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DECISIÓN DE LA DIRECCIÓN EJECUTIVA DEL COES

N° 001-2017-D/COES Lima, 18 de enero de 2017 LA DIRECCIÓN EJECUTIVA DEL COES: CONSIDERANDO

Que, el 21 de setiembre de 2016, a pedido de la empresa FÉNIX POWER PERÚ S.A. se realizó en el COES la exposición de los resultados de un estudio de Resonancia Subsíncrona (RSS) en el SEIN, elaborado por su proveedor General Electric, en el cual se señaló que, ante una disminución de la producción de esta central o ante algunos cambios topológicos en el sistema de transmisión de 500 kV, se exponía a sus unidades de generación al fenómeno de RSS con los correspondientes riesgos.

Que, el 03 de octubre de 2016, mediante carta FX.617.16, FÉNIX POWER PERÚ S.A. informó al COES que había procedido a la compra de un relé torsional, cuya función sería desconectar sus unidades de generación en caso se produzca un fenómeno de RSS que las afecte. Asimismo, FÉNIX POWER solicitó que el COES adopte medidas temporales como: (i) la inhabilitación (“by pass”) de los dos capacitores serie de la S.E. Ocoña (de 59,5 ohmios y 29,9 ohmios); y/o, (ii) la inhabilitación (“by pass”) del capacitor serie de la S.E. Poroma (80,2 ohmios).

Que, el 18 de octubre de 2016, mediante carta SI-0453/16, SAMAY I S.A. informó al COES que, según información de General Electric, fabricante de las unidades de generación de la C.T. Puerto Bravo, la causa de los eventos que ocasionaron la indisponibilidad de las unidades de dicha central había sido el fenómeno de RSS. Asimismo, plantea que para evitar una nueva afectación a la operación de su central, se inhabilite el capacitor serie de la S.E. Poroma (80,2 ohmios).

Que, el COES, con el apoyo de consultores externos, ha concluido el estudio “Diagnóstico de Resonancia Subsíncrona (RSS) en el SEIN” [Informe COES SNP-002-2017 del 2017-01-18] (Estudio RSS), desarrollado con el objetivo de identificar el riesgo de eventos de RSS en diferentes centrales de generación termoeléctrica del SEIN, a efectos de tomar las medidas necesarias para descartar eventuales interacciones de las frecuencias de resonancia eléctrica de la red con las frecuencias naturales torsionales de los ejes de las unidades de generación. Asimismo, propone una medida temporal de mitigación que disminuya el riesgo de RSS en las unidades de generación comprometidas con dicho fenómeno.

Que, siendo las principales conclusiones del Estudio RSS las siguientes:

a) Las centrales ubicadas en Chilca y en la zona de Lima (Centro Norte del SEIN) conectadas a la red de 220 kV no están expuestas al riesgo de RSS.

b) Las centrales termoeléctricas Puerto Bravo, Fénix y Santo Domingo de los

Olleros, conectadas de manera directa o muy cerca eléctricamente a los

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enlaces de 500 kV compensados con bancos de capacitores serie, están en la banda de riesgo de RSS. La C.T. NEPI se ubica fuera de esta banda de riesgo.

c) Al inhabilitar el Banco de Capacitores Serie de 80,2 ohmios de la S.E.

Poroma, mediante el cierre de su interruptor by-pass, las simulaciones muestran que se desintoniza la resonancia eléctrica de la red con el modo torsional complementario del sistema turbina-generador para todas las centrales termoeléctricas expuestas al fenómeno de RSS. Por lo tanto, la inhabilitación de este banco constituye una eficaz medida temporal para mitigar el fenómeno de RSS en el SEIN.

Que, en tanto se realicen estudios especializados destinados a desarrollar una

solución de carácter definitivo para mitigar la RSS en el SEIN, y dicha solución sea puesta en servicio, el Banco de Capacitores Serie de 80,2 ohmios de la S.E. Poroma deberá inhabilitarse como medida de mitigación temporal, a fin de evitar la afectación de las centrales antes mencionadas. DECIDE: ARTÍCULO PRIMERO: Disponer la inhabilitación del Banco de Capacitores Serie de 80,2 ohmios de la S.E. Poroma durante la operación de alguna de las centrales afectadas por el fenómeno de RSS, señaladas en la parte considerativa de la presente Decisión. ARTÍCULO SEGUNDO: Lo establecido en el Artículo Primero de la presente Decisión entrará en vigencia desde el día siguiente de su difusión hasta la puesta en servicio de la solución definitiva para mitigar el fenómeno de RSS en el SEIN. Regístrese y comuníquese.

