8.0 ESTANDARIZACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y EQUIPOS REPRESENTATIVOS EN SUBESTACIONES DE 220, 138 Y 60 KV DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ELECTROPERU, TRANSMANTARO Y REDESUR. El COES en resguardo de la calidad, economía y seguridad de la Operación en Tiempo Real del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y con la finalidad de coordinar las maniobras de desconexión y conexión de las instalaciones eléctricas más representativas del Sistema, solicitó a los Concesionarios ELECTROPERU, TRANSMANTARO Y REDESUR la remisión de las secuencias de maniobras de las instalaciones eléctricas de su responsabilidad, las mismas que serán tomadas en cuenta para proponer una estandarización coordinada de los procedimientos de maniobra, lo cual permitirá coordinar adecuadamente la Operación del Sistema Interconectado en Tiempo Real. Con el apoyo del CCO-SINAC se ha analizado en estado normal de operación del Sistema, la red eléctrica de ELECTROPERU, TRANSMANTARO Y REDESUR. Los análisis se efectuaron considerando los flujos de potencia para la condición de media demanda, concluyéndose que antes de iniciar cualquier proceso de desconexión o conexión de líneas o equipos representativos se debe tener presente lo siguiente: La desconexión de la línea L-6666, indispone la CT. TUMBES, por lo que es conveniente que el mantenimiento de esta línea se programe conjuntamente con el mantenimiento de la Central Térmica y que el transformador de la SE. ZORRITOS esté en servicio. La desconexión de una de las líneas de Restitución Campo Armiño, origina que el grupo generador de la CH. RESTITUCIÓN ligado a esta línea quede indisponible, lo cual limita la oferta de generación de la CH. MANTARO a la capacidad de generación de los grupos que quedan en servicio en CH. RESTITUCIÓN, con la finalidad que la utilización del recurso hídrico sea óptimo, teniendo en cuenta que la relación de producción de la CH. MANTARO y LA CH. RESTITUCIÓN es de 3 a 1. Es recomendable que la indisponibilidad de estas líneas se programe conjuntamente con los mantenimientos mayores de los grupos generadores y en fines de semana cuando la demanda del sistema es baja, con la finalidad de Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 10 de 19
evitar arranques de unidades térmicas onerosas que compensen la restricción de oferta hídrica que se origina. La indisponibilidad de una de las líneas de 220 kv entre SOCABAYA COTARUSE CAMPO ARMIÑO, limita la transferencia de potencia entre el Sistema Interconectado Sur y el Sistema Interconectado Centro Norte a 150 MVA, con la finalidad de evitar sobrecarga en el enlace cuya terna paralela está fuera de servicio. Asimismo se requiere que los niveles de tensión en barras de SOCABAYA y CAMPO ARMIÑO sean de 225 y 238 kv respectivamente. La desconexión de una de las líneas SOCABAYA MOQUEGUA, limita el flujo entre estas Subestaciones a 150 MVA y requiere que el nivel de tensión en SOCABAYA sea de 225 kv. La indisponibilidad de la línea MOQUEGUA LOS HÉROES, implica verificar y controlar el óptimo nivel de tensión en la Subestación TACNA, lo cual requiere que los bancos de compensación de potencia reactiva de la SE. TACNA y SE. YARADA estén operativos, y una de las unidades térmicas de la CT. CALANA se encuentre en servicio para compensar el déficit de reactivos. Es recomendable que la indisponibilidad de esta línea se programe en fines de semana, cuando la demanda del sistema es baja para evitar arranques de unidades térmicas onerosas. La desconexión de la línea MOQUEGUA PUNO, limita la oferta de generación de la CH. SAN GABÁN. Con la finalidad de mantener un flujo óptimo que garantice la operatividad del enlace AZANGARO