operación de los sistemas de transmisión en 500 kv

Transcripción

OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS
DE TRANSMISIÓN EN 500 KV
Gerencia de Operación y Mantenimiento - REP
Ing. Alberto Muñante Aquije
30 de septiembre de 2011
Contenido
 La Empresa
 Operación de Sistemas de Potencia
 La Operación en REP
 Sistema de 500 kV en Perú
2
©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
La Empresa
El grupo de transmisión de energía
más grande del Perú
Accionistas: Grupo ISA (60%) y EEB (40%).
Empresa operadora del negocio de
transmisión eléctrica para el grupo
empresarial ISA en el Perú
Accionistas: Accionistas: Grupo ISA
(83%), AC Capitales del Perú (17%)
Accionistas: Grupo ISA (60%) y EEB (40%)
5
Nuestro equipo
378
54
7955
19
Colaboradores
Subestaciones
km de circuitos de líneas
Departamentos
6
Operación de Sistemas de Potencia
Proceso de Desarrollo de los Proyectos de
Transmisión
PLANIFICAR
DISEÑAR
CONSTRUIR
OPERAR
Proceso en el Tiempo de la Operación de SEP
Plan de Expansión
Horizonte: 10 años
Ley 28832
Costo implícito de déficit/ Configuración del parque generador
Programación de la Operación
Sub-sistemas agregados
Estadísticas hidrológicas
Largo Plazo
Ley 25844 - RLCE Art. 94° y 95°
Horizonte: 4 años
Etapas: Mensuales
Representación
individualizada
Previsión hidrológicas
mensuales y semanales
Estrategias de Operación
Planes de Contingencia
Mediano Plazo
Horizonte: Anual
Etapas: Semanales
Metas semanales de generación por central
Programación de la Operación
Representación detallada
Mediano Plazo
Programa Mensual
Programa de Operación
Planes de Contingencia
Corto Plazo
Programa Semanal
Programa Diario
Despacho horario de Generación
Ley 25844 - RLCE Art. 93° y 95°
Objetivos de la Operación de SEP
La operación de los sistemas eléctricos se puede caracterizar por tres objetivos
interdependientes:
CALIDAD
SEGURIDAD
PERFIL ACEPTABLE DE VALORES
DE TENSIÓN Y FRECUENCIA DE
LA POTENCIA ELÉCTRICA
SUMINISTRADA
TENER BAJA PROBABILIDAD
DE QUE EXISTA
DISCONTINUIDAD DEL
SERVICIO ELÉCTRICO.
ECONOMÍA
MINIMIZAR LOS COSTOS DE
OPERACIÓN DEL SISTEMA
Análisis de Seguridad Operativa de SEP
Curva V-P
230
220
X: 164.5
Y: 209.2
210
200
190
Tensión en Paramonga
Tensión en Chimbote
180
170
160
0
50
100
150
200
250
Delta, Grados
80
75
70
65
60
0
0.5
1
1.5
2
2.5
t, sec
3
3.5
4
4.5
5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
t, sec
3
3.5
4
4.5
5
ANÁLISIS DE
SEGURIDAD
60.05
f, Hz
60
59.95
59.9
+/- 5%
Tensión
Nominal
Análisis de Seguridad Operativa de SEP
INICIO
Programación de la
Generación y la Red de
Transmisión
Análisis de Contingencias
SI
¿Es
Seguro?
NO
Restricciones
Operativas
¿Es
Contingencia
Extrema?
Contingencia
de Diseño
Normal
ESTUDIOS DE
ANÁLISIS DE
SEGURIDAD
OPERATIVA
Modificación del Programa
de Generación y la Red de
Transmisión
TENER BAJA PROBABILIDAD DE
QUE EXISTA DISCONTINUIDAD DEL
SERVICIO ELÉCTRICO
NO
SI
Plan de Contingencias
Programa de Operación
Calidad, Seguridad y
Economía
FIN
SEGURIDAD EN LA
PROGRAMACIÓN DE
LA OPERACIÓN
PLANES DE
CONTINGENCIA
PARA AQUELLOS CASOS
EXTREMOS QUE NO SON
CUBIERTOS EN EL ANÁLISIS
DE SEGURIDAD
Objetivos de la Operación de SEP
La operación de los sistemas eléctricos se puede caracterizar por tres objetivos
interdependientes:
CALIDAD
SEGURIDAD
PERFIL ACEPTABLE DE VALORES
DE TENSIÓN Y FRECUENCIA DE
LA POTENCIA ELÉCTRICA
SUMINISTRADA
TENER BAJA PROBABILIDAD
DE QUE EXISTA
DISCONTINUIDAD DEL
SERVICIO ELÉCTRICO.
ECONOMÍA
MINIMIZAR
COSTOS
DE mencionados.
 No existe una combinación
ideal deLOS
los tres
objetivos
OPERACIÓN DEL SISTEMA
 La combinación óptima es única para cada sistema y varía conforme a cada
condición de operación.
 Los objetivos de seguridad y economía son aún contradictorios a causa de
razones obvias; una mayor seguridad implica mayores costos de operación
Estados Operativos del Sistema
ESTADO NORMAL
Adición de Carga
y Generación
• Cumple los criterios de seguridad
• Cumple los límites operativos
• Sin pérdida de carga
Evento
Control
Preventivo
Perturbación
ESTADO RESTAURATIVO
• Criterios de seguridad al margen
• Límites operativos en zona de
alerta
• Pérdida de carga no radial
ESTADO DE ALERTA
Control
Correctivo
• Criterios de seguridad al margen
• Límites operativos en zona de
alerta
• Sin pérdida de carga o sólo radial
Control
Correctivo
Resincronización
ESTADO DE EMERGENCIA
Evento /
Perturbación
• No cumple criterios de seguridad
• Violación de límites operativos
• Pérdida de carga
14
14
La operación en REP
Procesos de la Operación de un SEP
Los mejoramientos se
alcanzan cuando se
estandarizan y se
aseguran resultados
sistemáticamente
Administración de SOM
Proyectos de mejora
Se evalúan los
resultados frente a las
metas planteadas.
Evaluación
Se Planea y Programa la
Operación.
Programación
Planificación
Los Programas se
transforman en acciones
que se realizan en el Día a
Día.
Ejecución
16
Procesos de la Operación de un SEP - Planear
 Efectuar el Plan de Expansión de la Red
de Transmisión.
 Coordinamiento de los sistemas
de protección.
 Elaborar la programación anual, mensual
y semanal de intervenciones en la red
(mantenimiento, obras y pruebas).
 Efectuar estudios eléctricos y evaluar la
seguridad del sistema para la
programación de la operación.
Mínimo120%*(XLAB + XLBC)
Zona 3A
ZA
Zona 1A
Zona 2A
B
C
A
 Comunicar las intervenciones a los
clientes y OSINERGMIN.
!
 Gestionar las solicitudes/ autorizaciones
de intervención.
No alcanzar
la barra de BT!
 Calcular las compensaciones por
aplicación de NTCSE para la
programación de la operación.
Impedancia vista por el relé
Largo
Plazo
Mediano
Plazo
Corto
Plazo
Operación
en Tiempo
Real
Trigger
26/08/2004
06:42:58 a.m..673
Oscilografía de la línea
17
iA/A
500
250
0
-250
-500
-750
-0.1
-0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
t/s
iB/A
500
250
0
-250
-500
-0.1
-0.0
0.1
t/s
Procesos de la Operación de un SEP - Hacer
 La operación en tiempo real del Sistema
de REP y sus clientes es efectuada, en
forma coordinada con el COES y las
empresas de generación y distribución.
 REP cuenta con dos Centro de Control:
uno principal en Lima y el otro de respaldo
en Arequipa .
Centro de Control Principal
 Las herramientas tecnológicas para la
operación en tiempo real son:

Sistema SCADA

Sistema de Información operativo SIO.