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DIAGNÓSTICO DE RESONANCIAS

SUBSÍNCRONAS EN EL SEIN

SUBDIRECCION DE NUEVOS PROYECTOS Informe COES

SNP-002-2017 DIAGNÓSTICO DE RESONANCIA SUBSÍNCRONA

Fecha: 18 de enero de 2017

DIAGNÓSTICO DE RESONANCIAS SUBSÍNCRONAS EN EL SEIN

1. OBJETIVO Evaluar el riesgo de eventos de Resonancia Subsíncrona (RSS) para las diferentes centrales de generación termoeléctricas del SEIN, identificando a qué valores de frecuencia subsíncrona se podrán presentar las resonancias en el sistema eléctrico de potencia por interacción con las frecuencias naturales de los ejes de las unidades. Proponer alguna medida temporal de mitigación que haga posible que se disminuya el riesgo de RSS en las centrales comprometidas con el fenómeno, asimismo, eventuales medidas de protección propia a estas centrales.

2. ANTECEDENTES Los días 11, 15, 19 y 23 de julio de 2016, las unidades TG4, TG3, TG2 y TG1 de la C.T. Puerto Bravo respectivamente fueron declaradas indisponibles para su operación, por haberse identificado fisuras en sus ejes. Dichos hallazgos fueron informados oportunamente por su titular (SAMAY) al MINEM y al COES. Con carta SI-0453/16 de fecha 20 de setiembre, SAMAY informó al MINEM que se encontraba trabajando con su contratista Posco E&C y la empresa General Electric (fabricante de las cuatro turbinas) en la evaluación de la causa raíz de los eventos registrados y que comunicarán oportunamente al MINEM los resultados de dicha evaluación. Además, informaron que en el rotor de la TG1 se había encontrado evidencia de haber sido afectado por arcos eléctricos. El 21 de setiembre de 2016, a pedido de la empresa FÉNIX POWER se realizó en el COES la exposición de su estudio de Resonancia Subsíncrona del SEIN elaborado por la empresa General Electric, mostrando que, ante una disminución de la producción de esta central o ante algunos cambios topológicos en el sistema de transmisión de 500 kV, se exponía a sus unidades de generación al fenómeno de Resonancia Subsíncrona (RSS) con los correspondientes riesgos. Al respecto cabe notar que en la literatura técnica especializada se encuentran muy pocos antecedentes de afectación de unidades de generación por este fenómeno y solamente en turbinas de vapor. No existen casos registrados para turbinas de gas.

Con fecha 03 de octubre de 2016 mediante la carta FX.617.16 FÉNIX POWER informó al COES que había procedido a la compra de un relé torsional, cuya función sería desconectar las unidades en caso ese produzca el fenómeno de RSS. Asimismo, FÉNIX POWER en esta comunicación solicitó que el COES adopte medidas temporales como realizar el puenteo (“bypass”) de los dos capacitores serie de la S.E. Ocoña (59,5 ohmios y 29,9 ohmios) y/o el puenteo (“bypass”) del capacitor serie de la S.E. Poroma (80,2 ohmios).

SUBDIRECCIÓN DE NUEVOS PROYECTOS Diagnostico de resonancia Subsíncrona

Informe COES/DP-002-2017

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El 18 de octubre de 2016 con la carta SI-0453/16 SAMAY informó al COES que, según lo comunicado por su contratista Posco E&C, sobre la base de información de General Electric, fabricante de las unidades de generación de la C.T. Puerto Bravo, la causa de los eventos que ocasionaron la indisponibilidad de las unidades de la C.T. Puerto Bravo había sido el fenómeno de resonancia subsíncrona. Asimismo, SAMAY también mencionó que para efectos de evitar una nueva afectación a la operación de la C.T. Puerto Bravo, se requería que estuviese fuera de servicio el banco de capacitores serie de 80,2 ohmios de la S.E. Poroma.

Frente a los eventos señalados, el 10 de octubre de 2016 el COES dio inicio al Estudio de Diagnóstico de Resonancia Subsíncrona (RSS) en el SEIN (en adelante “Estudio”; detalle en Referencias Bibliográficas) con el objetivo de identificar y evaluar el riesgo de eventos de RSS en las diferentes centrales de generación térmica del SEIN, estimando los valores de frecuencia subsíncrona de resonancias en el sistema eléctrico de potencia y descartar eventuales interacciones con las frecuencias naturales de los ejes de las unidades de generación térmica. Asimismo, se propone una medida temporal de mitigación que disminuya el riesgo de RSS en las unidades de generación comprometidas con el fenómeno.

