococha 1,15 5,0 1,30 2,0 L-2279 Paramonga - Huacho 1,15 5,5 1,30 2,5 Tabla N 1: Ajustes propuestos para las sobretensiones en el Área Norte 220kV. El esquema propuesto para las líneas en 500 kv es un esquema escalonado que inicia en la S.E. La Niña y termina en la SE Carabayllo; haciendo que las tensiones se restablezcan. Se ha verificado dichos ajustes con las simulaciones de diversas contingencias y se determinó que sería de manera escalona da en el mismo sentido que las líneas de 220 kv con un dial de 250 ms de diferencia para la primera etapa y 200 ms para la segunda etapa, en la siguiente tabla se muestra un resumen del ajuste a implementar. Página 9 de 57

10 Línea SSEE 1 - SSEE 2 Etapa 1 Etapa 2 U> t> U>> t>> (p.u) (seg) (p.u) (seg) L-5006 Carabayllo-Chimbote 1,1 1,50 1,2 0,6 L-5008 Chimbote - Trujillo 1,1 1,25 1,2 0,4 L-5010 Trujillo - La Niña 1,1 1,00 1,2 0,2 Tabla N 2: Ajustes propuestos para las sobretensiones en el Área Norte 500kV. También se considera el segundo anillo en 220kV que une las áreas centro-norte del SEIN; se considera las líneas Conococha Kiman Ayllu Cajamarca, como se muestra en la Figura 3. Figura 3 Segundo enlace Centro Norte Etapa 1 Etapa 2 Linea SSEE 1 - SSEE 2 U> t> U>> t>> (p.u) (seg) (p.u) (seg) L-2260 Trujillo Norte - Cajamarca 1,15 3,8 1,30 1,2 L-2272 Cajamarca - Kiman Ayllu 1,15 2,0 1,30 0,2 L-2274 Cajamarca - Kiman Ayllu 1,15 4,0 1,30 0,4 L-2269 Kiman Ayllu - Conococha 1,15 2,4 1,30 0,6 L-2270 Kiman Ayllu - Conococha 1,15 4,8 1,30 0,8 Tabla N 3: Ajustes propuestos para las sobretensiones del 2do enlace Centro-Norte. 4.2 Esquema de sobretensión del área centro El área centro es menos susceptible a sobretensiones temporales. Sin embargo, esta área no está libre de estas sobretensiones, en el evento originado por el terremoto registrado en la ciudad de Pisco el 15 de agosto del año 2007, la tensión en el área lima llego hasta niveles de 280kV (1,27 p.u) afectando a muchos equipos e instalaciones. Página 10 de 57

11 18:36:00 18:50:24 19:04:48 19:19:12 19:33:36 19:48:00 20:02:24 20:16:48 20:31:12 20:45:36 21:00:00 21:14:24 21:28:48 kv 300 Tensión en la línea L-2091 medido en la S.E. Chilca En la S.E. Desierto desconectó Línea L En la S.E. entró en Línea L Figura 4 Sobretensión presentada en el área Lima el 15 de agosto del 2007 Por lo que propone el siguiente esquema de sobretensión en el área centro. Ante una sobretensión en el área centro (lima), se propone desconectar la línea de 220kV Huayucachi Huanza (L-2221), de mantenerse los niveles de tensión elevados en el área Lima se desconectará la línea de 220kV Campo Armiño Independencia (L- 2203), de tener aún sobretensiones se desconectará la línea de 220kV Pomacocha San Juan (L-2205), posteriormente la línea Huancavelica Independencia (L-2231) y Finalmente un enlace entre Chilca Independencia (L-2208 y L-2091). Adicionalmente al encontrarse la S.E. Huayucachi expuesta a sobretensiones se habilita una etapa de sobretensión en la línea L-2220 (Campo Armiño Huayucachi) Por lo que el esquema propuesto quedará como sigue: Etapa 1 Etapa 2 Línea SSEE 1 SS EE 2 U> t> U>> t>> (seg) (p.u) (seg) (p.u) L-2221 Huanza Huayucachi 1,15 3,0 1,30 0,5 L-2220 Huayucachi Campo Armiño 1,15 3,7 1,30 0,8 L-2203 Campo Armiño Independencia 1,15 3,5 1,30 0,7 L-2205 Pomacocha San Juan 1,15 4,0 1,30 0,9 L-2231 Huancavelica Independencia 1,15 4,5 1,30 1,1 L-2208 Independencia Desierto 1,15 5,0 1,30 1,3 L-2091 Desierto Chilca 1,15 5,5 1,30 1,5 Tabla N 4: Ajustes propuestos para las sobretensiones en el Área Centro. Página 11 de 57

