ESTUDIO PARA ANÁLISIS DE FALLA Evento N° 1535

CDEC-SING
Clasificación: Definitivo.
Versión 1.0
ESTUDIO PARA ANÁLISIS DE FALLA
Evento N° 1535: “Desconexión Intempestiva
de 87 MW de Carga en Consumo Radomiro
Tomic”
03.04.2006
Autor
Fecha de Creación
Fecha Impresión
Correlativo
Correlativo SEC
Versión
Dirección de Operación
20 de Abril de 2006
25 de Abril de 2006
CDEC-SING – Z 0067/2006
0067/2006
1.0
Estudio para Análisis de Falla Evento N° 1535 del 03-04-2006
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Control del Documento.
Aprobación.
Versión
1.0
Aprobado por
Víctor Araya J.
Registro de Cambios.
Fecha
Autor
20.04.2006 Gretchen Zbinden V.
Versión
1.0
Descripción de Cambio
Confección del Informe
Revisores.
Nombre
Carlos Finat D.
Víctor Araya J.
Felipe Morales S.
Raúl Moreno T.
Gretchen Zbinden V.
Gerardo Barrenechea T.
Cargo
Director de Operación y Peajes
Subdirector de Operación
Jefe Departamento de Estudios
Jefe del CDC
Ingeniero Departamento de Estudios
Ingeniero Departamento de Estudios
Referencias.
Empresa
ELECTROANDINA
NORGENER/AES GENER
GASATACAMA GENERACIÓN
EDELNOR
Referencia
Informe Preliminar de Falla 1535/2006
Informe Preliminar de Falla 1535/2006
Informe Preliminar de Falla 1535/2006
Informe Preliminar de Falla 1535/2006
Fecha
03-04-2006
03-04-2006
03-04-2006
03-04-2006
Nota: Correlativo SEC de la portada de acuerdo a oficio ORD. N° 0192/DOC 192411/ACC 40674
del 18 de enero de 2006.
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Contenido.
CONTROL DEL DOCUMENTO. ................................................................................................................... 2
APROBACIÓN.................................................................................................................................................... 2
REGISTRO DE CAMBIOS. ................................................................................................................................... 2
REVISORES. ...................................................................................................................................................... 2
REFERENCIAS. .................................................................................................................................................. 2
1.
DESCRIPCIÓN PORMENORIZADA DE LA PERTURBACIÓN...................................................... 4
1.1
1.2
1.3
2.
POTENCIA FALLADA ...................................................................................................................... 4
FECHA Y HORA AL INICIO DE LA FALLA .................................................................................. 4
CAUSA DE LA FALLA ..................................................................................................................... 4
DESCRIPCIÓN DEL EQUIPAMIENTO AFECTADO........................................................................ 5
2.1.1
2.1.2
2.1.3
3.
Instalaciones de generación ........................................................................................................ 5
Instalaciones de consumos........................................................................................................... 5
Instalaciones del Sistema de Transmisión ................................................................................... 5
CRONOLOGÍA DE EVENTOS .............................................................................................................. 6
3.1
CRONOLOGÍA DE EVENTOS DE BITÁCORA, GRABACIONES EN EL CDC Y REGISTRO
COORDINADOS ............................................................................................................................................ 6
4.
RECUPERACIÓN DEL SERVICIO....................................................................................................... 7
4.1
DESCRIPCIÓN DE LOS MECANISMOS DE NORMALIZACIÓN UTILIZADOS ....................... 7
4.2
DESCRIPCIÓN DE LAS ACCIONES REALIZADAS PARA NORMALIZAR EL SERVICIO ..... 7
4.3
HORARIO DE NORMALIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES DESCONECTADAS ................ 7
4.3.1
Normalización de Instalaciones de Generación desconectadas .................................................. 7
4.3.2
Normalización de Consumos desconectados ............................................................................... 8
4.3.3
Normalización de Instalaciones del Sistema de Transmisión ...................................................... 8
5.
ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA ................................................................... 9
6.
RESPUESTA DEL SISTEMA ANTE LA FALLA............................................................................... 10
6.1
DESCRIPCIÓN DE LAS CONFIGURACIONES EN MOMENTO PREVIO A LA FALLA ......... 10
6.1.1
Descripción General.................................................................................................................. 10
6.1.2
Despacho de Generación ........................................................................................................... 10
6.2
DESCRIPCIÓN DE LAS CONFIGURACIONES EN MOMENTO POSTERIOR A LA FALLA. 11
7.
ANÁLISIS ................................................................................................................................................ 12
7.1
7.2
ANÁLISIS DE LAS CAUSAS DE LA FALLA ............................................................................... 12
ANÁLISIS DE LAS ACTUACIONES DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN Y CONTROL
12
7.3
ANÁLISIS DE LAS ACCIONES E INSTRUCCIONES DEL CDC Y LA ACTUACIÓN DE LOS
CC QUE CORRESPONDA .......................................................................................................................... 12
8.