Sistema de Gestión Operativa SIGO
Centro de Control Respaldo
18
ORGANIZACION DE LA OPERACIÓN NACIONAL
CENTRO DE
CONTROL
GENERADORAS
CENTROS DE
CONTROL
TRANSMISORAS
COORDINADOR
DEL SISTEMA
COES
CENTRO DE
3 REP
CONTROL DE
CLIENTES
LIBRES
CENTRO DE
CONTROL
DISTRIBUIDORAS
 Elaborar la programación diaria de
intervenciones en la red.
 Elaborar informes preliminares de
perturbaciones.
 Elaborar y difundir programas diario
de maniobras.
 Reportar eventos a los clientes y
áreas operativas de REP.
 Ejecutar maniobras programadas.
 Elaborar informe diario de la
operación de REP.
 Llevar el control de las intervenciones
en la red (permisos para trabajar).
 Supervisar las variables de la red y
sistemas de comunicaciones.
 Ejecutar maniobras de los equipos de
la red para llevar el sistema al estado
normal.
 Registrar las maniobras de los
equipos de la red y eventos del
sistema.
20
Procesos de la Operación de un SEP - Verificar
 Elaborar reportes estadísticos de
perturbaciones y disponibilidad de la red.
 Analizar la operación del sistema, en
particular analizar las fallas, verificando
el desempeño de los sistemas de
protección.
 Cálculo de indicadores operativos.
 Reportar los semáforos de aplicación de
la NTCSE.
 Seguimiento a la ejecución de las
Impedancia vista por el relé
recomendaciones del análisis de fallas.
 Calcular y reportar al OSINERG las
 Gestión de los contadores de energía
para contabilizar la energía transmitida.
 Evaluación de los programas de
intervenciones en la red.
compensaciones por aplicación de la
NTCSE.
Trigger
26/08/2004
06:42:58 a.m..673
Oscilografía de la línea
iA/A
500
250
0
-250
-500
-750
-0.1
-0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
-0.1
-0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
-0.1
-0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
-0.1
-0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
-0.1
-0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
-0.1
-0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
-0.1
-0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
-0.1
-0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
t/s
iB/A
500
250
0
-250
-500
-750
t/s
iC/A
500
250
0
-250
-500
-750
t/s
iN/A
500
250
0
-250
-500
-750
t/s
vA/kV
100
0
-100
t/s
-200
vB/kV
100
0
-100
t/s
-200
vC/kV
100
0
-100
t/s
-200
U0*/kV
10
5
0
U0*
>Trig.Wave.Cap.
Flag Lost
21 Pickup ØA
21 Pickup ØB
21 Pickup ØC
21 Pickup G
t/s
21
Sistema de 500 kV en Perú
Proyectos en el Sistema de Transmisión - Corto Plazo
Proyectos de transmisión en Ejecución
Nº
Descripción
1 L.T. 138 kV Laguna la Niña – Bayovar. Subestación 220/138kV
Laguna la Niña CTM (Mar. 10)
2 L.T. Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca-Cerro CoronaCarhuaquero 220kV. Abengoa (May.11)
3 2da terna 220 kV Independencia-Ica. ISA (May.11)
4 L.T. Chilca-Zapallal 500 kV y L.T. Chilca-La Planicie-Zapallal
2x220 kV (preparada para 500 kV ISA (May.11)
5 Refuerzo L.T 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya a 505 MVA.
CTM (Jul. 2011)
6 Ampliación N° 6: 2da terna 220 kV Chiclayo – Piura. REP
(Ago.2011)
7 Ampliación N 8: Ampliación capacidad Transmisión:
Independencia-Ica e Ica-Marcona REP (Sep 2011)
8 Ampliación N° 9: Amp. Capacidad Transmisión y 2da terna
Trujillo-Guadalupe-Chiclayo REP (Mar 2012)
9 L.T. 500 kV Zapallal-Chimbote-Trujillo. ISA (Ago. 2012)
10 L.T. 500 kV Chilca-Marcona-Ocoña-Montalvo. Abengoa (Ago
2013)
11 L.T 220 kV Piura – Talara ISA (Ago.2012)
12 L.T 220 kV Pomacocha–Carhuamayo.ISA (Sep.2012)
11
1
15
6
2
8
12
9
14
4
16
13 L.T. 220 kV Tintaya-Socabaya REI (Mar.2013)
14 L.T. Machupicchu-Abancay-Cotaruse CTM (Ene 2013)
15 L.T. 500 kV Trujillo Norte – La Niña (Nov.2013)
13
3
7
16 L.T. 500 kV Mantaro–Caraveli-Montalvo y L.T. 220 kV CotaruseMachupicchu ISONOR (22.feb.11)
10
5
Estudios Especializados para Líneas de
Transmisión de 500 kV
 Ingeniería y estudios que justifiquen el diseño del proyecto (líneas y
subestaciones)
 Diseño óptimo del tipo, configuración, material y calibre de los
conductores, aisladores, estructuras entre otros para sistemas de extra alta
tensión.
 Dimensionamiento óptimo de los equipos para la operación segura y confiable del
sistema
de
transmisión
en
500
kV,
como
por
ejemplo, autotransformadores, interruptores, seccionadores, reactores, sintonizaci
ón de reactores de neutro de la compensación reactiva (simétrica y/o asimétrica).
 Implementación de sistemas de supervisión, control y detección de falla de la
línea de transmisión y equipos de patio.
 Estudios eléctricos y electromagnéticos
 Flujos de carga en régimen normal de operación para verificar la distribución de
los flujos y niveles de tensión con el proyecto;
 Cálculos de cortocircuitos para verificar las potencias de cortocircuito de los
equipos del área de influencia;
 Flujos de carga en condiciones de contingencia para verificar la redistribución de
los flujos en el sistema y niveles de tensión post-contingencia;
Estudios Especializados para Líneas de
Transmisión de 500 kV
 Estudios eléctricos y electromagnéticos (continuación)
 Análisis de la estabilidad (pequeñas señales, transitoria electromecánica, de
tensión) para verificar con mayor aproximación el comportamiento del sistema
con el proyecto:
 Cálculo de los tiempos críticos de falla asociado
monopolar, considerando la corriente de arco secundario.
al
recierre
 Límites máximos de operación.
 Estudios de ajuste y coordinación de protecciones;
 Estudios de compensación reactiva: capacitiva e inductiva;
 Análisis de los transitorios electromagnéticos para calcular las sobretensiones de
maniobra y por descargas atmosféricas.
 Estudios de coordinación de Aislamiento. Se determina las distancias de
seguridad que los equipos tienen que tener entre equipos y personas.
Preparación de la Gente para Operar
Sistemas de Transmisión de 500 kV
 Cursos Especializados:
 Cursos de transitorios electromagnéticos: Principios y entrenamiento elaborado por
ISA-Colombia.
 Curso de subestaciones y líneas de transmisión a 500 kV o de extra alta tensión
elaborado por HMV Ingenieros (Colombia).
 Curso Fundamentos de PSCAD y Aplicaciones elaborado por Manitoba HVDC
Research Centre (Canadá)
 Curso de líneas en 500 kV elaborado por Concol (Colombia).
 Programa de pasantías dentro del grupo ISA:
 Estudios eléctricos de operatividad L.T. 500 kV Chilca-Carabayllo (ISA-REP)
 Estudios de ajuste y coordinación de protecciones de la L.T. 500 kV ChilcaCarabayllo (ISA-REP)
 Estudios eléctricos de pré-operatividad L.T. 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo
(ISA-REP).
 Estudios de transitorios electromagnéticos (HMV-ISA-REP)
 Capacitación y entrenamiento dentro del grupo ISA:
 Ingenieros de subestaciones 500 kV: supervisión y mantenimiento especializado
(ISA-REP)
Proyecto Chilca-La Planicie-Carabayllo-Zapallal
A través de Concurso Público
Internacional, ISA se adjudicó la
concesión
de
las
obras
de
construcción,
operación
y
mantenimiento de las líneas de
transmisión
eléctrica
Chilca-La
Planicie-Carabayllo 220 kV y Chilca –
Carabayllo 500 kV.