12 4.3 Esquema de sobretensión del área sur La zona sur del SEIN se distinguen 2 importantes zonas, la primera zona es la comprendida entre las subestaciones Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Tintaya; y la segunda zona es la comprendida entre las subestaciones San Gabán San Rafael Azángaro Juliaca Puno; ambas zonas en 138 kv, como se muestra en la Figura 5. Este sistema sur es susceptible a fenómenos de sobretensión temporales debido a contingencias en las líneas de interconexión ya sea la línea Mantaro Cotaruse Socabaya en 220 kv y/o Chilca Poroma Ocoña Montalvo en 500kV por lo que antes de desconectar cargas por sobretensión, es preferible desconectar líneas de transmisión y aliviar las sobretensiones. En primer lugar se considera las líneas de transmisión de 220 kv doble terna (Tintaya Socabaya) L-2022, y L-2023 que enlazan las dos zonas comprendidas en el área sur. Como primera etapa desconectará una terna de la línea Tintaya Socabaya (L- 2022) para controlar la sobretensión en el área sur. Para la primera zona el esquema de sobretensión será como sigue: Como primera etapa desconectará la línea paralela Machupicchu Quencoro (L- 1002) de km para controlar la sobretensión en esta área. Como segunda etapa desconectará la línea Cachimayo Abancay (L-1007) de 95.6 km. Como tercera etapa desconectará la línea Machupicchu Cachimayo (L-1001) de km. Finalmente se desconectará la línea de gran longitud Quencoro Tintaya (L-1005) de km. Para la segunda zona el esquema de sobretensión será como sigue: Como primera etapa desconectará la línea paralela San Gabán - Azángaro (L-1010) de km, ya que su desconexión no causa perdida de suministros. Como segunda etapa desconectará la línea Mazuko Puerto Maldonado (L-1015) de km. Como tercera etapa desconectará la línea San Gabán - Mazuko (L-1014) de 69.2 km. Como cuarta etapa desconectará la línea San Gabán San Rafael (L-1013) de km. Como quinta etapa desconectará la línea Azángaro Juliaca (L-1011) de 78.2 km. Finalmente desconectará la línea Azángaro Tintaya (L-1006) de km. Página 12 de 57

13 Figura 5 Sistema eléctrico área sur El esquema propuesto para las líneas en 138 kv es un esquema escalonado que inicia con las líneas paralelas y termina con las líneas largas y menos perjudiciales para las cargas. Línea SSEE 1 SS EE 2 Etapa 1 Etapa 2 U> (p.u) t> (seg) U>> (p.u) L-2022 Tintaya Socabaya ,5 1,3 0, L-1002 Machupicchu Quencoro 1,12 3,5 1,30 0,2 t>> (seg) L-1007 Cachimayo Abancay 1,15 4,0 1,30 0,40 L-1001 Machupicchu Cachimayo 1,15 4,5 1,30 0,60 L-1005 Quencoro Tintaya 1,15 6,0 1,30 0, L-1010 San Gabán Azangaro 1,12 3,0 1,30 0,2 L-1015 Mazuco Pto Maldonado 1,15 3,5 1,30 0,3 L-1014 San Gabán Mazuko 1,15 4,0 1,30 0,4 Página 13 de 57

