III Jornadas Técnicas ISA 2010Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía
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DESCRIPCIÓN DEL EVENTO                  04:45h Falla “S” y “T” a tierra                  rotura de un aislador polimérico ...
RECUPERACIÓN DE SUMINISTROS                                       AFECTADOS EN EL EVENTO                                  ...
ANÁLISIS DE SEGURIDAD DEL ÁREA GUADALUPE-                                     CHICLAYO-PIURA-TALARA-ZORRITOS            Fa...
ANÁLISIS DE SEGURIDAD DEL ÁREA GUADALUPE-                                     CHICLAYO-PIURA-TALARA-ZORRITOS       Falla 1...
ANÁLISIS DE LA APLICACIÓN                                                  DEL PLAN DE CONTINGENCIAS                      ...
CONCLUSIONES El análisis de la seguridad operativa es de suma importancia para la continuidad del  servicio eléctrico; po...
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Seguridad operativa jornadas técnicas ISA 2010

  1. 1. III Jornadas Técnicas ISA 2010Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía
  2. 2. III Jornadas Técnicas ISA 2010 Rigurosidad y Excelenciaen el Transporte de EnergíaTrabajo realizado por: Juan Sanabria; Alberto Muñante; Hugo Acosta; Daniel MadridEmpresa: RED DE ENERGÍA DEL PERÚTítulo del trabajo: ANÁLISIS DE SEGURIDAD OPERATIVAFecha: 10 / 08 / 2010
  3. 3. Operación de un sistema eléctrico de potencia (SEP) PROCESOS Los mejoramientos se Se Planea y Programa la alcanzan cuando se Operación. estandarizan y se aseguran resultados sistemáticamente Programación Administración de SOM Planificación Proyectos de mejora Se evalúan los Los Programas se resultados frente a las transforman en acciones que se realizan en el Día a metas planteadas. Día. Evaluación EjecuciónIII Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. 3
  4. 4. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN Ley 28832 - LEY PARA ASEGURAR EL Plan de Expansión DESARROLLO EFICIENTE DE LA Horizonte: 10 años GENERACIÓN ELÉCTRICA Capítulo IV Costo implícito de déficit Configuración del parque generador Programación de la Operación Sub-sistemas agregados Ley 25844 - RLCE Art. 94° y 95° Largo Plazo Estadísticas hidrológicas Horizonte: 4 años Etapas: Mensuales Estrategias de Operación Planes de ContingenciaRepresentación individualizada Mediano PlazoPrevisión hidrológicas Horizonte: Anualmensuales y semanales Etapas: Semanales Metas semanales de generación por central Programación de la Operación Mediano Plazo Representación detallada Programa Mensual Ley 25844 - RLCE Art. 93° y 95° Programa de Operación Planes de Contingencia Corto Plazo Programa Semanal Programa Diario Despacho horario de Generación III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  5. 5. OBJETIVOS DE LA OPERACIÓN DE UN SEP CALIDAD SEGURIDAD PERFIL ACEPTABLE DE TENER BAJA PROBABILIDAD VALORES DE TENSIÓN Y DE QUE EXISTA DISCONTINUIDAD FRECUENCIA DE LA POTENCIA DEL SERVICIO ELÉCTRICO ELÉCTRICA SUMINISTRADA ECONOMÍA MINIMIZAR LOS COSTOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA Un aspecto poco desarrollado en la normativa peruana es el análisis de la SEGURIDAD. Un nivel de seguridad muy alto se manifiesta en una baja probabilidad de que exista interrupciones de servicio, aunque el sistema sufra perturbaciones. El proceso de determinación de los niveles de seguridad implica evaluar: (1) la capacidad del sistema de satisfacer la demanda ante fallas; (2) el impacto de las decisiones de los operadores respecto a la entrada y salida de equipos o cargas importantes; (3) el efecto de las acciones correctivas contempladas por el operador con el propósito de mejorar la seguridad.III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  6. 