TINTAYA y para mejorar los perfiles de tensión, se debe desconectar el reactor de 20 MVAR de AZANGARO. Es recomendable que la indisponibilidad de esta línea se programe en el periodo de estiaje y en fines de semana cuando la demanda del sistema es baja, para evitar mayores restricciones en la generación de la CH. SAN GABÁN y bajos niveles de tensión. Para la puesta en servicio de una línea de 220 kv, que enlazan un anillo de 138 o 66 kv, se debe tener en cuenta que la diferencia de tensiones en el punto de cierre del anillo debe ser menor de 5 kv y que la diferencia angular sea menor a 10. Las definiciones y abreviaturas más relevantes utilizadas en la estandarización de cada Procedimiento de Maniobra, realizada sobre la base de la secuencia de maniobras alcanzadas por Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 11 de 19
ELECTROPERU, TRANSMANTARO Y REDESUR, se muestran en el Anexo 2. La estandarización toma en consideración el Nivel Jerárquico de Comunicación establecido para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real, así como las Consideraciones Previas que cada uno de los responsables de la coordinación deben tomar en cuenta, antes de iniciar cualquier proceso de desconexión y/o conexión de una instalación representativa del Sistema ELECTROPERU, TRANSMANTARO Y REDESUR, lo cual permitirá evitar errores de operación. Ver Anexo 3. Con la finalidad de visualizar los pasos del proceso de desconexión y/o conexión de las líneas de transmisión, Transformadores de potencia de 220/138 kv y cambio de barras de 220 y 138 kv, se ha previsto un esquema unifilar para cada procedimiento, el cual permite ver en detalle los elementos de maniobra sobre los cuales se actúa en cada paso del proceso respectivo. Ver Anexo 4. 8.1 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de ELECTROPERU. Los Procedimientos de Maniobra estandarizados son: Línea de Transmisión L-6666: Línea de 60 kv que enlaza la SE. ZORRITOS y la SE. CT. TUMBES; su desconexión origina la indisponibilidad de la CT. TUMBES de 18.34 MW de potencia efectiva, y la interrupción del suministro de los usuarios conectados a la red de 33 kv. Ver Anexo 3: Procedimiento N P01-ELP-L6666 y Anexo 4: Esquema N E01-ELP-L6666. Línea de Transmisión L-2217: Línea de 220 kv que une la SE. INDEPENDENCIA y la SE. ACEROS AREQUIPA; su desconexión origina interrupción del suministro en la SE. ACEROS AREQUIPA. Ver Anexo 3: Procedimiento N P02-ELP-L2217 y Anexo 4: Esquema N E02-ELP-L2217. Línea de Transmisión L-2228: Línea de 220 kv que enlaza el grupo G-1 de la CH. RESTITUCIÓN y la SE. CAMPO ARMIÑO. Su desconexión origina la indisponibilidad del grupo de 70.35 MW de potencia Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 12 de 19
efectiva. Ver Anexo 3: Procedimiento N P03-ELP-L2228 y Anexo 4: Esquema N E03-ELP-L2228. Línea de Transmisión L-2229: Línea de 220 kv que enlaza el grupo G-2 de la CH. RESTITUCIÓN y la SE. CAMPO ARMIÑO; su desconexión origina la indisponibilidad del grupo de 70.83 MW de potencia efectiva. Ver Anexo 3: Procedimiento N P04-ELP-L2229 y Anexo 4: Esquema N E04-ELP-L2229. Línea de Transmisión L-2230: Línea de 220 kv que enlaza el grupo G-3 de la CH. RESTITUCIÓN y la SE. CAMPO ARMIÑO; su desconexión origina la indisponibilidad del grupo de 68.58 MW de potencia efectiva. Ver Anexo 3: Procedimiento N P05-ELP-L2230 y Anexo 4: Esquema N E04-ELP-L2230. Subestación CAMPO ARMIÑO: Cambio de Barras de 220 kv. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra A o la Barra B. Ver Anexo 3: Procedimiento N P06-ELP-SECARM y Anexo 4: Esquema N E06-ELP-SECARM. 8.2 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de TRANSMANTARO. Los Procedimientos de Maniobras estandarizados son: Línea de Transmisión L-2051: Línea de 220 kv que une la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. COTARUSE. Su desconexión restringe la transferencia de potencia entre Procedimiento N P01-TRM-L2051 y Anexo 4: Esquema N E01-TRM-L2051. Línea de Transmisión L-2052: Línea de 220 kv que une la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. COTARUSE; su desconexión restringe la transferencia de potencia entre Procedimiento N P02-TRM-L2052 y Anexo 4: Esquema N E02-TRM-L2052. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 13 de 19