14 L-1013 San Gabán San Rafael 1,15 4,5 1,30 0,5 L-1011 Azangaro Juliaca 1,15 5,0 1,30 0,6 L-1006 Azangaro Tintaya 1,15 5,5 1,30 0,7 Tabla N 6: Tabla de ajustes propuestos para las sobretensiones en el Área Sur. En el Anexo 10.2 se presenta el evento más significativo para el área sur cuando se desconectan las líneas de Mantaro Cotaruse Socabaya en 220 kv y el otro anillo en 500kV Chilca Poroma Ocoña Montalvo; se muestra la correacta activación del esquema de sobretensión planteado para el área sur. Estas funciones de sobretensión se implementaran en ambas protecciones de las líneas PL1 y PL2 con dos etapas de disparo. Asimismo el esquema de sobretensión incluye un envío de disparo directo transferido (DTT) al interruptor del extremo remoto de la línea para ambas etapas como se muestra en la Figura 6; ya que el disparo en un solo extremo provoca sobretensiones en la línea debido al efecto Ferranti, pues la línea quedaría tensionada de un solo extremo. 4.4 Conclusiones Figura 6 Esquema de disparo directamente transferido En los sistemas eléctricos de potencia siempre se presentan las sobretensiones temporales, por ello es necesario implementar esquemas de protección contra sobretensiones, con el fin de evitar daños a los equipos de potencia. La aplicación de los relés de sobretensión para transformadores de potencia protege sólo el equipo más no el sistema. En el ajuste de los valores de arranque y retardo de un relé de sobretensión de línea debe ser considerado: Efecto Ferranti Aumento de tensión de la fase sana durante una falla a tierra Coordinación con la capacidad del equipo. Página 14 de 57

15 Coordinación con los controles de voltaje del sistema, como la sustitución del reactor Coordinación con otros ajustes del relé de sobretensión de línea para minimizar el impacto en la seguridad del sistema eléctrico 5 Esquemas de bloqueo de oscilación de potencia y disparo por pérdida de sincronismo. En esta parte del estudio determina el comportamiento de los relés de distancia ante fenómenos oscilatorios o de pérdida de paso. Para determinar el comportamiento de las impedancias vistas, e indicar los puntos en los cuales se producen centros eléctricos y es posible seccionar el sistema ante condiciones de pérdida de paso. También se evaluará el comportamiento de las oscilaciones estables (velocidad de impedancia) para verificar si los ajustes actuales son adecuados. 5.1 Metodología de estudio Por la experiencia de operación del SEIN, se han podido identificar zonas sensibles a oscilaciones de potencia y pérdida de sincronismo. Para evaluar el desempeño de los relés de distancia en estas zonas, se utilizó el programa de simulación DIgSILENT Power Factory, al cual se le aplicaron fallas trifásicas sin resistencia en un extremo de las líneas para provocar perturbaciones severas. El tiempo de despeje de falla considerado en las simulaciones en todos los casos fue de s, este tiempo incluyen el tiempo de actuación de la protección y el tiempo de apertura del interruptor. Con respecto a los recursos estabilizantes del SEIN, el modelo DIgSILENT usado comprende a los reguladores de velocidad, reguladores de tensión, PSS. Los mismos que han sido usados en diversos estudios como el ERACG y ETOE. Con respecto al modelamiento de los relés de protección se consideró en todos los casos un relé de distancia típico de característica cuadrilateral con dos zonas de protección (Zona 1 y Zona 2), no se consideró la zona 3, debido a que esta zona se encuentra con temporización elevada. Las simulaciones se realizaron considerando al sistema exento de la intervención de protecciones, a fin de estudiar la evolución de la impedancia durante un tiempo relativamente largo (3 a 5 seg). Adicionalmente se han modificado los escenarios de referencia con el fin de incrementar el flujo por las líneas de interés, a fin de obtener condiciones iniciales proclives a iniciar oscilaciones de potencia o pérdida de sincronismo. 5.2 Desarrollo de los casos de estudio Se aborda el estudio de las oscilaciones de potencia sobre las siguientes áreas del sistema: Las líneas en 500 kv que se abordan son: Línea Trujillo La Niña (5010). Línea Chimbote - Trujillo (5008). Página 15 de 57