RESUMEN Y CONCLUSIONES........................................................................................................... 13
8.1
8.2
ACCIONES CORRECTIVAS Y PREVENTIVAS EFECTUADAS ................................................ 13
CONCLUSIONES Y COMENTARIOS ............................................................................................ 13
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1. DESCRIPCIÓN PORMENORIZADA DE LA
PERTURBACIÓN
1.1 POTENCIA FALLADA
87 MW de carga en consumo Radomiro Tomic.
1.2
FECHA Y HORA AL INICIO DE LA FALLA
Fecha
Hora
03-04-2006
10:11:531
1.3 CAUSA DE LA FALLA
El CC de ELECTROANDINA indica, en su Informe Preliminar de Falla N°
1535, que la desconexión de carga en el consumo Radomiro Tomic se debió a:
“flashover en desconectador de línea interna de 23 kV”.
1
Corresponde a hora registrada en Sistema PI del CDEC-SING.
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2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPAMIENTO AFECTADO
2.1.1
Instalaciones de generación
No se registró desconexión de instalaciones de generación como consecuencia de
esta falla.
2.1.2
Instalaciones de consumos2
Consumo
Hora
Desconexión
10:11:53
Radomiro Tomic
Total
2.1.3
Potencia Desconectada
[MW]
87.0
87.0
Instalaciones del Sistema de Transmisión
No se registró desconexión de instalaciones del sistema de transmisión como
consecuencia de esta falla.
2
No atribuible a la operación de relés de baja frecuencia.
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3. CRONOLOGÍA DE EVENTOS
3.1 CRONOLOGÍA DE EVENTOS DE BITÁCORA, GRABACIONES
EN EL CDC Y REGISTRO COORDINADOS
10:13
Desconexión intempestiva de 87 MW de carga en consumo Radomiro
Tomic. La frecuencia llega a 50.47 Hz. Evento N° 1535.
El CDC solicita a los CC de ELECTROANDINA, EDELNOR y
NORGENER disminuir a mínimo técnico la generación de las unidades
U14, U15, CTM2 y NTO2, respectivamente.
10:26
El CC de ELECTROANDINA informa al CDC que el consumo Radomiro
Tomic comenzará a recuperar la carga desconectada. El CDC autoriza.
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4. RECUPERACIÓN DEL SERVICIO
4.1 DESCRIPCIÓN DE LOS MECANISMOS DE NORMALIZACIÓN
UTILIZADOS
Para fallas como la analizada en este Estudio, el sistema se normaliza utilizando:
•
La acción de los mecanismos de control automático de las unidades
generadoras, frecuencia y tensión, en función de la magnitud de los
desequilibrios de potencia experimentados.
•
Posterior asignación de regulación secundaria por parte del CDC si es
necesaria.
•
Normalización de las instalaciones desconectadas, cierre o apertura de
interruptores, según coordinación del CDC con los CC respectivos.
•
Normalización de consumos según coordinación del CDC con los CC
respectivos y en base a disponibilidad de potencia eléctrica.
4.2 DESCRIPCIÓN DE LAS ACCIONES REALIZADAS PARA
NORMALIZAR EL SERVICIO
La información sobre las acciones realizadas para normalizar el servicio en el
consumo Radomiro Tomic es la siguiente:
•
Información del CC de ELECTROANDINA al CDC sobre el monto de
carga desconectada y su causa.
•
Recuperación de la carga en el consumo Radomiro Tomic, en
coordinación con el CDC y el CC de ELECTROANDINA.
4.3 HORARIO DE NORMALIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES
DESCONECTADAS
4.3.1
Normalización de Instalaciones de Generación desconectadas3
No se registró desconexión de instalaciones de generación como consecuencia de
esta falla.
3
Corresponde a la hora en que la instalación de generación queda operativa y a disposición del CDC para
entrar en servicio.
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4.3.2
Normalización de Consumos desconectados
Consumos
Radomiro Tomic
4.3.3
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Hora de
Normalización
10:264
Hora en que existió oferta de
potencia para la
normalización
En todo momento
Normalización de Instalaciones del Sistema de Transmisión
No se registró desconexión de instalaciones del sistema de transmisión como
consecuencia de esta falla.
4
Informada por CC de ELECTROANDINA y verificada en base al Sistema PI del CDEC-SING
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5. ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA
La estimación de la energía no suministrada, ENS, se basa en la capacidad de
potencia que dispone el SING para abastecer la demanda, determinándose entonces
como la diferencia entre la oferta de generación disponible y la demanda normal de
los consumidores que podría haber existido sin la contingencia.
Puesto que la desconexión de carga en el consumo Radomiro Tomic ocurre por
causa interna y que el SING dispone en todo momento de oferta de potencia para
suplir la demanda, la ENS total resultante para este caso es 0.0 [MWh].