6. SEGURIDAD EN LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN En general, los estudios de análisis de seguridad consisten en simular la desconexión de unidades generadoras y ESTUDIOS DE ANÁLISIS DE equipos de transmisión para estudiar su SEGURIDAD OPERATIVA efecto sobre las variables del sistema a partir TENER BAJA PROBABILIDAD DE de un estado inicial dado, y medir la robustez QUE EXISTA DISCONTINUIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO del sistema para soportar estas posibles contingencias. Así, el análisis de seguridad mide el nivel de reserva del SEP. SEGURIDAD EN LA Por reserva se debe entender el margen de PROGRAMACIÓN diferencia que presentan las variables del DE LA OPERACIÓN sistema y sus respectivos límites de operación. PLANES DE Un SEP nunca opera con seguridad en el CONTINGENCIA sentido absoluto de la palabra; se debe PARA AQUELLOS CASOS EXTREMOS QUE NO SON programar la operación de manera que se CUBIERTOS EN EL ANÁLISIS tenga la mayor seguridad posible. DE SEGURIDAD La seguridad operativa debe ser tratada desde la Programación de la Operación. Figura. Seguridad en la Programación Un aspecto que no es tratado en análisis de seguridad son los Planes de Contingencia.III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  7. 7. ESTUDIOS DE ANÁLISIS DE SEGURIDAD OPERATIVA Curva V-P 230 220 X: 164.5 Y: 209.2 210 200 190 Tensión en Paramonga 180 Tensión en Chimbote 170 160 0 50 100 150 200 250 80 75 Delta, Grados 70 65 60 0 0.5 1 1.5 2 2.5 t, sec 3 3.5 4 4.5 5 ANÁLISIS DE SEGURIDAD 60.05 60f, Hz 59.95 59.9 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 t, sec +/- 5% Tensión Nominal III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  8. 8. OPERACIÓN DE UN SEP CONSIDERANDO PLANES DE CONTINGENCIA INICIO Programación de la Generación y la Red de Transmisión Modificación del Programa de Análisis de Contingencias Generación y la Red de Transmisión SI NO ¿Es Seguro? Restricciones Operativas ¿Es NO Contingencia de Contingencia Diseño Normal Extrema? SI Plan de Contingencias Programa de Operación Calidad, Seguridad y Economía FINIII Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  9. 9. III Jornadas Técnicas ISA 2010 Rigurosidad y Excelenciaen el Transporte de Energía ANÁLISIS DEL EVENTO EN EL PERÚ DESCONEXIÓN DE LA LÍNEA PIURA - CHICLAYO 25 de abril de 2009
  10. 10. DESCRIPCIÓN DEL EVENTO 04:45h Falla “S” y “T” a tierra rotura de un aislador polimérico CT Malacas 1 TGN4: 15 MW CT CharánGuadalupe Piura Talara Zorritos 2.32 MW 20.6 MW 21.4 MW 61.9 MW Chiclayo 2 04:45h Colapso del área Norte CT Piura CH Carhuaquero: CT Paita 105.8 MW CT Sullana TG1 TG2 CH Poechos CH Curumuy CT Malacas Fuera de servicio 15.2 MW 15.2 MW En servicio  La programación de la operación no tomó en cuenta la seguridad operativa del SEP.  La TGN4 de la C.T. Malacas operaba con 15 MW, por minimización de costos operativos y como consecuencia de ello el flujo por la línea en el momento del evento era 61 MW. Esta planta podía operar hasta 88 MW,.III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  11. 11. RECUPERACIÓN DE SUMINISTROS AFECTADOS EN EL EVENTO CT Charán : 7.1 MW Haga clic en el ícono para agregar una imagen 2 MAK1 >> 5:17 h CT Malacas MAK2 >> 5:18 h 12:47h TGN4: 0 MW L-2238 E/S Talara ZorritosGuadalupe Chiclayo Piura 2.32 MW 4 CT Piura CT Paita CT Sullana CH Carhuaquero: 105.8 MW 1 Malacas TG1 Malacas TG2: 6.3 MW CH Poechos CH Curumuy TG2 >>5:15 h 3 A las 05:23, 06:45, 08:20 y 09:49 h se realizaron intentos fallidos de reposición de la carga de Piura  Zorritos y Talara se recuperaron con las plantas térmicas locales  Piura se recuperó luego que fue repuesta la línea L-2238.III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  12. 12. ANÁLISIS DE SEGURIDAD DEL ÁREA GUADALUPE- CHICLAYO-PIURA-TALARA-ZORRITOS Falla 1Ø-Tierra Falla 1Ø-Tierra N° Con recierre Con recierre Falla 2Ø-Tierra TGN4 OBS ERAC CASOS exitoso no exitoso 1 L-2238 15 Estable No CASO 25-1/1 2 L-2238 39 Estable No CASO10-1/1 3 L-2238 54 Estable No CASO11-1/1 4 L-2238 69 Estable No CASO12-1/1 5 L-2236 15 Estable Si CASO21-1/1 6 L-2236 39 Estable No CASO22-1/1 7 L-2236 54 Estable No CASO23-1/1 8 L-2236 69 Estable No CASO24-1/1 9 L-2238 15 Inestable Si CASO13-1/1 10 L-2238 39 Estable Si CASO14-1/1 11 L-2238 54 Estable Si CASO15-1/1 12 L-2238 69 Estable No CASO16-1/1 13 L-2248 15 Estable No CASO17-1/1 14 L-2248 39 Estable No CASO18-1/1 15 L-2248 54 Estable No CASO19-1/1 16 L-2248 69 Inestable No CASO20-1/1 17 L-2238 15 Inestable Si CASO1-1/1 20 L-2238 39 Estable Si CASO9-1/1 23 L-2238 54 Estable Si CASO7-1/1 25 L-2238 69 Estable No CASO8-1/1III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  13. 