El pasado 18 de mayo 2011 empezó a operar la primera línea en 500 kV en el Perú
Especificaciones Técnicas
 Características principales del proyecto
 Subestaciones:
Chilca 500 y 220 kV; La Planicie 220 kV; y, Carabayllo 500 y 220 kV
 Líneas
de Transmisión:
De 220 kV Chilca-La Planicie; La Planicie-Carabayllo; y, Carabayllo-Zapallal
De 500 kV Chilca-Carbayllo
 Compensación
reactiva: Ninguna
Parámetros eléctricos de las Líneas
Línea
#
km
kV
kA
MVA
Chilca Nueva – La Planicie
2
50
220
0.9185
350
La Planicie – Carabayllo
2
40
220
0.9185
350
Chilca Nueva – Carabayllo
1
90
500
1.6165
1400
Carabayllo – Zapallal
2
10.8
220
2.1834
832
Huayucachi – Carabayllo
2
240.6
220
0.3990
152
Parámetros eléctricos de los Autotransformadores
Autotransformador
#
Shv
Smv
Slv
Uhv
Umv
Ulv
dUtap
Tap -
Tap +
Chilca Nueva
1
600
600
200
500
220
33
1.0
-10
10
Carabayllo
2
600
600
200
500
220
33
1.0
-10
10
Características de la Subestaciones
Diagrama Unifilar Carabayllo 220kV
Diagrama Unifilar Carabayllo 500kV
Características del Sistema
DESCRIPCIÓN
UNIDAD
Nivel 220kV
Nivel 500kV
Tensión Nominal
kV
220
500
Tensión Asignada del equipo
kV
245
550
Frecuencia Asignada
Hz
60
60
Nivel Básico de Aislamiento asignado
al impulso tipo rayo (LWIL)
kV
1050
1550
Nivel de tensión asignado soportado
al impulso tipo maniobra (SWIL)
kV
750
1175
Nivel de tensión asignado soportado
a la frecuencia industrial
kV
460
680
Corriente asignada de cortocircuito
para el equipo de subestación
kA
63
40
Aspectos relevantes del primer proyecto a 500 kV
Chilca-La Planicie - Zapallal
SE – Interruptores
 Interruptores que soportan
cortocircuito de 63 kA en
220 kV
 Estructuras
sismoresistentes ( 0,5 g
horizontal).
 Interruptores de 500 kV de
LT Carabayllo - Trujillo, con
resistencias de
preinserción.
SE – Interruptores
 Los interruptores son de tanque vivo con interrupción de corriente en SF6, operados
tripolarmente para los transformadores y con posibilidad de mando monopolar para las
líneas de transmisión. Pueden ser operados con mando local o remoto.
 Los de 220kV solo tienen una cámara de extinción junto con un capacitor; mientras que
en 500kV son interruptores con doble cámara, cada cual con su respectivo capacitor.
SE – Seccionadores
 Para las subestaciones a 220 kV, en las celdas de línea y transformador, son tipo doble
apertura para los seccionadores de barra A y semipantógrafos para los de barra B y
transferencia.
 Para el caso de la celda de acoplamiento son del tipo de doble apertura.
 Para las subestaciones a 500 kV son semipantógrafos monopolares.
Otros Equipos de Subestaciones
Transformadores de Tensión
Son del tipo capacitivos con relaciones 500/√3 kV / 110/√3 V y 220/√3 kV / 110/√3 V para
500 kV y 220 kV respectivamente. Para ambas tensiones, los transformadores de tensión
poseen dos devanados secundarios con precisiones de 0.2 y 3P, y una carga de 15VA.
Transformadores de Corriente
Poseen relaciones de 2000 - 1000 / 1 A y 2500 - 1250 / 1 A para 500 kV y 220 kV
respectivamente. La relación usada en el lado de 500kV es de 1000 / 1 A. Para ambas
tensiones, los transformadores de corriente poseen cuatro devanados secundarios (1 de
medida y 3 de protección) con precisiones de 0.2 y 5P.
Pararrayos
Para el caso de 220 kV, la tensión asignada es de 198 kV y una tensión continua de
operación de 142 kV.
Para el caso de 500 kV, la tensión asignada es de 444 kV y una tensión continua de
operación de 318 kV.
Cadenas de aisladores, aisladores tipo poste vertical e invertido
Dichos aislamientos cumplen con: distancia mínima de fuga de 7595 mm para 220 kV y
17050 mm para 500 kV.
Chilca-La Planicie – Zapallal
Autotransformadores 500/220 kV
En total se tienen 11 unidades de autotransformadores monofásicos:
- La subestación de Chilca cuenta con un banco de autotransformadores, además de
una unidad de reserva.
- La
subestación
de
Carabayllo
cuenta
con
dos
bancos
de
autotransformadores, además de una unidad de reserva.
Equipos de Cambio Rápido de Unidad
 Para casos de falla de alguna de la unidades de transformación, se cuenta con una
unidad de reserva, la cual puede ser reemplazada por la fallada.
 Para el caso de las protecciones y señales de corriente, se cuenta con unos tableros
que permiten retirar las señales de corriente y disparos de protecciones mecánicas de la
unidad fallada, y ponerlas en la unidad de reserva, sin realizar un cableado que
demandaría una serie de tiempos y pruebas.
Para realizar el cambio de unidad en el lado de alta tensión, se deben desconectar los
bujes de alta, baja y terciario de la unidad fallada, y poner estas conexiones en los barrajes
respectivos de cambio de unidad.
 Unidad de reserva conectada permanentemente a las barras de transferencia de
220 kV y 500 kV. para cambio rápido reemplazando cualquiera de las fases.
Barra de
Transferencia
220 kV
Barra de
Transferencia
500 kV
Unidad de
Reserva
 Las primeras líneas y subestaciones en 500 kV del Sistema
Interconectado Nacional.
 Ubicadas en la zona metropolitana de Lima, con anchos de servidumbre
de 64 metros por línea.
 Dos superestructuras de 170.5 metros, 295 tn c/u, las más altas del Perú.
 La subestación de mayor capacidad de transformación en el Perú con
1400 MVA de potencia instalada.
 Las Líneas en 220 kV de mayor capacidad en el Perú con 1800 MVA de
capacidad de transmisión.
 En estos proyectos se han incorporado experiencias constructivas y
operativas del grupo empresarial a nivel de 500 kV con base en los
sistemas operados en Colombia y Brasil en cuanto a
capacitación, entrenamiento y certificación de personal técnico, uso y
aplicación de tecnologías, y aplicación y normalización de procesos
constructivos , operativos y de mantenimiento.
Problemática en la construcción
 Problemas en Zonas arqueológicas intangibles. Se han generado variantes
para respetar monumentos Arqueológicos caso, Caral ciudad mas antigua de
América y otros en la zona del Rimac
 Gestión de predios y servidumbres ha sido compleja especialmente en las
zonas aledañas a Lima Metropolitana. Demora en la imposición de
servidumbres por vía administrativa
 Especulación y desinformación por posibles efectos de los campos
electromagnéticos en la salud de las personas desinformando a la población y
ocasionando conflictos sociales.
 Problemas generados por los sindicatos de construcción civil que ocasionan
atrasos y paralizaciones de las obras.
 Demoras en la obtención del EIA
Líneas - Diseño Estructuras
e
Estructura convertible de 220 kV a
500kV
Estructura 500 kV
e
b
b
a
c
1.25
e1
1.25
4.1
4.1
c
1.25
e2
a
1.25
3.2
e2
e3
e1
4.8
e1
50°
100°
e1
e1
e1
e1
e1
e1
Dimensiones en [m]
d
a
b
c
d
e
e1≥
e2≥
e3≥
Dimensiones en [m]
6.60
3.75
7.60
15.00
2.71
2.63
0.80
1.30
d
a
b
c
d
e
e1≥
e2≥
6.60
3.75
7.60
15.00
2.71
3.63
1.10
NOTA: Las alturas no incluyen pata básica
NOTA: Las alturas no incluyen pata básica
Cuerpo 1
2.5
Cuerpo 1
2.5
Cuerpo 2
7.0
Cuerpo 2
7.0
Cuerpo 3
11.5
Cuerpo 3
11.5
Cuerpo 4
16
Cuerpo 6
25
Cuerpo 7
29.5
Cuerpo 5
20.5
Cuerpo 4
16
Cuerpo 6
25
Cuerpo 5
20.5
Cuerpo 7
29.5
Líneas Eléctricas
 El corredor aprobado por el INC, exigió
el diseño para el cruce del rio Rímac de
dos superestructuras de 170.5
metros, c/u de 295 Tn equivalente a 20
estructuras convencionales. Estas
torres son las más altas del Perú.