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6. RESPUESTA DEL SISTEMA ANTE LA FALLA
6.1 DESCRIPCIÓN DE LAS CONFIGURACIONES EN MOMENTO
PREVIO A LA FALLA
6.1.1
Descripción General
• La generación bruta de potencia instantánea alcanzaba a 1480 MW, lo que
corresponde a 40 MW más respecto de la generación bruta de potencia promedio
horaria programada para la hora en que ocurrió la falla.
• Al momento de la falla en análisis la unidad CTM3 se encontraban restringida en su
generación máxima a 160 MW, por reasignación de gas, según su fax CDEC-SING
N° 117/2006.
• Al momento de la falla en análisis la Central Atacama tenía disponibilidad de gas
para dos turbinas, por restricción de gas, según su fax CDEC-SING N°0135/2006.
• Al momento de la falla en análisis no existían condiciones climáticas adversas
informadas por los Centros de Control (CC).
6.1.2
Despacho de Generación
Unidad Generadora/
Componente
CHAP1,27
CAVA7
TG2A
TG2B
TV2C
CTM3-TG
CTM3-TV
CC SALTA (TG12+0.5TV10)
CTM2
NTO2
U14
U15
U16
TOTAL
Razón de Despacho
Potencia
Bruta5
[MW]
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
Orden de mérito
10.0
1.8
101.0
101.0
125.0
95.6
63.7
266.2
160.4
73.3
117.0
117.0
248.0
1479.9
Reserva
Reserva
primaria
primaria6
programada
[MW]
[MW]
0.0
0.0
0.0
0.0
11.0
11.0
11.0
11.0
0.0
0.0
11.0
11.0
0.0
0.0
15.0
15.0
12.0
11.7
10.0
10.0
0.0
0.0
10.0
10.0
14.0
14.0
94.0
93.7
5
La generación en MW corresponde al valor registrado previo a la falla.
Salvo los casos explícitamente mencionados, dicha generación se obtiene desde el Sistema PI de información
del CDC o de los informes preliminares enviados por las empresas integrantes.
6
Corresponde a la Reserva Primaria considerando la Potencia Bruta previa a la falla.
7
Se indica la generación bruta promedio para la hora correspondiente al instante en que ocurrió la falla.
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• Unidad en regulación secundaria al momento de la falla: NT02.
• Generación bruta de potencia promedio horaria programada en hora en que ocurrió
la falla: 1440 MW.
• Se encontraba vigente el programa de generación enviado en Fax CDEC-SING B0549-2006.
6.2 DESCRIPCIÓN DE LAS CONFIGURACIONES EN MOMENTO
POSTERIOR A LA FALLA
Salvo las modificaciones provenientes de la operación de automatismos de
control, tales como el proceso de regulación de frecuencia realizado en unidades y las
modificaciones en el nivel de generación en unidades ya despachadas, todas
realizadas según coordinación del CDC con los respectivos CC para efectos de
normalizar la operación del SING, el CDC no modificó su configuración de operación
en forma permanente; permaneciendo entonces el mismo parque generador y
topología en el Sistema de Transmisión que existía previo a la falla.
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7. Análisis
7.1 ANÁLISIS DE LAS CAUSAS DE LA FALLA
El CC de ELECTROANDINA indica, en su Informe Preliminar de Falla N° 1535,
que la desconexión de carga en el consumo Radomiro Tomic se debió a: “flashover
en desconectador de línea interna de 23 kV”..
7.2 ANÁLISIS DE LAS ACTUACIONES DE LOS DISPOSITIVOS DE
PROTECCIÓN Y CONTROL
A la fecha de elaboración de este Estudio no se ha recibido información de la
actuación de dispositivos de protección y control en instalaciones de tensión superior
a 23 kV.
7.3 ANÁLISIS DE LAS ACCIONES E INSTRUCCIONES DEL CDC Y
LA ACTUACIÓN DE LOS CC QUE CORRESPONDA
El CDC, como parte de los procedimientos habituales ante este tipo de eventos,
solicitó al CC ELECTROANDINA la información básica pertinente de la falla y
emitió las instrucciones a los CC que corresponde; tanto para ajustar las variables que
se vieron alteradas por la falla (tensión y frecuencia) a los rangos de operación
normal, como para posteriormente normalizar las instalaciones desconectadas.
El CC de ELECTROANDINA entregó la información básica de la falla al CDC.
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8. RESUMEN y CONCLUSIONES
8.1 ACCIONES CORRECTIVAS Y PREVENTIVAS EFECTUADAS
A la fecha de elaboración de este estudio no se ha recibido información de
acciones correctivas y preventivas efectuadas.
8.2 CONCLUSIONES y COMENTARIOS
Las características de esta falla son:
•
No presenta un comportamiento sistemático a la fecha.
•
No provocó desconexiones en el resto de las instalaciones del SING.
La DO no consideró realizar auditorías en esta ocasión.
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