3. CRITERIOS Y PREMISAS El Estudio utiliza la Base de Datos de la red del SEIN que administra el COES y disponible en formato DIgSILENT Power Factory, donde se encuentran representados con el máximo detalle: las unidades de generación, transformadores elevadores de generación y los proyectos de generación y de transmisión, que en el futuro inmediato entrarían en servicio en la red troncal de transmisión del SEIN. El modelo de la red se ha preparado para realizar el “Barrido de Frecuencia” (“Frequency sweep”) y obtener la impedancia Z(f) vista desde el punto de neutro (rotor) de los Generadores en función de la frecuencia, para cada una de las unidades de las centrales que podrían estar involucradas. De esta manera se obtiene el espectro de frecuencias desde el punto neutro del generador bajo examen hacia la red y así observar las Z(f). Mediante el análisis de Z(f) se identifica a qué valores de frecuencia se presentan las resonancias eléctricas que podrían interactuar con las frecuencias naturales complementarias de los ejes de las unidades, con el consiguiente riesgo de fenómenos de Interacción Torsional o Amplificación del Torque. Además de esta manera se tiene una primera “señal” de posibles fenómenos de tipo generador de inducción sobre los generadores sincrónicos. Las magnitudes de las frecuencias naturales de oscilación torsional de los ejes de las unidades de generación han sido proporcionadas por los fabricantes. Se ha considerado diversas condiciones de Demanda y Despachos en correspondencia con la operación de las unidades involucradas. Se ajustaron sobre el modelo de red propuesto según lo indicado arriba, los estados operativos para los escenarios indicados en la Tabla 1.



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AÑO PERIODO HORAS DE

2017 AVENIDA MAXIMA

MINIMA 2017 CON MAMO EN SERVICIO

ESTIAJE MAXIMA

MINIMA

Tabla 1. Escenarios para el diagnostico de RSS

Los análisis se han llevado a cabo sobre aquellas centrales que están conectadas de manera directa o están muy cerca eléctricamente a los enlaces en 500 kV compensados con bancos de capacitores en serie. Se considera la configuración actual del SEIN y aquella futura con el proyecto 500 kV Mantaro – Montalvo (MAMO) en servicio.



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Figura 1. Configuración del SEIN sin y con el proye cto MAMO

4. CONFIGURACIONES DE GENERACION Haciendo combinaciones con las unidades de generación existentes a gas natural y de vapor se obtienen 19 configuraciones de generación para el año 2017, tal como se muestra en la Tabla 2. Asimismo, se manejaron 74 Configuraciones de Red en avenida 2017 y 91 en el estiaje. Como se ha analizado dos escenarios operativos (máxima y mínima demanda), tanto para la avenida como para el estiaje 2017, resultan 2 812 casos para avenida 2017 y 3 458 para el estiaje 2017.



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# CENTRAL TERMICA

PUNTO DE CONEXIÓN

# unidades

COMBINACION DE DESPACHOS PARA EL Zf (f) # Casos

1 FENIX 500 kV 3 (TG1); (TG1+TG2); (TG1+TG2+TV); (TG1+TV); (TV+TG1); (TV+TG1+TG2)

6

2 STO. DOMINGO

500 kV 1 (TG1) 1

3 PUERTO BRAVO 500 kV 4

(TG1); (TG1+TG2); (TG1+TG2+TG3); (TG1+TG2+TG3+TG4) 4

4 NEPI 500 kV 3 (TG1); (TG1+TG2); (TG1+TG2+TG3) 3

5 KALLPA 220 kV 4 (TG1+TG2+TG3+TV1) 1

6 CHILCA 1 220 kV 4 (TG4+TG1+TG2+TG3+TV1+TV4) 1

7 CHILCA 2 220 kV 2

8 Las Flores 220 kV 1 (TG1) 1

9 ILO2 220 kV 1

(TG1+TG2+TG3+TV) 1 10 RESERVA

FRIA ILO 220 kV 3

11 ILO 1 138 kV 4 (TG2+TG1+TV3+TV4) 1

TOTAL 19

Tabla 2. Configuraciones de generación para el diag nostico de RSS

5. METODOLOGIA DE IDENTIFICACION DE RIESGO DE RSS Se han seguido los siguientes pasos: i. Realizar el Barrido en Frecuencia para obtener la Z(f) vista desde el punto de

neutro (rotor) de los Generadores, identificar los mínimos (que constituyen los puntos de resonancia eléctrica de la red) y a que frecuencias naturales subsíncronas se presentan.