16 Línea Carabayllo Chimbote (5006). Línea Chilca Poroma (5032). Línea Poroma Ocoña (5034). Línea Ocoña Montalvo (5036). Las líneas en 220 kv que se abordan son: Línea Chiclayo Guadalupe (2236). Línea Guadalupe Trujillo (2234). Línea Trujillo Chimbote (2232). Línea Chimbote Paramonga (2216). Línea Aguaytía Tingo María (2251). Línea Campo Armiño Cotaruse (2051/2052). Línea Cotaruse Socabaya (2053/2054). Línea Socabaya Tintaya (2022). Líneas de 138kV que se abordan son: Línea Tintaya - Quencoro (1005). Línea Santuario - Callalli (1020). Línea Azangaro - Juliaca (1011). Línea Tintaya Callalli (1008) Línea de 500kV Trujillo La Niña (L-5010) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica en la barra de Trujillo 220kV, con una duración de 100ms. Caso 2: Falla trifásica en la barra de La Niña 220kV, con una duración de 100ms. En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 100ms, las oscilaciones de potencia que se presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L Página 16 de 57

17 LAGUNA LA NIÑA\EH02(1)\LNINA L SA612 PL1 TRUJILLO NUEVA\EH02(1)\TRUNU L SA612 PL1 LNINA L SA612 PL1\Polarizing Z1: Impedance TRUNU L SA612 PL1\Polarizing Z1: Impedance AECP 2014 Informe de Protecciones Sistemicas R-X LNINA L-5010 COES - SINAC Date: 7/5/2014 Figura 7 Impedancia vista por los relés de la L-5010 en falla Trujillo 220kV En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero se presenta oscilaciones que ingresan dentro de la característica de la protección de distancia. Página 17 de 57

18 CHICL500 Reactor\Cub_1\Rele L5010 LANINA SETNOR500 Reactor2\Cub_1\Rele L5010 TRUJILLO 5010 LANINA\Polarizing Z1: Impedance 10 TRUJILLO\Polarizing Z1: Impedance R-X L5010 Date: 7/5/2014 Figura 8 Impedancia vista por los relés de la línea L-5010 en falla La Niña 220kV Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero esta propensa a oscilaciones de potencia, por lo que se recomienda habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia sin disparo por pérdida de sincronismo Línea de 500kV Chimbote Trujillo (L-5008) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica en la barra de Trujillo 220kV, con una duración de 100ms. Caso 2: Falla trifásica en la barra de Chimbote 220kV, con una duración de 100ms. En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 100ms, las oscilaciones de potencia que se presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L Página 18 de 57

19 SETNOR500 Reactor\Cub_1\Rele L5008 Trujillo CHIM500\Cub_3\Rele L5008 Chimbote 08 Trujillo\Polarizing Z1: Impedance 08 Chimbote\Polarizing Z1: Impedance R-X L5008 Date: 7/7/2014 Figura 9 Impedancia vista por los relés de la línea L-5008, falla Trujillo220 En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, tampoco se presenta oscilaciones que ingresan dentro de la característica de la protección de distancia. Página 19 de 57

20 SETNOR500 Reactor\Cub_1\Rele L5008 Trujillo CHIM500\Cub_3\Rele L5008 Chimbote 08 Trujillo\Polarizing Z1: Impedance 08 Chimbote\Polarizing Z1: Impedance R-X L5008 Date: 7/7/2014 Figura 10 Impedancia vista por los relés de la línea L-5008, falla Chimbote Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero esta propensa a oscilaciones de potencia, por lo que se recomienda habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia sin disparo por pérdida de sincronismo Línea de 500kV Chimbote Carabayllo (L-5006) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica en la barra de Chimbote 220kV, con una duración de 100ms. Caso 2: Falla trifásica en la barra de Carabayllo 220kV, con una duración de 100ms. En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 100ms, las oscilaciones de potencia que se presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L Página 20 de 57