Líneas - Cruce del Rio Rímac T18 Y 19
Altura 170.5 m, peso 295 Tn, vano 1300 m
L.T 500 kV Chilca-Carabayllo
Parámetros eléctricos
A Huayucachi
90 Km
R=0.0316 Ω/Km
X=0.3170 Ω/Km
B=5.2659 µS/Km
Carabayllo 500 kV
Chilca 500 kV
La Planicie 220 kV
3x200 MVA
39 Km
R=0.0521 Ω/Km
X=0.3834 Ω/Km
B=4.366 µS/Km
3x200 MVA
3x200 MVA
Zapallal 220 kV
50 Km
R=0.0521 Ω/Km
X=0.3834 Ω/Km
B=4.366 µS/Km
Chilca CTM 220 kV
Carabayllo 220 kV
10 Km
R=0.0311 Ω/Km
X=0.2813 Ω/Km
B=6.0133 µS/Km
Refinería 220 kV
Balnearios 220 kV
L-2093
48 Km
R=0.03686 Ω/Km
X=0.2559 Ω/Km
B=6.4614 µS/Km
Chillón 220 kV
C.H Huinco
C.T Santa Rosa
L-2242
10.5 Km
R=0.08712 Ω/Km
X=0.4996 Ω/Km
B=3.3879 µS/Km
L-2243
L-2004
L-2010
L-2003
L-2011
Ventanilla 220 kV
Santa Rosa 220 kV
Chavarría 220 kV
Chilca REP 220 kV
Kallpa,Chilca1,
Platanal, Las Flores
L-2094 -L-2095
48 Km
R=0.05901 Ω/Km
X=0.3431 Ω/Km
B=4.8238 µS/Km
San Juan 220 kV
Ventanilla
Operación de L.T 500 kV Chilca-Carabayllo
Estiaje máxima demanda 2011
A Huayucachi
152 MW
-53 Mvar
11%
Carabayllo 503 kV
-36 MW
-37 MVar
Chilca 504 kV
La Planicie 219 kV
2x75 MW
2x 32 MVar
2 x 108 MW
2 x -22 Mvar
31%
2 x 108 MW
2 x -17 Mvar
31%
152 MW
-44 MVar
3x200 MVA
3x200 MVA
Carabayllo 219 kV
Chilca CTM 220 kV
2x201 MW
2x 35 MVar
142 MW
24 MVar
2x185 MW
2x -45 MVar
Zapallal 219 kV
57MW
62MVar
138 MW
- 32 MVar
Chillón 215 kV
Refinería 215 kV
2x29 MW
2x45 MVar
63 MW
65 MVar
Balnearios 209 kV
333 MW
-78 Mvar
96%
2x-253 MW
-2x112MVar
Huinco 152 MW
88%
Santa Rosa 102 MW
Chilca REP 220 kV
Platanal: 78 MW
Térmicas: 1255 MW
2x251MW
2x52 MVar
2x148 MW
2x80 MVar
A Huacho
A Paramonga
2 x74 MW
2 x -27 MVar
Ventanilla 215 kV
142 MW
76 MVar
Chavarría 213 kV
Santa Rosa 213 kV
2 x 75 MW
2 x -19MVar
San Juan 212 kV
Ventanilla 472 MW
mayor que 80% de
su capacidad
Contingencia L.T 500 kV Chilca-Carabayllo
A Huayucachi
Chilca 495 kV
Carabayllo 492 kV
-41 MW
-379MVar
La Planicie 217 kV
0 MW
0 MVar
2 x 148 MW
2 x -13 Mvar
43%
2 x 146 MW
2 x -12 Mvar
43%
0 MW
0 MVar
3x200 MVA
3x200 MVA
Carabayllo 216 kV
Chilca CTM 218 kV
2x166 MW
2x 7 MVar
142 MW
24 MVar
2x148 MW
2x -12 MVar
Zapallal 219 kV
26MW
38MVar
138 MW
-32 MVar
Chillón 214 kV
Refinería 215 kV
2x33 MW
2x48 MVar
29 MW
41 MVar
Balnearios 207 kV
354 MW
-55 Mvar
103%
2x-252 MW
-2x113MVar
Huinco 152 MW
Santa Rosa 102 MW
Chilca REP 218 kV
Platanal: 78 MW
Térmicas: 1255 MW
2x271MW
2x49 MVar
2x127 MW
2x76 MVar
A Huacho
A Paramonga
2 x102 MW
2 x -25 MVar
Ventanilla 214 kV
122 MW
73 MVar
Chavarría 212 kV
2 x 103 MW
2 x -24 MVar
Santa Rosa 211 kV
San Juan 211 kV
Ventanilla 472 MW
mayor que 80% de su
capacidad
Sobrecarga
Contingencia L.T 220 kV San Juan –Santa Rosa
A Huayucachi
193 MW
-54 Mvar
14%
Carabayllo 492 kV
-39 MW
-36 MVar
Chilca 504 kV
La Planicie 217 kV
2x96 MW
2x30 MVar
2 x 148 MW
2 x -13 Mvar
40%
2 x 146 MW
2 x -12 Mvar
40%
193 MW
-41 MVar
3x200 MVA
3x200 MVA
Carabayllo 219 kV
Chilca CTM 219 kV
2x253 MW
2x 25 MVar
141 MW
24 MVar
2x235 MW
2x -45 MVar
Zapallal 218 kV
108MW
52MVar
137 MW
-32 MVar
Chillón 214 kV
Refinería 215 kV
2x48 MW
2x42 MVar
118MW
54MVar
Balnearios 207 kV
290 MW
82 Mvar
2x259 MW
-2x118MVar
Huinco 152 MW
Santa Rosa 102 MW
Chilca REP 219 kV
Platanal: 78 MW
Térmicas: 1255 MW
2x219MW
2x56 MVar
2x182 MW
2x73 MVar
A Huacho
A Paramonga
2 x4 MW
2 x -12MVar
Ventanilla 215 kV
175 MW
70 MVar
Chavarría 213 kV
Santa Rosa 211 kV
San Juan 212 kV
Ventanilla 472 MW
mayor que 80% de su
capacidad
Sobrecarga
Estabilidad Falla 1 L.T 500 kV Chilca-Carabayllo
Estiaje-máxima demanda 2011
Estabilidad Falla 3 L.T 500 kV Chilca-Carabayllo
L.T. 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo
 Características principales del proyecto
 Localización: Departamento de Lima, Ancash, La Libertad
 Subestación Carabayllo
 Subestación Chimbote
 Subestación Trujillo Nueva y Trujillo Norte (REP)
 Nivel de tensión: 500 kV
 Longitud:
 L.T Carabayllo-Chimbote : 378 Km
 L.T Chimbote-Trujillo: 146 Km
 # Circuitos: 1
#conductores por fase: 4 conductores.
 Autotransformadores: 02 (750 MVA por autotransformador)
 Compensación reactiva:
 Shunt de línea 480 Mvar y shunt de barra 120 Mvar.