ii. Comparar las frecuencias eléctricas obtenidas del punto anterior con los valores complementarios (de 60 Hz) a las frecuencias de los modos naturales mecánicos (frecuencias torsionales) del eje del conjunto turbina-generador proporcionadas por el fabricante.

iii. Declarar condición crítica cuando por lo menos una frecuencia natural de la red coincide con o está muy próxima a una frecuencia natural complementaria del eje turbina-generador.

6. RESULTADOS GENERALES Se han realizado una serie de simulaciones para determinar la impedancia Z(f) vista desde el rotor de las unidades en función de la frecuencia.



__________________________________________________________________

6 / 18

35.0

35.2

35.4

35.6

35.8

36.0

36.2

36.4

36.6

36.8

37.0

37.2

37.4

37.6

37.8

38.0

38.2

38.4

38.6

38.8

39.0

39.2

39.4

39.6

39.8

#1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 #9 #10 #11 #12 #13 #14 #15 #16 #17 #18 #19 #20 #21 #22 #23 #24 #25 #26

Fre

cue

nci

a d

e r

eso

na

nci

a [

Hz]

Frecuencias de resonancia de la red

Figura 2. Rango de riesgo de proximidad a frecuenci a natural complementaria del eje de una unidad de

generación

En la Figura 2 se muestra los resultados de las frecuencias de resonancia eléctrica (frecuencias subsíncronas) para el caso de una unidad de generación del SEIN operando en distintas configuraciones de red, para detectar la proximidad al valor complementario de la frecuencia mecánica del eje. Se ha establecido una zona de riesgo dada por una distancia de ± 1.5 Hz. Se ha considerado este ancho en frecuencia para esta Banda, con la finalidad de tener en cuenta incertidumbres, tales como la frecuencia de operación del sistema y el valor real de la frecuencia natural de resonancia del eje. Las cuatro barras representadas en la Figura 2, en cada caso indican cuatro condiciones distintas de despacho para la central bajo análisis (por ejemplo, para una central a ciclo combinado las combinaciones son: 1TG ON; 2TG ON; 1TG y 1TV ON; 2TG y 1TV ON). 7. ESTRATEGIA DE SIMULACION 7.1 SECUENCIA Se ha considerado la siguiente secuencia: i. Para la situación actual se ha calculado la impedancia Z(f) vista desde el rotor

de los generadores de las unidades de generación de las siguientes centrales termoeléctricas: C.T. Puerto Bravo, C.T. NEPI, C.T. Fénix, C.T. Santo Domingo de los Olleros, C.T. Kallpa, C.T. Chilca 1 y Chilca 2, C.T. Las Flores y la C.T. Ilo2, considerando diferentes topologías de red.

± 1.5 Hz (rango de riesgo)

Complementaria a la frecuencia natural del eje



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7 / 18

ii. Con la finalidad de mostrar el efecto del proyecto MAMO, se ha calculado la impedancia Z(f) al ingresar el proyecto MAMO.

iii. Luego se han repetido algunos casos para establecer el efecto de sacar de

servicio alguno de los bancos de capacitores serie, cerrando el interruptor bypass correspondiente.

7.2 RESULTADOS PARA CONFIGURACIÓN DE RED N CON TODO S LOS

BANCOS DE CAPACITORES SERIE En las Tablas 3 y 4 se muestran los valores de frecuencia subsíncrona de resonancia eléctrica comparados con correspondiente frecuencia natural mecánica complementaria del eje de la turbina-generador.

CENTRAL

FRECUENCIA NAT. MECANICA

COMPLEMENTARIA (Hz)

FRECUENCIA NAT. ELECTRICA SIN

PROYECTO MAMO (Hz)

FRECUENCIA NAT. ELECTRICA CON

PROYECTO MAMO (Hz)

ILO2 TV 47 40.1 30.6

ILO2 TV 28.4 40.1 30.6

KALLPA TG 43.6 / /

KALLPA TV 39.1 y 30.2 / /

CHILCA 1 TG 47.3 / /

CHILCA 1 TV 38.2 y 29.9 / /

CHILCA 2 TG 48.4 y 15.5 / /

Las Flores TG 43.6 / / Tabla 3. Frecuencias de resonancia eléctrica de cen trales conectadas a 220 kV

Se aprecia que no existe riesgo de resonancia subsíncrona en las centrales que están conectadas a la red de 220 kV.