21 CHIMBOTE\EH05\CHIMB L-5006 F003 PP AECP 2014 CHIMB L-5006 F003 PP\Polarizing Z1 Impedance Informe de Protecciones Sistémicas R-X CHIMB L-5006 COES - SINAC Date: 6/25/2014 Figura 11 Impedancia vista por los relés de la línea L-5006, falla Chimbote220 En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, tampoco se presenta oscilaciones que ingresan dentro de la característica de la protección de distancia. Página 21 de 57

22 CHIMBOTE\EH05\CHIMB L-5006 F003 PP AECP 2014 CHIMB L-5006 F003 PP\Polarizing Z1 Impedance Informe de Protecciones Sistémicas R-X CHIMB L-5006 COES - SINAC Date: 6/25/2014 Figura 12 Impedancia vista por los relés de la línea L-5006, falla Carabayllo Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero esta propensa a oscilaciones de potencia, por lo que se recomienda habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia sin disparo por pérdida de sincronismo Línea de 500kV Chilca Poroma (L-5032) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica simultánea en las líneas L-2051 y L-2052 de 220kV Mataro Cotaruse, con una duración de 100ms. Caso 2: Falla trifásica simultánea en las líneas L-2053 y L-2054 de 220kV Cotaruse Socabaya, con una duración de 100ms. Caso 3: Falla trifásica en la SE Poroma 220kV con una duración de 100 ms. En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 100ms, las oscilaciones de potencia que se Página 22 de 57

23 presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L Chilca500\Cub_3\R_L5032E POROMA500\Cub_5(2)\R_L5032R R_L5032E\Polarizing: Impedance R_L5032R\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemas R-X L5032E AECP COES - SINAC Date: 6/24/2014 Figura 13 Impedancia vista por los relés de la línea L-5032, falla L2051 y L2052 En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, tampoco se presenta oscilaciones que ingresan dentro de la característica de la protección de distancia. Página 23 de 57

24 Chilca500\Cub_3\R_L5032E POROMA500\Cub_5(2)\R_L5032R R_L5032E\Polarizing: Impedance R_L5032R\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemas R-X L5032E AECP COES - SINAC Date: 6/24/2014 Figura 14 Impedancia vista por los relés de la línea L-5032, falla L2053 y L2054 En el caso 3, ante falla trifásica en la subestación de Poroma 220 kv, se produce una oscilación de potencia que pasa muy cerca de la zonas de protección de distancia, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo. Página 24 de 57

25 Chilca500\Cub_3\R_L5032E POROMA500\Cub_5(2)\R_L5032R R_L5032E\Polarizing: Impedance R_L5032R\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemas R-X L5032E Date: 7/3/2014 Figura 15 Impedancia vista por los relés de la línea L-5032, falla Poroma AECP COES - SINAC 220kV Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero esta propensa a oscilaciones de potencia, por lo que se recomienda habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia sin disparo por pérdida de sincronismo Línea de 500kV Poroma Ocoña (L-5034) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica simultánea en las líneas L-2051 y L-2052 de 220kV Mataro Cotaruse, con una duración de 100ms. Caso 2: Falla trifásica simultánea en las líneas L-2053 y L-2054 de 220kV Cotaruse Socabaya, con una duración de 100ms. Caso 3: Falla trifásica en la SE Poroma 220kV con una duración de 100 ms. En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 100ms, las oscilaciones de potencia que se presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L Página 25 de 57

26 POROMA500\Cub_7(2)\R_L5034E OCOÑA500\Cub_3\R_L5034R R_L5034E\Polarizing: Impedance R_L5034R\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemas R-X L5034E AECP COES - SINAC Date: 6/24/2014 Figura 16 Impedancia vista por los relés de la línea L-5034, falla L2051 y L2052 En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, tampoco se presenta oscilaciones que ingresan dentro de la característica de la protección de distancia. Página 26 de 57