 Capacidad mínima de transmisión (según contrato): 600 MVA
 Capacidad máxima (Ampacitancia a 60 grados): 1900 MVA
L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo
L-2248
Piura 220 kV
A Talara 220 kV
L-2239
Curumuy, Poechos
Piura, Paita
Ventanilla
La Niña 220 kV
A Cerro Corona
L-2238
Carhuaquero
Chiclayo
TGN4
A Vizcarra
A Paragsha
Chiclayo 220 kV
L-2236
Guadalupe 220 kV
Gallito Ciego
Trujillo 500 kV
3X40 MVar
146 Km
R=0.02Ω/Km
X=0.317 Ω/Km
B=5.21 µS/Km
3x200 MVA
4 Km
R=0.03Ω/Km
X=0.281 Ω/Km
B=6.013 µS/Km
Conococha 226 kV
L-2234
Huallanca 220 kV
Trujillo 220 kV
3X40 MVar
222 Km
R=0.0899Ω/Km
X=0.48Ω/Km
B=3.3925µS/Km
Chimbote 500 kV
3X40 MVar
A Huayucachi
Cajamarca 220 kV
Paramonga N. 220 kV
C.H. Cahua
Huacho
220 kV Zapallal
220 kV
3x200 MVA
3X40 MVar
Kallpa,Chilca1.
Platanal, Las Flores
Planicie
220 kV
39 Km
R=0.0521 Ω/Km
X=0.3834 Ω/Km
B=4.366 µS/Km
50 Km
R=0.0521 Ω/Km
X=0.3834 Ω/Km
B=4.366 µS/Km
Chimbote 220 kV
C.H Cañón Pato
C.T Chimbote
378 Km
R=0.02Ω/Km
X=0.317 Ω/Km
B=5.21 µS/Km
3x200 MVA
3x200 MVA
3x200 MVA
R
Chilca CTM
220 kV
Polo
Carabayllo 500 kV
Chilca
Chilca 500 kV
3X40 MVar
Chilca REP
220 kV
90 Km
R=0.0316 Ω/Km
X=0.3170 Ω/Km
B=5.2659 µS/Km
Sto.Dgo
Operación L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo
Piura 223 kV
2x -17 MW
2x-17 MVar
Curumuy: 4 MW
A Talara 220 kV
TGN4 98 MW
Ventanilla 452 MW
La Niña 224 kV
-37 MW
-3 MVar
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
Gallito Ciego: 10 MW
A Cerro Corona
29 MW
2 MVar
A Vizcarra
A Paragsha
Chiclayo 223 kV
Guadalupe 224 kV
2x51 MW
2x-27 MVar
18 MW
-9 MVar
Trujillo 502 kV
2x103 MW
2x-19 MVar
A Huayucachi
Cajamarca 221 kV
2x43 MW
2x-12MVar
2x69 MW
2x-19MVar
65 MW
-3 MVar
Conococha 226 kV
Huallanca 223 kV
2x 46 MW
2x-9 MVar
121 MVar
6 MW
-7 MVar
Trujillo 223 kV
208 MW
-88 MVar
121 MVar
Chimbote 503 kV
121 MVar
2X57 MW
2X-11 MVar
96 MW
-45 MVar
Paramonga N. 226 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
Huacho
223kV Zapallal
30 MW
219 kV
-25 MVar
2x47 MW
2x52MVar
121 MVar
Chimbote 224 kV
2x37 MW
2x-20 MVar
59 MW
-38 MVar
2X10 MW
2X-66 MVar
Cañón Pato: 99 MW
306 MW
-231 MVar
Carabayllo 509 kV
Chilca REP
220 kV
Planicie
216 kV
2x99 MW
2x26MVar
101 MW
-58 MVar
R
Chilca CTM
220 kV
Polo
Chilca
Chilca 509 kV
124 MVar
281 MW
-69 MVar
Sto.Dgo 180 MW
Contingencia L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote
Piura 221 kV
2x -17 MW
2x-14 MVar
Curumuy: 4 MW
A Talara 220 kV
TGN4 98 MW
Ventanilla 452 MW
La Niña 222 kV
-37 MW
4 MVar
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
A Cerro Corona
29 MW
-4 MVar
A Vizcarra
A Paragsha
Chiclayo 220 kV
Guadalupe 218 kV
2x87 MW
2x-34 MVar
28 MW
3 MVar
Trujillo 481 kV
A Huayucachi
Cajamarca 220 kV
2x31 MW
2x-22 MVar
62 MW
1 MVar
Conococha 220 kV
2x58 MW
2x-22 MVar
2x 58 MW
2x-31 MVar
Huallanca 216 kV
2x 110 MW
2x -5 MVar
118 MVar
3 MW
20 MVar
Trujillo 214 kV
117 MW
-100 MVar
111 MVar
Chimbote 481 kV
2X67 MW
2X-23 MVar
117 MW
-45 MVar
Paramonga N. 214 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
Huacho
212 kV Zapallal
-129 MW
215 kV
41 MVar
2x42 MW
2x-36MVar
Chimbote 212 kV
2x136 MW
2x-17 MVar
167 MW
-14 MVar
2X105 MW
2X46 MVar
Cañón Pato: 99 MW
Carabayllo 498 kV
Chilca REP
220 kV
Planicie
214 kV
2x117 MW
2x25MVar
32 MW
-36MVar
R
Chilca CTM
220 kV
Polo
Chilca
Chilca 501 kV
211 MW
-19 MVar
Sto.Dgo 180 MW
Contingencia L.T 500 kV Chimbote-Trujillo
Piura 222 kV
2x -17 MW
2x-14 MVar
Curumuy: 4 MW
A Talara 220 kV
TGN4 98 MW
Ventanilla 452 MW
La Niña 223 kV
-37 MW
3 MVar
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
A Cerro Corona
29 MW
-3 MVar
A Vizcarra
A Paragsha
Chiclayo 222 kV
11 MW
-7 MVar
Guadalupe 221 kV
A Huayucachi
Cajamarca 221 kV
2x 36 MW
2x-17 MVar
2x74 MW
2x-26 MVar
Trujillo 489 kV
65 MW
-3 MVar
Conococha 225 kV
2x 62 MW
2x-56 MVar
Huallanca 220 kV
2x 64 MW
2x-7 MVar
Trujillo 218 kV
6 MW
-17 MVar
112 MVar
Chimbote 483 kV
113 MVar
2X141 MW
2X-16 MVar
261 MW
-59 MVar
Paramonga N. 223 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
Huacho
220kV Zapallal
-41 MW
218 kV
25 MVar
2x46 MW
2x-47 MVar
113 MVar
Chimbote 218 kV
2x43 MW
2x-13 MVar
71 MW
-35 MVar
2X3 MW
2X56 MVar
Cañón Pato: 99 MW
263 MW
-165 MVar
Carabayllo 504 kV
Chilca REP
220 kV
Planicie
216 kV
2x101 MW
2x25 MVar
92 MW
-47 MVar
R
Chilca CTM
220 kV
Polo
Chilca
Chilca 505 kV
121 MVar
273 MW
-49MVar
Sto.Dgo 180 MW
Contingencia C.T. Malacas (TGN4)
Estiaje máxima 2012
Piura 205 kV
2x 31 MW
2x-4 MVar
Curumuy: 4 MW
A Talara 220 kV
TGN4 : 0 MW
Ventanilla 452 MW
La Niña 209 kV
-87 MW
-4 MVar
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
A Cerro Corona
80 MW
10 MVar
A Vizcarra
A Paragsha
Chiclayo 213 kV
Guadalupe 215 kV
2x66 MW
2x-26 MVar
24 MW
-21 MVar
Trujillo 490 kV
2x127 MW
2x-17 MVar
A Huayucachi
Cajamarca 220 kV
2x 79 MW
2x-9 MVar
2x 106 MW
2x-11 MVar
83 MW
-1.7 MVar
Conococha 225 kV
Huallanca 221 kV
2x 67 MW
2x-7 MVar
115 MVar
5 MW
-2 MVar
Trujillo 217 kV
256 MW
-69 MVar
116 MVar
Chimbote 493 kV
2X76 MW
2X-6 MVar
106 MW
-49 MVar
Paramonga N. 224 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
Huacho
221kV Zapallal
40 MW
218 kV
-27 MVar
2x57 MW
2x-48MVar
116 MVar
116 MVar
Chimbote 220 kV
2x48 MW
2x-17 MVar
70 MW
-37 MVar
2X31 MW
2X-59 MVar
Cañón Pato: 99 MW
362 MW
-192 MVar
Carabayllo 504 kV
Chilca REP
220 kV
Planicie
215 kV
2x97 MW
2x26MVar
123 MW
-53 MVar
R
Chilca CTM
219 kV
Polo
Chilca
Chilca 506 kV
122 MVar
303 MW
-56 MVar
Sto.Dgo 180 MW
Contingencia C.T. Malacas (TGN4)
Estiaje máxima 2012 con Banco 2x20 Mvar en Piura
Piura 224 kV
2x 31 MW
2x-13 MVar
Curumuy: 4 MW
A Talara 220 kV
TGN4 : 0 MW
Ventanilla 452 MW
La Niña 223 kV
2x20 Mvar
Carhuaquero: 60 MW
Chiclayo: 3 MW
-86 MW
17 MVar
A Cerro Corona
80 MW
-11 MVar
A Vizcarra
A Paragsha
Chiclayo 221 kV
Guadalupe 220 kV
2x65 MW
2x-25 MVar
24 MW
-14 MVar
Trujillo 494 kV
2x127 MW
2x-22 MVar
A Huayucachi
Cajamarca 220 kV
2x 79 MW
2x-21 MVar
2x 106 MW
2x-23 MVar
83 MW
-2 MVar
Conococha 225 kV
Huallanca 221 kV
2x 61 MW