CENTRAL

FRECUENCIA NAT. MECANICA

COMPLEMENTARIA (Hz)

FRECUENCIA NAT. ELECTRICA SIN

PROYECTO MAMO (Hz)

FRECUENCIA NAT. ELECTRICA CON

PROYECTO MAMO (Hz)

NEPI TG 42.7 40.1 38.4

PUERTO BRAVO TG 38.1 40.3 39

FENIX TG 38.1 40.9 37.3

FENIX TV 38.2 39.2 38.3

FENIX TV 29.9 39.2 38.3

STO. DOMINGO TG 42.7 41.9 38.9 Tabla 4. Frecuencias de resonancia eléctrica de cen trales conectadas a 500 kV

Si a partir de los resultados de la Tabla 4, que corresponde a las centrales que están conectadas en la red de 500 kV, se calculara la distancia en Hz entre las



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frecuencias de resonancias eléctricas y la frecuencia natural mecánica complementaria del eje turbina-generador, se obtiene la Figura 3.

-12-11-10

-9-8-7-6-5-4-3-2-10123456789

1011

NEPI TG PUERTO BRAVO TG

FENIX TG FENIX TV FENIX TV STO. DOMINGO TG

Hz

CENTRAL

DISTANCIA AL MODO COMPLEMENTARIO TORSIONAL

SIN PROYECTO MAMO CON PROYECTO MAMO

CON PROYECTO MAMO Y SIN BCS POROMA RANGO SUPERIOR

RANGO INFERIOR Figura 3. Distancia en Hz de las frecuencias de res onancia eléctrica a la frecuencia

Se aprecia que en la situación actual las centrales que están en la banda de riesgo (-1,5 Hz, + 1,5 Hz) son las unidades térmicas de la C.T. Puerto Bravo, C.T. Fénix y C.T. Santo Domingo de los Olleros, mientras que la C.T. NEPI está fuera de esta banda. Al ingresar el proyecto MAMO, la C.T. NEPI y la C.T. Santo Domingo de los Olleros se alejan considerablemente de la banda señalada. Sin embargo, el proyecto MAMO hace que en las centrales Puerto Bravo y Fénix sea mayor la coincidencia entre la frecuencia electrica y la complementaria mecánica, incrementándose el riesgo de RSS. El detalle de estos resultados se muestra en el Anexo A. 6.3 EFECTO DE INHABILITAR LOS BANCOS DE CAPACITORES SERIE Los resultados que se muestran en la Tabla 5 indican que al sacar fuera de servicio el banco de capacitores serie de la S.E. Poroma, desaparecen los puntos de resonancia en las centrales C.T. Fénix y C.T. Santo Domingo de los Olleros. Mientras, estos puntos de mínima impedancia para el caso de la C.T. NEPI y C.T. Puerto Bravo se corren a la izquierda, alejándose del valor de la frecuencia natural mecánica complementaria del eje de la turbina-generador, en 9,2 Hz y 6,9 Hz, respectivamente.



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CENTRAL

FRECUENCIA NAT. MEC.

COMPLEMENTARIA

(Hz)

FRECUENCIA NAT.

ELECTRICA SIN PROYECTO

MAMO (Hz)

FRECUENCIA NAT.

ELECTRICA CON PROYECTO

MAMO (Hz)

FRECUENCIA NAT. ELECTRICA CON MAMO Y SIN EL BCS POROMA

(Hz)

NEPI TG 42.7 40.1 38.4 33.5

PUERTO BRAVO TG 38.1 40.3 39.0 31.2

FENIX TG 38.1 40.9 37.3 NO HAY

FENIX TV 38.2 39.2 38.3 NO HAY

FENIX TV 29.9 39.2 38.3 NO HAY

STO. DOMINGO TG 42.7 41.9 38.9 NO HAY

Tabla 5. Frecuencias de resonancia eléctrica de cen trales conectadas a 500 kV sin el BCS de Poroma

El detalle de estos resultados se muestra en el Anexo B. 8. ANALISIS DE AMPLIFICACION DE TORQUES

7.1 Características del Análisis de Transitorios El ectromagnéticos (EMT)

• Se ha representado una parte del SEIN que comprende el sistema de

transmisión de 500 kV desde el área operativa Centro hacia el Sur y las principales centrales de generación (MODELO EMT);