27 POROMA500\Cub_7(2)\R_L5034E OCOÑA500\Cub_3\R_L5034R R_L5034E\Polarizing: Impedance R_L5034R\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemas R-X L5034E AECP COES - SINAC Date: 6/24/2014 Figura 17 Impedancia vista por los relés de la línea L-5034, falla L2053 y L2054 En el caso 3, ante falla trifásica en la subestación de Poroma 220 kv, se produce una oscilación de potencia que no ingresa dentro de la zonas de protección de distancia, tampoco no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo. Página 27 de 57

28 POROMA500\Cub_7(2)\R_L5034E OCOÑA500\Cub_3\R_L5034R R_L5034E\Polarizing: Impedance R_L5034R\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemas R-X L5034E AECP COES - SINAC Date: 7/3/2014 Figura 18 Impedancia vista por los relés de la línea L-5034, falla Poroma 220kV Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero esta propensa a oscilaciones de potencia, por lo que se recomienda habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia sin disparo por pérdida de sincronismo Línea de 500kV Ocoña Montalvo (L-5036) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica simultánea en las líneas L-2051 y L-2052 de 220kV Mataro Cotaruse, con una duración de 100ms. Caso 2: Falla trifásica simultánea en las líneas L-2053 y L-2054 de 220kV Cotaruse Socabaya, con una duración de 100ms. En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 100ms, las oscilaciones de potencia que se presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L Página 28 de 57

29 OCOÑA500\Cub_4\R_L5036E MONT2-500\Cub_4(1)\R_L5036R R_L5036E\Polarizing: Impedance R_L5036R\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemas R-X L5036E AECP COES - SINAC Date: 6/24/2014 Figura 19 Impedancia vista por los relés de la línea L-5036, falla L2051 y L2052 En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, tampoco se presenta oscilaciones que ingresan dentro de la característica de la protección de distancia. Página 29 de 57

30 OCOÑA500\Cub_4\R_L5036E MONT2-500\Cub_4(1)\R_L5036R R_L5036E\Polarizing: Impedance R_L5036R\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemas R-X L5036E AECP COES - SINAC Date: 6/24/2014 Figura 20 Impedancia vista por los relés de la línea L-5034, falla L2053 y L Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero esta propensa a oscilaciones de potencia, por lo que se recomienda habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia sin disparo por pérdida de sincronismo Línea de 220kV Guadalupe - Chiclayo (L-2236) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica en la barra de Guadalupe 60kV, con una duración de 500ms. Caso 2: Falla trifásica en la barra de Chiclayo 60kV, con una duración de 500ms. En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 500ms, sin embargo si la falla en la barra de Chiclayo dura 600ms, se producirá una condición de pérdida de sincronismo, cuyo centro eléctrico será la línea L Página 30 de 57

31 DIgSILENT CHICLAYO_OESTE_220\Cub_1\Rele L2236 Chiclayo SEGUA\Cub_0.2\Rele L2236 Guadalup L2236 Chiclayo\Polarizing: Impedance L2236 Guadalup\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemicas R-X L2236 Date: 7/7/2014 AECP 2014 COES-SINAC Figura 21 Impedancia vista por los relés de la línea L-2236, falla Guadalupe 60kV CHICLAYO_OESTE_220\Cub_1\Rele L2236 Chiclayo SEGUA\Cub_0.2\Rele L2236 Guadalup L2236 Chiclayo\Polarizing: Impedance L2236 Guadalup\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemicas R-X L2236 Date: 7/7/2014 AECP 2014 COES-SINAC Figura 22 Impedancia vista por los relés de la línea L-2236, falla Guadalupe 60kV Página 31 de 57