2x-7 MVar
117 MVar
6 MW
-4 MVar
Trujillo 219 kV
256 MW
-80 MVar
116 MVar
Chimbote 496 kV
2X73 MW
2X-10 MVar
109 MW
-48 MVar
Paramonga N. 224 kV
TER 1172 MW
HID 78 MW
Huacho
221kV Zapallal
- 40 MW
218 kV
27 MVar
2x57 MW
2x-50MVar
118 MVar
118 MVar
Chimbote 221 kV
2x48 MW
2x-19 MVar
70 MW
-38 MVar
2X32 MW
2X-63 MVar
Cañón Pato: 99 MW
367 MW
-204 MVar
Carabayllo 505 kV
Chilca REP
220 kV
Planicie
216 kV
2x97 MW
2x26MVar
123 MW
-55 MVar
R
Chilca CTM
219 kV
Polo
Chilca
Chilca 506 kV
122 MVar
303 MW
-61 MVar
Sto.Dgo 180 MW
Estabilidad Falla 1 L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote
Estiaje- Máxima demanda 2012
Estabilidad Falla 3 L.T 500 kV Carabayllo-Chimbote
Estiaje- Máxima Demanda 2012
Fenómenos Transitorios en Líneas de Extra Alta
Tensión (ver anexo)
 Efecto Ferranti
 Desbalances de tensión y corriente.
 Corrientes Inrush en Energizaciones de Autotransformadores.
 Solicitaciones térmicas y dinámicas en los reactores y descargadores de
neutro
 Tensión de Recuperación Transitoria TRV, Re-strike en los Interruptores
de Potencia.
 Fenómenos de Resonancia en Líneas de Transmisión Compensadas de
Extra Alta Tensión
MUCHAS GRACIAS
ALBERTO NICOLAS MUÑANTE AQUIJE
Gerente de Operación del Sistema
E-mail: [email protected]
Anexo
Fenómenos Transitorios en Líneas de Extra Alta Tensión
65
Fenómenos Transitorios en Líneas de EAT
L.T 500 kV
 Efecto Ferranti
 Desbalances de tensión y corriente.
 Corrientes Inrush en Energizaciones de Autotransformadores.
 Solicitaciones térmicas y dinámicas en los reactores y descargadores de
neutro
 Tensión de Recuperación Transitoria TRV, Re-strike en los Interruptores
de Potencia.
 Fenómenos de Resonancia en Líneas de Transmisión Compensadas de
Extra Alta Tensión
Retomando algunas generalidades de las Líneas
de Transmisión en 500 kV
 Sistemas de transmisión en 500 kV, se encuentran dentro de la clase de sistemas de
Extra Alta Tensión (EAT) y permiten exportar y/o importar grandes bloques de
energía eléctrica a través de grandes distancias (700, 800, 1200 MVA) con menores
perdidas (Joule); sobretodo, entre áreas eléctricas distantes. Por ejemplo: área centro
hacia el área norte del SEIN y viceversa.
 Para ello, el diseño de las líneas de transmisión prevén un mayor número de
conductores por fase (2,4,8,12/ fase), además de diferentes configuraciones respecto
a la disposición física de los conductores sobre sus estructuras (torres).
 Estos sistemas eléctricos de EAT necesitan de equipos de transformación de mayor
potencia (400, 600, 1000 MVA). Habitualmente se utilizan autotransformadores
(bancos monofásicos) para obtener una mayor confiabilidad en la operación e
inclusive, según el caso, por presentar un menor costo de inversión.
 Las subestaciones de EAT son diseñadas con una mayor confiabilidad de forma que
se opere en forma segura en condiciones de operación normales y adversas; la
configuración de barras más utilizada es el denominado Interruptor y medio.
 En contraparte, la inversión en estos sistemas se incrementa por los equipos y por los
requerimiento de espacios físicos para los mismos.
Retomando comparativo LT 220 kV vs 500 kV
 Presenta valores grandes de Surge Impedance Loading (SIL).
 Se necesita de compensación reactiva (por lo general inductiva) debido al efecto
Ferranti.
 Mayor presencia del Efecto Corona (generación campo electromagnético) en las líneas
de EAT que producen interferencias indeseables.
 Mayor presencia y relevancia de fenómenos eléctricos y electromagnéticos. La mayoría
de los defectos en líneas de extra alta tensión son de naturaleza transitoria.
 Incremento de la faja de servidumbre, entre otros.
Paramonga Chimbote 220 kV
0.0899
CarabaylloChimbote 500 kV
0.0203
Chilca-Carabayllo
500 kV
0.0316
Resistencia
Ohm/Km
Reactancia
Ohm/Km
0.4800
0.3180
0.3170
µS/Km
3.39255
5.21085
5.26585
Km
221
378
90
Z característica
Ohm
376
247
245
SIL
MW
128
1012
1020
Potencia reactiva
Mvar/Km
0.16
1.3
1.3
Faja Servidumbre
m
25
64
64
Susceptancia
Longitud
Efecto Ferranti
 Este efecto se hace presente mediante un valor de tensión elevada y permanente en el
extremo abierto de la línea con relación al nivel de tensión en el extremo cerrado
(generación); ello se debe a un mayor valor de Surge Impedance Loading (SIL) con
respecto a la potencia transferida, y en líneas en 500 kV, esta relación es aún mayor.
 Es común en los procedimientos de energización de líneas de transmisión, rechazos de
carga y/o procesos de restablecimiento post-contingencia.
 Para mitigar las elevadas tensiones se necesita de compensar la línea con reactores
shunt de línea y/o barra.
Para el proyecto L.T 500 kV CarabaylloChimbote-Trujillo
se
encontró
la
máxima tensión cuando se tiene el
extremo abierto en Chimbote y la
tensión en la barra de envió
(Carabayllo) es igual a 1.05 p.u.
También se calcula el efecto
Ferranti cuando se presenta
la necesidad de no utilizar la
compensación; la maniobra
del reactor de la línea
Carabayllo-Chimbote 500 kV
resulta en 1.055 p.u.
Desbalances de Tensión y Corriente
 Son ocasionados por diferencias en las inductancias por fase (ex. debido a las
asimetrías físicas de los conductores en las torres).
 El análisis se realiza de forma que se determine la necesidad de transposiciones en el
trayecto de la línea de transmisión. Dependiendo del tipo de transposición, el impacto
económico sobre la inversión se incrementa debido a que se necesitan estructuras
especiales.
Para el proyecto L.T 500 kV
Va2/Va1
Carabayllo-Chimbote-Trujillo se
Potencia de diseño 1000 MVA
VA
VB
VC
%
determinó la implementación de
Magnitud, kV
280,11 292,37 292,70
Carabayllo-Chimbote
4,24
un ciclo de transposiciones en
500 kV
Ángulo, grados
-21,55 -140,29
94,32
Ia+Ib+I
vista que la variación de tensión
Ia2/Ia1
Ia
Ib
Ic
c
%
superó el 2% reglamentada según
A
Magnitud, A
1120
1169
1171
norma IEC TECHNICAL REPORT
Carabayllo-Chimbote
4,24
55
500 kV
Ángulo, grados
-39,74 -158,48
76,12
1000-3-6.