Línea de Transmisión L-2053: Línea de 220 kv que une la SE. COTARUSE y la SE. SOCABAYA. Su desconexión restringe la transferencia de Potencia entre Procedimiento N P03-TRM-L2053 y Anexo 4: Esquema N E03-TRM-L2053. Línea de Transmisión L-2054: Línea de 220 kv que une la SE. COTARUSE y la SE. SOCABAYA; su desconexión restringe la transferencia de potencia entre Procedimiento N P04-TRM-L2054 y Anexo 4: Esquema N E04-TRM-L2054. Subestación SOCABAYA: Cambio de Barras de 220 KV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra B1 o la Barra B2. Ver Anexo 3: Procedimiento N P05- TRM-SESOCA y Anexo 4: Esquema N E05-TRM-SESOCA. Subestación SOCABAYA: Transformador T1 220/138 KV. Su desconexión prevé que el enlace SANTUARIO SOCABAYA de 138 KV esté en servicio para evitar sobrecarga en el Transformador T2 220/138 kv y caída de tensión en Barras de 138 kv. Ver Anexo 3: Procedimiento N P06-TRM-SESOCA y Anexo 4: Esquema N E06-TRM-SESOCA. Subestación SOCABAYA: Transformador T2 220/138 KV. Su desconexión prevé que el enlace SANTUARIO SOCABAYA de 138 KV esté en servicio para evitar sobrecarga en el Transformador T1 220/138 kv y caída de tensión en Barras de 138 kv. Ver Anexo 3: Procedimiento N P07-TRM-SESOCA y Anexo 4: Esquema N E07-TRM-SESOCA. Subestación SOCABAYA: Cambio de Barras de 138 KV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra A o la Barra B. Ver Anexo 3: Procedimiento N P08- TRM-SESOCA y Anexo 4: Esquema N E08-TRM-SESOCA. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 14 de 19
8.3 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de REDESUR. Los principales Procedimientos estandarizados son: Líneas de Transmisión L-2025: Línea de 220 kv que une la SE. SOCABAYA y la SE. MOQUEGUA; su desconexión limita la transferencia de potencia entre estas subestaciones a 150 MVA. Ver Anexo 3: Procedimiento N P01-RDS-L2025 y Anexo 4: Esquema N E01-RDS-L2025 Líneas de Transmisión L-2026: Línea de 220 kv que une la SE. SOCABAYA y la SE. MOQUEGUA; su desconexión limita la transferencia de potencia entre estas subestaciones a 150 MVA. Ver Anexo 3: Procedimiento N P02-RDS-L2026 y Anexo 4: Esquema N E02-RDS-L2026. Líneas de Transmisión L-2029: Línea de 220 kv que une la SE. MOQUEGUA y la SE LOS HÉROES, su desconexión prevé que el enlace de 138 kv TOQUEPALA ARICOTA 2 de REP Y el enlace en 66 KV ARICOTA1 ARICOTA 2 TOMASIRI LOS HÉROES TACNA CALANA, estén en servicio. Asimismo requiere la puesta en servicio de la CT. CALANA para compensar el déficit de potencia reactiva del Sistema de EGESUR. Ver Anexo 3: Procedimiento N P03-RDS-L2029 y Anexo 4: Esquema N E03-RDS-L2029. Líneas de Transmisión L-2030: Línea de 220 kv que une la SE. MOQUEGUA y la SE. PUNO. Su desconexión limita la oferta de generación de la CH. SAN GABÁN, para evitar sobrecarga en el enlace de 138 kv AZANGARO TINTAYA. Ver Anexo 3: Procedimiento N P04-RDS-L2030 y Anexo 4: Esquema N E04-RDS-L2030. Subestación MOQUEGUA: Cambio de Barras de 220 KV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra 1 o la Barra 2. Ver Anexo 3: Procedimiento N P05- RDS-SEMOQU y Anexo 4: Esquema N E05-RDS- SEMOQU. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 15 de 19