• En el MODELO EMT se mantiene el detalle completo de los componentes en los niveles de 500 kV, 220 kV y 138 kV;

• El resto del SEIN visto desde las fronteras del MODELO EMT, que no está modelada, se ha sustituido mediante equivalentes dinámicos;

• Estos equivalentes dinámicos conectados en las fronteras el MODELO EMT cumplen con el comportamiento en estado estacionario (flujos y nivel de cortocircuito) y el dinámico, representado en la inercia y potencia regulante;

• Se ha utilizado una representación de detalle de las masas del modelo mecánico de las unidades (modos torsionales y coeficientes de amortiguamiento) de la CT Fénix, CT NEPI y CT Puerto Bravo;

• Disponibilidad de las magnitudes instantáneas eléctricas de la red; • Disponibilidad de los valores instantáneos de los torques eléctricos y

mecánicos; • Posibilidad de evidenciar las probables interacciones entre las masas de las

unidades cercanas; • Posibilidad de simular maniobras y eventos, y disponer del impacto sobre los

ejes de las unidades de generación; • Con el MODELO EMT es posible evidenciar los fenómenos de Interacción y/o

Amplificación Torsional.

7.2 Resultados en la CT Fénix Se ha simulado el transitorio electromagnético (EMT) de maniobra de apertura del by-pass del banco de capacitores serie BCS 5382 de la S.E. Poroma y se muestra el efecto sobre el torque eléctrico y mecánico de la TG de la CT Fénix, en dos situaciones: sin el proyecto MAMO (Figura 4) y con el proyecto MAMO (Figura 5).



__________________________________________________________________

10 / 18

10.008.4006.8005.2003.6002.000 [s]

1.65

1.40

1.15

0.90

0.65

0.40

[p.u.]

Fenix G1: Mechanical TorqueFenix G1: Electrical Torque

X = 3.000 s 3.175 s 1.422 p.u.

0.000 26.00 52.00 78.00 104.0 130.0[Hz]

0.989

0.791

0.593

0.395

0.198

-0.000

Fenix G1: Fourier-Coefficient, Magnitude, Mechanical Torque in p.u.

X = 17.300 Hz X = 97.850 Hz

0.000 Hz 0.942 p.u.

21.667 Hz 0.263 p.u.

0.000 26.00 52.00 78.00 104.0 130.0[Hz]

0.984

0.787

0.590

0.394

0.197

-0.000


X = 17.300 Hz X = 97.850 Hz

0.000 Hz 0.937 p.u.

21.667 Hz 0.193 p.u.

FFT entre 3 y 6s

FFT entre 7 y 10s

Fenix 2TG+1TV ON, NEPI - 1TG ON min, PBravo - 1TG ON min §Plt_T-Mec_Fenix_TG1

EST2016MAX - desde config. #5 a #1

Date:

Annex: /10

DIg

SIL

EN

T

Figura 4: Evolución en el tiempo del valor instantán eo del torque eléctrico y mecánico de la unidad TG de

FENIX, sin el proyecto MAMO. Análisis de FOURIER (dom inio de la frecuencia) de la magnitud torque mecánico para dos ventanas de tiempo (gráfica inter media: 3 y 6 s) y (gráfica inferior: 7 y 10 s).

10.008.4006.8005.2003.6002.000 [s]

50.00

25.00

0.00

-25.00

-50.00

-75.00

[p.u.]

Fenix G1: Mechanical TorqueFenix G1: Electrical Torque

0.000 26.00 52.00 78.00 104.0 130.0[Hz]

1.852

1.481

1.111

0.741

0.370

0.000


X = 17.300 Hz X = 97.850 Hz

0.000 Hz 0.933 p.u.

21.500 Hz 1.764 p.u.

0.000 26.00 52.00 78.00 104.0 130.0[Hz]

21.02

16.82

12.61

8.408

4.204

-0.000


X = 17.300 Hz X = 97.850 Hz

21.500 Hz20.020 p.u.

0.000 Hz 0.925 p.u.

FFT entre 3 y 5s

FFT entre 8 y 10s

Fenix 2TG+1TV ON, NEPI - 1TG ON min, PBravo 1TG ON min §Plt_T-Mec_Fenix_TG1

EST2016MAX - desde config. #5 a #1

Date:

Annex: /10

DIg

SIL

EN

T

Figura 5: Evolución en el tiempo del valor instantán eo del torque eléctrico y mecánico de la unidad TG de

FENIX, con el proyecto MAMO. Análisis de FOURIER (do minio de la frecuencia) de la magnitud torque mecánico para dos ventanas de tiempo (gráfica inter media: 3 y 5 s) y (gráfica inferior: 8 y 10 s).