Chimbote-Trujillo
500 kV
Magnitud, kV
Ángulo, grados
Chimbote-Trujillo
500 kV
Magnitud, A
Ángulo, grados
VA
VB
VC
284,96
288,49
292,19
-8,40 -127,84
109,97
Ia
Ib
Ic
1140
1154
1169
-26,59 -146,03
91,78
Va2/Va1
%
1,73
Ia2/Ia1
%
Ia+Ib+I
c
A
1,73
29
Corrientes Inrush en Energizaciones de
Autotransformadores
 Esta condición transitoria se manifiesta cuando se energiza los equipos de
transformación y/o frente al despeje de fallas.
 Entre los factores que influyen en la magnitud de Inrush se tiene la potencia del
equipo, la remanencia de los flujos y punto de la onda de tensión donde cierran los
contactos.
CASO
ATP
ENERGIZACIÓN
DE
TRANSFORMADOR
TENSIÓN
kV
TENSIÓN EN
Corriente pico, Fase A
Corriente pico, Fase B
Corriente pico, Fase C
Máxima
Máxima
Máxima
ENTCH5
Chimbote
500
Chimbote 220
1,35
1,45
1,50
ENTCH2
Chimbote
220
Chimbote 500
1,10
1,15
1,15
ENT_TRU5
Trujillo
500
Trujillo 220
1,10
1,15
1,15
ENT_TRU2
Trujillo
220
Trujillo 500
0,90
0,90
0,95
 Esta elevada corriente se presenta como una corriente diferencial razón por la cual la
respectiva protección diferencial del transformador deberá sobrellevar dicho transitorio.
 En estos estudios se define los casos de análisis en función a las tensiones más altas y
a la potencia de cortocircuito mas reducida, realizando maniobras por 220 y 500 kV.
ENTCH5
Fase A
Fase B
Fase C
Resumen Estadístico
Energía en
ENERGIZACIÓN
TENSIÓN
descargadores
DE
TENSIÓN EN
S.T. Estadística
S.T. Estadística
S.T. Estadística
S.T. Estadística de sobretensión
kV
Vmedia
Vmedia
Vmedia
Vmedia
TRANSFORMADOR
d
(98%)
d
(98%)
d
(98%)
d
(98%)
kJ
p.u.
p.u.
p.u.
p.u.
p.u.
p.u.
p.u.
p.u.
Chimbote
500
Chimbote 220 1,278 0,1304
1,546
1,279 0,1324
1,552
1,262 0,1340
1,538
1,436 0,0866
1,614
Entre 0 y 5%
ENTCH2
Chimbote
220
Chimbote 500 1,949 0,0859
2,126
1,963 0,0655
2,098
1,963 0,0702
2,108
1,975 0,0000
1,975
Entre 0 y 5%
ENT_TRU5
Trujillo
500
Trujil o 220
1,338 0,1276
1,601
1,343 0,1350
1,621
1,323 0,1389
1,609
1,487 0,1109
1,715
Entre 0 y 5%
ENT_TRU2
Trujillo
220
Trujil o 500
1,962 0,0492
2,063
1,968 0,0345
2,039
1,962 0,0977
2,163
1,975 0,0000
1,975
Entre 0 y 5%
CASO
ATP
Solicitaciones térmicas y dinámicas en los
reactores y descargadores de neutro
 Se verifica los valores máximos de corriente por los
reactores de neutro y la máxima disipación de
energía por sus pararrayos cuando se aplica una
falla monofásica con recierre exitoso.
 Se generan diferentes casos donde la falla se
aplica en cualquiera de los extremos y además con
diferentes secuencias de apertura y recierre.
 La finalidad es obtener un adecuado reactor
(tamaño y sintonización) para las diferentes
posibilidades de operación y para las diferentes
configuraciones de compensación (simétrico,
asimétrico)
Recierre Monof ásico Carabay llo-Chimbote con Falla Monof . en Chimbote. Recierran ambos extremos
Solicitación Reactor de Neutro de Chimbote 437 Apico.
200
La implementación de mando sincronizado es mas
frecuente en sistemas de extra alta tensión.
[A]
100
0
Caso
-100
-200
-300
-400
-500
0.0
0.4
0.8
(file STD1A_DETERMIN.pl4; x-var t) c:NCHCAR-
1.2
1.6
[s]
2.0
Falla Monofásica con Recierre
Monofásico
Contingencia
de
Reactores
Energía en
Corriente Tensión Descargadores
Julios
Apico
kVpico
Carabayllo - Chimbote 500 kV – Reactor de neutro 456 Ohm
Falla monof. en Chimbote.
STD1
Recierre estadístico en ambos
No
437
139
A
extremos
Chimbote - Trujillo 500 kV - Reactor de neutro 796 Ohm
Falla monof. en Chimbote.
STD3 Recierre estadístico en ambos
No
234
145
extremos
15,3
20,0
Existencia de corrientes de Arco secundario
indeseables en el recierre monofásico
Falla monofásica a 1/6 de Carabayllo
80
[A]
60
Tensión pref alla V=Máx. Corriente de Arco Secundario. Fases A,B,C
Tensión pref alla V=0. Corriente de Arco Secundario. Fases A,B,C
60
[A]
40
40
20
20
0
0
-20
-20
-40
-40
-60
-60
-80
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
[s ]
0.9
AS2A.pl4: c:X0005A-XX0036
AS2B.pl4: c:X0005B-XX0036
AS2C.pl4: c:X0005C-XX0036
-80
0.1
0.2
0.3
• Verificación de la extinción del arco
0.5
0.6
0.7
0.8
[s]
0.9
Carabayllo - Chimbote 500 kV
Primer pico de la tensión de recuperación [kVpico]
secundario
y
viabilidad
de
recierre
monofásico. También se observa la tensión
transitoria de recuperación del arco.
• Se aplica una falla 1 en diferentes puntos
de la línea y en los extremos de la onda de
tensión; los resultados de la simulaciones
son
comparados
con
resultados
experimentales padrones, esperándose que
la tensión de recuperación y la corriente de
arco secundario se encuentre dentro de los
límites (curva CESI).
0.4
AS2AMin.pl4: c:X0005A-XX0036
AS2BMIN.pl4: c:X0005B-XX0036
AS2CMIN.pl4: c:X0005C-XX0036
200
180
Experimental - CESI
160
140
120
100
Indicadores - COES
80
60
40
20
0
0
10
20
30
Corriente de arco secundario [A]
Experimental CESI
Indicadores-COES
Fase A, V=Máx
Fase A, V=0
40
Fase B, V=Máx
Fase B, V=0
50
Fase C, V=Máx
Fase C, V=0
60
Tensión de Recuperación Transitoria TRV,
Re-strike en los Interruptores de Potencia
Curvas normalizadas de TRV ( según la norma IEC 62271-100)
• Tensión a través de los polos de los
876-1752, 1123
1000
147, 1031
876, 876
180, 899
800
Tensión, kVpico
interruptores durante el despeje de falla.
• Los tipos de falla pueden ser: Terminal
(trifásica),
Kilométrica
(monofásica),
en
oposición de fases.
•Se verifica la magnitud (valor pico) y tasa de
crecimiento (RRRV) de la tensión de
recuperación transitoria.
•No interesa la forma de la onda de tensión, lo
importante es que se encuentre dentro de su
respectiva curva, garantizando el adecuado
desempeño del interruptor.