13. ANÁLISIS DE SEGURIDAD DEL ÁREA GUADALUPE- CHICLAYO-PIURA-TALARA-ZORRITOS Falla 1Ø-Tierra Falla 1Ø-Tierra N° Con recierre Con recierre Falla 2Ø-Tierra TGN4 OBS ERAC CASOS exitoso no exitoso 1 L-2238 15 Estable No CASO 25-1/1 2 L-2238 39 Estable No CASO10-1/1 3 L-2238 54 Estable No CASO11-1/1 4 L-2238 69 Estable No CASO12-1/1 5 L-2236 15 Estable Si CASO21-1/1 6 L-2236 39 Estable No CASO22-1/1 7 L-2236 54 Estable No CASO23-1/1 8 L-2236 69 Estable No CASO24-1/1 9 L-2238 15 Inestable Si CASO13-1/1  El análisis de seguridad operativa de REP encontró que si la TGN4Si C.T. Malacas 10 L-2238 39 Estable de CASO14-1/1 11hubiese operado conL-2238 39 MW: 54 Estable Si CASO15-1/1 12  El área Piura-Talara-Zorritos se hubiese mantenido estable en forma aislada ante L-2238 69 Estable No CASO16-1/1 13 L-2248 la desconexión de línea L-2238 por falla. 15 Estable No CASO17-1/1 14  Solo se habrían L-2248 39 Estable No CASO18-1/1 producido 22 MW por rechazo de carga por mínima frecuencia, 15 L-2248 54 Estable No CASO19-1/1 que hubiesen sido repuestos por la generación disponible en la TGN4 de C.T. 16 L-2248 69 Inestable No CASO20-1/1 Malacas y la reserva fría del Área Norte. 17 L-2238 15 Inestable Si CASO1-1/1 20 L-2238 39 Estable Si CASO9-1/1 23 L-2238 54 Estable Si CASO7-1/1 25 L-2238 69 Estable No CASO8-1/1III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  14. 14. ANÁLISIS DE LA APLICACIÓN DEL PLAN DE CONTINGENCIAS CT Charán : 7.1 MW Haga clic en el ícono para agregar una imagen 2 MAK1 >> 5:17 h CT Malacas MAK2 >> 5:18 h 12:47h TGN4: 0 MW L-2238 E/S Talara ZorritosGuadalupe Chiclayo Piura 2.32 MW 4 CT Piura CT Paita CT Sullana CH Carhuaquero: 105.8 MW 1 Malacas TG1 Malacas TG2: 6.3 MW CH Poechos CH Curumuy TG2 >>5:15 h 3 A las 05:23, 06:45, 08:20 y 09:49 h se realizaron intentos fallidos de reposición de la carga de Piura El Plan de Contingencias no fue efectivo, ya que Piura recién se pudo reponer con la L-2238 (compensación por mala calidad de aproximadamente 600,000 USD). El Operador Nacional del Perú no actualizó el Plan de Contingencias de la ciudad de Piura, pues establecía bloques de carga mayores a los que realmente se podía conectar en el sistema aislado de Piura generando el colapso de los grupos locales.III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  15. 15. CONCLUSIONES El análisis de la seguridad operativa es de suma importancia para la continuidad del servicio eléctrico; por lo que, esta debe ser abordada desde la etapa de la programación de la operación del sistema eléctrico. Un SEP nunca opera con seguridad en el sentido absoluto de la palabra; se debe programar la operación de manera que se tenga la mayor seguridad posible. El operador nacional del SEP puede establecer que algunas contingencias son “extremas”, produciendo bajos niveles de seguridad, ya sea porque el diseño del sistema es poco confiable o porque los costos de la seguridad son muy altos; en estos casos debe tomar en cuenta los Planes de Contingencia respectivos. En el caso presentado, si el Operador Nacional del Perú hubiese operado considerando los criterios de seguridad operativa descritos en el presente artículo, ante la desconexión de la línea Chiclayo - Piura se hubieran producido únicamente rechazos de carga por mínima frecuencia de 22 MW, que se hubiesen repuesto en un tiempo menor a 30 minutos, de acuerdo con el análisis de seguridad realizado por REP.. Si hubiese decidido que la falla de la L-2238 es una contingencia “extrema” la aplicación de un adecuado Plan de Contingencia hubiese permitido reponer las cargas con generación local en menos de una hora..III Jornadas Técnicas ISA 2010 / Rigurosidad y Excelencia en el Transporte de Energía / © Todos los derechos reservados por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
  16. 16. III Jornadas Técnicas ISA 2010 Rigurosidad y Excelenciaen el Transporte de Energía

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