32 En el caso 2, se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo si la falla tiene una duración de 500ms, cuyo centro eléctrico será la línea L CHICLAYO_OESTE_220\Cub_1\Rele L2236 Chiclayo SEGUA\Cub_0.2\Rele L2236 Guadalup L2236 Chiclayo\Polarizing: Impedance L2236 Guadalup\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemicas R-X L2236 Date: 7/7/2014 AECP 2014 COES-SINAC Figura 23 Impedancia vista por los relés de la línea L-2236, falla Guadalupe 60kV Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, por lo que se deberá habilitar el bloqueo por oscilaciones de potencia con disparo ante pérdida de sincronismo Línea de 220kV Trujillo Norte Guadalupe (L-2234) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica en la barra de Guadalupe 60kV, con una duración de 500ms. En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, las oscilaciones de potencia que se presentan no llegan a entrar dentro de la característica de los relés de distancia en ambos extremos de la línea L Página 32 de 57

33 GUADALUPE\H06\GUADA L-2234 REL670 PL1 TRUJILLO NORTE\TH06\TRUJI L SA612 PL1 GUADA L-2234 REL670 PL1\Polarizing: Impedance TRUJI L SA612 PL1\Polarizing Z1: Impedance AECP 2014 Informe de Protecciones Sistemicas COES - SINAC R-X Plot Date: 6/27/2014 Figura 24 Impedancia vista por los relés de la línea L-2234, falla SE Guadalupe 60kV Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero esta propensa a oscilaciones de potencia, por lo que se recomienda habilitar la función de bloqueo por oscilaciones de potencia sin disparo por pérdida de sincronismo Líneas de 220kV Chimbote Trujillo (L-2232) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en estas líneas, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica en la barra de 138kV de Chimbote1, con tiempo de despeje de falla de 500ms y 700ms. En el caso 1, se muestra condiciones de pérdida de sincronismo. Sin embargo la impedancia no llega a entrar en las zonas de protección de los relés de distancia de las líneas L Se recomienda mantener habilitado el bloqueo por oscilaciones de potencia para los relés de estas líneas. Página 33 de 57

34 TRUJILLO NORTE\TH10\TRUJI L SA612 PL1 CHIMBOTE\TH05\CHIMB L SA612 PL1 TRUJI L SA612 PL1\Polarizing Z1: Impedance CHIMB L SA612 PL1\Polarizing Z1: Impedance AECP 2014 Informe de Protecciones Sistemicas COES - SINAC R-X Plot Figura 25 Impedancia vista por los relés de la línea L-2234, falla SE Guadalupe 60kV Date: 6/27/ Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea no existen condiciones para que se produzcan fenómenos de pérdida de sincronismo, pero si las oscilaciones de potencia. Cuando se producen fallas en la barra de 138kV de la S.E. Chimbote, se produce un fenómeno de pérdida de sincronismo pero el centro eléctrico no es en las líneas Chimbote Trujillo, por lo que se debe activar la función de bloqueo ante oscilaciones de potencia, sin disparo ante pérdida de sincronismo Líneas de 220kV Paramonga Chimbote (L-2216) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en estas líneas, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica en la barra de 138kV de Chimbote1, con tiempo de despeje de falla de 500ms y 700ms. En el caso 1, se observa un condición de pérdida de sincronismo, pero el centro eléctrico de oscilación no se da en la línea L-2216, estas se dan en las línea de 138kV. Página 34 de 57