TRV Normalizado - Interruptores - 550 kV
1200
876, 817
438, 674
600
672, 629
146, 438
219, 438
400
168, 337
200
0
0, 0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Tiempo, ms
T10
T30
T60
Terminal 550 kV
kilométrica 550 kV
En oposición de fases
TRV Falla Kilométrica en Trujillo a Chimbote 500 kV
TRV Falla Terminal en Carabayllo a Chimbote 500 kV
700
900
876, 817
800
672, 629
600
700
500
Tensión [Vpico]
Tensión [kVpico]
600
500
219, 438
400
400
168, 337
300
300
200
200
100
100
0
0, 0
0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0, 0
0
200
400
600
800
Tiempo [ms]
IEC 550 kV
TRV_T1
1000
1200
Tiempo [ms]
IEC 550 kV
TRV_K4
1400
1600
1800
2000
1000
Fenómenos de Resonancia en Líneas de Transmisión
Compensadas de Extra Alta Tensión
•Este fenómeno se debe a las altas
capacitancias e inductancias de los
conductores y reactores limitadores
de corriente; en este caso, dictado por
el grado de compensación de las
líneas de transmisión en 500 kV.
El proyecto L.T 500 kV CarabaylloChimbote-Trujillo tiene 480 Mvar de
compensación shunt.
•La presencia de resonancia se
verifica principalmente cuando una de
las fases o inclusive dos fases se
encuentren abiertas, pudiendo resultar
en sobretensiones peligrosas para la
operación; un buen diseño de los
pararrayos permitirá una adecuada
protección del sistema.
Parámetros/km
R0, Ohm/km
0,286299
Parámetros para la longitud total
Chimbote-Trujillo 500 kV
108,05
41,51
X0, Ohm/km
1,047550
395,35
151,89
B0, umho/km
3,112550
1174,68
451,32
C0, uF/km
0,008256
3,12
1,20
R1, Ohm/km
0,020293
7,66
2,94
X1, Ohm/km
0,317618
119,87
46,05
B1, umho/km
5,210850
1966,57
755,57
C1, uF/km
0,013822
5,22
2,00
Longitud, km
-
377,4
145
k=Co/C1
Grado de compensación
para el cual ocurre
resonancia
h=(2+k)/3
-
0,60
0,60
-
0,87
0,87
QL Compensación
shunt
Mvar
QC de la línea, Mvar
Chimbote-Trujillo 500 kV
491,64
188,89
Grado de compensación shunt
Grado de compensación shunt
360
0,73
-
240
0,49
-
120
0,24
0,64
No se presentan puntos resonantes en el proyecto 500 kV
Filosofía de las Protecciones
 Se mostrara a continuación los esquemas de principio de las
protecciones utilizadas en la subestación de Carabayllo de 220
kV, y una explicación mas amplia sobre las protecciones de 500
kV.
 Como se habia explicado anteriormente la subestacion de 500kV,
tiene una configuracion de interruptor y medio, formado por dos
diametros, uno de los cuales solo tiene 2/3 de diametro, estas
conectan a 2 celdas de autotrafos, asi como una celda de linea.
Protecciones 220kV (AutoTrafos)
Modelo
Código
7UT6331
- F003
87T, 87G
7UT6331
-F013
87Ter. (87B de fases R,
S, T), 50, 51, 50G, 51G
7SJ6411
-F004
Sobrecorriente
7KE6000
-F018
Registrador de fallas
7SS5231
-F016
Unidad de campo
6MD6641
-D001
Controlador
ION8600
-P006
Medidor
RPH
-F015
Mando sincronizado
TAPCOM
-A1
Funciones
Regulador automático
de tensión
Protecciones en 220kV (Líneas)
Equipo
Tensión
(kV)
Relés
Funciones Habilitadas
RTC
RTT
Campo
de Acople
220
7SJ641
(PP)
50, 51, 50N, 51N, 25
1250/
1
-
Modelo
Código
Funciones
7SA6121
- F003
7SD5221
-F013
7SJ6411
-F004
67N
7KE6000
-F018
Registrador de fallas
7SS5231
-F016
Unidad de campo
6MD6641
-D001
Controlador
ION8600
-P006
Medidor
21, POTT, 67NCD, 67N, 25,
79, 68, 27, 59, SOTF
87L, 67NCD, 67N, 25, 79, 27,
59, cierre en falla (SOTF)
Equipo
Tensión
(kV)
Relés
RTC
RTT
Barras A
yB
220
7SS52
(PP)
87B, 50BF
1250/
1
-
Protección 500kV (Diámetro 1)
Equipo
Tensión
(kV)
Corte A
Corte C
500
Corte B
500
Equipo
AT72-52
AT73-52
AT74-52
Tensión
(kV)
500
220
33
500
220
RTC
RTT
25, 79
1000/
1
500000/11
0
25, 79, 50BF
1000/
1
500000/11
0
7VK61
1
(PP)
7VK61
1
(PP)
Tensión
(kV)
Barra A
Cortes A
Barra B
Cortes C
Equipo
Relés
500
500
Relés
RTC
87B, 50BF
1000/1
87B, 50BF
1000/1
7SS52
(PP)
7SS52
(PP)
Relés
Funciones
Habilitadas
7UT633 (PP)
87T, 87G
7SJ641 (PR)
7SJ641 (PR)
RTC
RTT
50, 51, 50N, 51N
1000/1
2500/1
2500/1
1000/1
-220000/110
-500000/110
50, 51, 50N, 51N
2500/1
220000/110
Protecciones de Líneas
 En 220 kV las funciones de recierre y sincronismo se encuentran
implementados dentro de las protecciones de líneas (PL1 y PL2) mientras
que en 500kV se usan equipos externos (7VK611), adicionalmente en el
Corte B se tiene implementado la función 50BF.
 El recierre puede ser activado por las funciones 87L, 21, POTT y 67NCD.
 La función de sobretensión debe generar disparo local sobre los
interruptores de línea y también el envío de disparo directo transferido
(DTT) al extremo remoto.
 Asimismo, los interruptores de las líneas de transmisión cuentan todos
con un relé 86 de disparo y bloqueo cuya actuación se hace efectiva para
disparos tripolares por las siguientes funciones:
- Disparo protección de distancia en zonas 2, 3 y 4.
- Disparo por SOTF.
- Sobrecorriente temporizado.
- Disparos por funciones 27 (mínima tensión) y 59 (máxima tensión).
Protección de Autotrafos
 La presencia de los transformadores zigzag en el devanado delta
de los autotransformadores de potencia permite habilitar
adicionalmente la función diferencial de tierra restringida al
tenerse un transformador de corriente (TC) en el neutro de los
zigzag. Como respaldo cuentan con protecciones de
sobrecorriente en los lados de 500kV y 220kV.
 Los disparos del relé diferencial se dan a través de un relé 86 de
disparo y bloqueo a los interruptores del transformador en alta y
media tensión (no se tiene interruptor en el lado de baja tensión
33kV).
 Los disparos de las protecciones mecánicas a los interruptores de
los autotransformadores se realizan a través de un relé 86 de
disparo y bloqueo
Protecciones 500 kV (Diametro 2)
Línea
Tensión
(kV)
L-5001
500
Relés
7SD522 (PL1)
87L, 67NCD, 67N, STUB, 27, 59, SOTF
7SA612 (PL2)
7SJ641 (PR)
21, POTT, 67NCD, 67N, STUB, 68, 27, 59, SOTF
67N
RTC
RTT
1000/1
500000/110
Protección de Barras
 Cada subestación cuenta con una protección diferencial de
barras del tipo distribuida la cual consta de dos unidades
centrales independientes para cada barra A y B
 Todos los disparos de la protección diferencial de barras
(87B) se efectúan a través de relés 86 de disparo y
bloqueo para todos los interruptores asociados a cada
barra.
 La protección 87B no comanda disparos a los interruptores
de los cortes B por función diferencial.
Función de Recierre y Sincronismo
 Asimismo, cada interruptor de los tres cortes cuenta con
una protección propia en la cual se encuentra
implementado el esquema de recierre y sincronismo para
todos los campos de la subestación.
 Adicionalmente para el caso de los interruptores de los
cortes B, esta protección es la encargada de realizar la
función por 50BF cuyo disparo se da a través del
respectivo relé 86 del interruptor.

operación de los sistemas de transmisión en 500 kv

Transcripción

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