7.3 Resultados en la C.T. Puerto Bravo Se ha simulado una falla bifásica franca a tierra en el tramo Colcabamba-Poroma (del proyecto MAMO) con apertura definitiva del circuito.



__________________________________________________________________

11 / 18

10.008.4006.8005.2003.6002.000 [s]

6.00

4.00

2.00

0.00

-2.00

-4.00

[p.u.]

PuertoBravo G3: Mechanical TorquePuertoBravo G3: Electrical Torque

0.000 26.00 52.00 78.00 104.0 130.0[-]

1.500

1.200

0.900

0.600

0.300

-0.000

PuertoBravo G3: s:xmt

X = 21.900 Hz X =123.400 Hz

22.000 Hz 0.943 p.u.

0.000 26.00 52.00 78.00 104.0 130.0[Hz]

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0.000

PuertoBravo G3: Fourier-Coefficient, Magnitude, Mechanical Torque in p.u.

X = 21.900 Hz X =123.400 Hz

22.000 Hz 4.274 p.u.

FFT entre 3 y 5s

FFT entre 8 y 10s

Fenix 2TG+1TV ON, NEPI - 1TG ON min, PBravo - 1TG ON min §Plt_T-Mec_PBravo

EST2017MAX - Falla 2Ph L-5031

Date:

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Figura 6: Evolución en el tiempo del valor instantá neo del torque eléctrico y mecánico de la unidad TG de P. Bravo con el BCS Poroma (Figura superior). Análisis d e FOURIER (dominio de la frecuencia) de la magnitud torque mecánico para dos ventanas de tiempo (gráfic a intermedia: 3 y 5 s) y (gráfica inferior: 8 y 10 s). Con

todos los bancos serie en servicio.

10.008.4006.8005.2003.6002.000 [s]

6.00

4.00

2.00

0.00

-2.00

-4.00

[p.u.]

PuertoBravo G3: Mechanical TorquePuertoBravo G3: Electrical Torque

3.071 s 2.435 p.u.

0.000 26.00 52.00 78.00 104.0 130.0[Hz]

1.500

1.200

0.900

0.600

0.300

-0.000


X = 21.900 Hz X =123.400 Hz

22.000 Hz 1.095 p.u.

0.000 Hz 0.444 p.u.

0.000 26.00 52.00 78.00 104.0 130.0[Hz]

1.500

1.200

0.900

0.600

0.300

-0.000


X = 21.900 Hz X =123.400 Hz

22.000 Hz 0.556 p.u. 0.000 Hz

0.443 p.u.

FFT entre 3 y 5s

FFT entre 8 y 10s

Fenix 2TG+1TV ON, NEPI - 1TG ON min, PBravo - 1TG ON min §Plt_T-Mec_PBravo

EST2017MAX - desde #5 Falla 2Ph L-5031

Date:

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Figura 7: Evolución en el tiempo del valor instantá neo del torque eléctrico y mecánico de la unidad TG de P.

Bravo con el BCS Poroma fuera de servicio (Figura su perior). Análisis de FOURIER (dominio de la frecuencia) de la magnitud torque mecánico para dos ventanas de tiempo (gráfica intermedia: 3 y 5 s) y

(gráfica inferior: 8 y 10 s). Con todos los bancos serie de Poroma fuera de servicio.

En la Figura 6 se aprecia que luego del despeje de la falla se amplifica el torque mecánico de la unidad TG operada en la C.T. Puerto Bravo, mostrando una



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12 / 18

inminente resonancia subsíncrona. Sin embargo, con el BCS de Poroma fuera de servicio (Figura 7), se aprecia que el torque mecánico se amortigua. Con estos resultados se confirma lo indicado en el numeral 6.2, en el sentido que el proyecto MAMO incrementa el riesgo de RSS en las centrales C.T. Fénix y C.T. Puerto Bravo. Se ha encontrado que con el BCS de Poroma en servicio cualquier pequeña perturbación del sistema puede provocar la amplificación del torque mecánico en la unidad turbogás (TG) de la C.T. Fénix. Con este banco fuera de servicio el torque mecánico postfalla de la unidad TG de la C.T. Fénix y C.T. Puerto Bravo logra amortiguarse. 9. CONCLUSIONES A partir de los resultados de las simulaciones se puede concluir que: • Las centrales ubicadas en Chilca y en la zona de Lima (Centro Norte del

SEIN), conectadas a la red de 220 kV no están expuestas al riesgo de RSS, en la situación actual y luego del ingreso al SEIN del proyecto MAMO.