35 CHIMBOTE\TH24\CHIMB L SA612 PL1 CHIMB L SA612 PL1\Polarizing Z1 Impedance AECP 2014 Informe de Protecciones Sistemicas COES - SINAC R-X Plot Date: 6/27/2014 Figura 26 Impedancia vista por los relés de la línea L Conclusiones. De las simulaciones realizadas se verifica que en esta línea existen condiciones para que se produzca oscilaciones de potencia, pero no condiciones de pérdida de sincronismo. Por lo que se debe activar la función de bloqueo ante oscilaciones de potencia, sin disparo ante pérdida de sincronismo Línea de 220kV Aguaytia Tingo María (L-2251) Condiciones de aplicación. Para determinar los ajustes del bloqueo por oscilación de potencia y determinar si es necesario activar el disparo ante perdida de sincronismo en esta línea, se realizaron las siguientes simulaciones: Caso 1: Falla trifásica en la línea L-1125, al 85% de la S.E. Aguaytía, con una duración de 400ms (se asumió que no operó la teleprotección de la línea). Caso 2: Falla trifásica en la línea L-1121, al 85% de la S.E. Tingo María, con una duración de 400ms (se asumió que no operó la teleprotección de la línea). Caso 3: Falla trifásica en la línea L-2252 al 1% de la S.E. Tingo María, con una duración de 100ms. Caso 4: Falla trifásica en la barra de Tingo María 138kV, con una duración de 500ms. Página 35 de 57

36 En el caso 1, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero si se producen oscilaciones de potencia, que no llegan a ingresar en las zonas de protección de los relés de distancia de la línea L TMAR220\Cub_2\Rele L2251 TINGM AGUA220\lne AGU_TIN_21\Rele L2251 AGUAY le L2251 TINGM\Polarizing: Impedance le L2251 AGUAY\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemicas R-X L2251 Date: 7/4/2014 AECP 2014 COES - SINAC Figura 27 Impedancia vista por los relés de la línea L-2251, falla trifásica en la línea L-1125 En el caso 2, no se muestra condiciones para que se produzca una pérdida de sincronismo, pero si se producen oscilaciones de potencia, que no llegan a ingresar en las zonas de protección de los relés de distancia de la línea L Página 36 de 57

37 TMAR220\Cub_2\Rele L2251 TINGM AGUA220\lne AGU_TIN_21\Rele L2251 AGUAY le L2251 TINGM\Polarizing: Impedance le L2251 AGUAY\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemicas R-X L2251 Date: 7/4/2014 AECP 2014 COES - SINAC Figura 28 : Impedancia vista por los relés de la línea L-2251, falla trifásica en la línea L-1125 En el caso 3, ante falla trifásica y desconexión de la línea L-2252, se produce una condición de pérdida de sincronismo, el centro eléctrico se ubica entre los transformadores de 220/138kV de la S.E. Tingo María y la línea L-1121, por lo que de no tomar acción ante esta condición de pérdida de sincronismo, podría producirse la desconexión de la línea L-1121 y provocar un colapso mayor. Página 37 de 57

38 TMAR220\Cub_2\Rele L2251 TINGM AGUA220\lne AGU_TIN_21\Rele L2251 AGUAY le L2251 TINGM\Polarizing: Impedance le L2251 AGUAY\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemicas R-X L2251 Date: 7/4/2014 AECP 2014 COES - SINAC Figura 29 Impedancia vista por los relés de la línea L-2251, falla trifásica en la línea L-2252 y con los 2 grupos de Aguaytia en servicio. Al repetir el caso 3, con un solo grupo de generación de la C.T. Aguaytía, se observan solo condiciones de oscilación de potencia. Por lo que depende de cuanta generación tenga la C.T. Aguaytía, por lo que se considera necesario revisar el esquema de desconexión del transformador de Tingo María. Página 38 de 57

39 TMAR220\Cub_2\Rele L2251 TINGM AGUA220\lne AGU_TIN_21\Rele L2251 AGUAY le L2251 TINGM\Polarizing: Impedance le L2251 AGUAY\Polarizing: Impedance Informe de Protecciones Sistemicas R-X L2251 Date: 7/4/2014 AECP 2014 COES - SINAC Figura 30 Impedancia vista por los relés de la línea L-2251, falla trifásica en la línea L-2252 y con 1 grupo de Aguaytia en servicio En el caso 4, ante falla trifásica en la barra de 138kV de la S.E. Tingo María, se produce una condición de pérdida de sincronismo, el centro eléctrico de oscilación es en la línea L Página 39 de 57