• En la situación actual, las centrales termoeléctricas que están conectadas de manera directa o están muy cerca eléctricamente al enlace de 500 kV compensado con bancos de capacitores en serie y que están en la banda de riesgo de RSS son la C.T. Puerto Bravo, C.T. Fénix y C.T. Santo Domingo de los Olleros, mientras que la C.T. NEPI se ubica fuera de esta banda de riesgo. Por lo tanto, es urgente adoptar medidas de mitigación del riesgo para las tres primeras.

• Con el ingreso al SEIN del proyecto MAMO, se añade un nuevo modo de

oscilación subsíncrona y se reafirma el modo subsíncrono asociado a la L.T. Chilca-Montalvo. Asimismo, disminuye el riesgo de RSS para la C.T. NEPI y la C.T. Santo Domingo de los Olleros, aunque aumenta considerablemente el riesgo de RSS para las centrales C.T. Puerto Bravo y C.T. Fénix. Simulaciones de transitorios electromagnéticos muestran que cualquier pequeña perturbación del sistema puede provocar la amplificación del torque mecánico en la unidad TG de la C.T. Fénix, confirmando el riesgo inminente de resonancia subsíncrona de esta central, con el proyecto MAMO.

• Al inhabilitar el Banco de Capacitores Serie de 80,2 ohmios la S.E. Poroma mediante el cierre de su interruptor by-pass, las simulaciones muestran que, para todas las centrales termoeléctricas expuestas al fenómeno de RSS, se desintoniza la resonancia electrica de la red con el modo torsional complementario del sistema turbina-generador.

Con ello, la inhabilitación de este banco constituye una eficaz medida temporal para mitigar el fenómeno de RSS. Asimismo, dicha medida temporal seguirá siendo válida luego del ingreso al SEIN del proyecto MAMO.



__________________________________________________________________

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• De otro lado, como una medida de protección propia, se recomienda que las unidades de generación de las centrales termoeléctricas conectadas a la red de 500 kV, dispongan de relés torsionales.

10. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Electrical Studies Consultant S.L., “DIAGNOSTICO DE RESONANCIAS

SUBSINCRONICAS EN EL SEIN”, LIMA, Enero 2017.

Fecha Rev. Descripción Elaboró Revisó Aprobó

18/01/17 0 Elaboración del Informe RRA RRA RRA



__________________________________________________________________

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ANEXO A: RESULTADOS POR CENTRAL Y EFECTO DEL PROYEC TO MAMO

A.1 C.T. PUERTO BRAVO OPERANDO CON UNA TG, CON Y SI N

MAMO

A.2 C.T. PUERTO BRAVO OPERANDO CON COMBINACIONES DE

DESPACHO CON MAMO Y CON NEPI



__________________________________________________________________

15 / 18

A.3 RESULTADOS PARA LA C.T. NEPI OPERANDO CON LAS T RES TG, SIN Y CON MAMO

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60

Z [

oh

m]

Hz

Network Impedance, Magnitude in Ohm

Red N sin MAMO

Red N con MAMO

(60-17.3)Hz compl.ria

a la frecuencia

natural del eje

A.4 RESULTADOS: LAS FLORES, CON/SIN MAMO

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60

Z [

oh

m]

Hz


Red N sin MAMO

Red N con MAMO


a la frecuencia

natural del eje



__________________________________________________________________

16 / 18

ANEXO B: RESULTADOS CON EL PROYECTO MAMO Y EFECTO D E PUENTEAR EL BCS DE POROMA

B.1 C.T. PUERTO BRAVO

7.2 C.T. NEPI



__________________________________________________________________

17 / 18

7.3 C.T. FENIX (2XTG+TV ON)



__________________________________________________________________

18 / 18

7.4 C.T. FENIX (1XTG+TV ON)

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60

Z [

oh

m]

Hz


Red N sin MAMO

Red N con MAMO

By-P BCS Por-Ocoña con MAMO

By-P BCS Chilca-Por con MAMO


a la 1° frecuencia

natural del eje


a la 2° frecuencia

natural del eje

enlaces de 500 kv compensados con bancos de capacitores … · de la c.t. puerto bravo había sido...

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