18/01/2015 Evento : Falla monofásica en la L-1122 (Tingo María – Aucayacu) de 138 kV Fecha : 16.02.2009 Hora : 07:38:14 h Anomalía : Falla detectada hacia atrás 1 Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María – Aucayacu) de 138 kV Ubicación de la falla y registro oscilográfico: Aucayacu Tingo María Tocache L - 1122 L - 1124 138 kV Falla fase “R” 138 kV Siemens 7SA511 I/kA 1 0 -0.08 -0.06 -0.04 -0.02 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 -0.02 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 t/s -1 -2 -3 Current Ia Current Ib Current Ic U/kV 100 0 -0.08 -0.06 -0.04 t/s -100 Voltage Va Voltage Vb Voltage Vc 1 18/01/2015 Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María – Aucayacu) de 138 kV Diagrama de impedancia fase a tierra: 150 125 100 75 “R” X/Ohm(primary) 50 25 0 “T” -25 -50 “S” -75 -100 -125 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 R/Ohm(primary) Z1E Z2E Z L2E* Z L3E* Z3E ZAE ZAE Z L1E* In = 150 A Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María – Aucayacu) de 138 kV Tipo de arranque de la función distancia: 2 18/01/2015 Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María – Aucayacu) de 138 kV Diagrama de impedancia fase - fase: 150 125 100 75 X/Ohm(primary) 50 25 0 -25 -50 -75 -100 -125 -150 -175 -200 -100 0 100 200 300 R/Ohm(primary) Z1 Z2 Z3 ZA Z L12* Z L23* Z L31* Falla monofásica en la línea L-1122 (Tingo María – Aucayacu) de 138 kV Registro oscilográfico completo: K1:L-122 UR A/kV 100 0 -100 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 t/s K2:L-122 US B/kV 100 0 -100 t/s K3:L-122 UT C/kV 100 0 -100 t/s K1:L-122 IR A/kA 1 0 -1 -2 t/s -3 K2:L-122 IS B/A 100 t/s 0 -100 K3:L-122 IT C/A 200 100 t/s 0 -100 -200 Desconexión de la fase “R” y “T” (Z1), no abrió la fase “S” por falla mecánica Desconexión del transformador de la S.E. Aucayacu Desconexión de la L-1124 por la función 59 3 18/01/2015 INFORME TÉCNICO COES/D/DO/SEV/IT-148-2011 EVENTO : FECHA HORA ANOMALÍA : : : Desconexión de la L-1006 (Azángaro – Tintaya) de 138 kV 09.08.2011 02:45 h Disparo durante el tiempo muerto de recierre Nota: Evento similar se presentó el 12.11.2012 a las 01:14:01 h, referencia COES/D/DO/SEV/IT-189-2011 7 Disparo durante el tiempo muerto de recierre Registro oscilográfico y señalizaciones del relé ABB REL316 de la línea L-1006, S.E. Azángaro: Trigger 09/08/2011 02:40:22 a.m..480 100000 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 t/s 0 -100000 UR US UT 2000 1000 0.00 t/s 0 -1000 IR IS IT Oscilografía de la línea L-1006 en la S.E. Azángaro (Fuente: REP) Secuencia de eventos del relé REL316 de la línea L-1006 en la S.E. Azángaro (Fuente: REP). 4 18/01/2015 Disparo durante el tiempo muerto de recierre Descripción y conclusiones: En la S.E. Azángaro, la falla monofásica a tierra en la línea L-1006 fue despejada después de 58 ms con la apertura de la fase afectada, por la activación de su protección de distancia en tiempo de zona 1 (REL316), propiedad de la empresa SAN GABÁN. Sin embargo, después de 41 ms de despejado la falla se registró desconexión trifásica de la línea L-1006 por la actuación de su protección distancia. La ubicación de la falla, localizada por protección, fue a 70,24 km de dicha subestación. De la secuencia de eventos del relé REL316 (relé de la línea L-1006 en la S.E. Azángaro), se observa que posterior a la apertura monofásica arranca la fase “T” y realiza disparo triásico definitivo. La corriente de la fase “T” instante antes de la desconexión trifásica de la línea era 95 A, en valores primarios aproximadamente. El lazo de la función impedancia del relé ABB modelo REL316 arranca si la corriente de fase (Iph) supera un umbral de corriente ajustable (Imin), ver ítem 4.2.1.1.3 del manual del relé ABB REL 316*4. Por tal motivo, se recomienda incrementar el ajuste Iph de 60 A a 150 A con el objetivo de evitar que el relé arranque para similares eventos. Con el ajuste recomendado se garantiza que el lazo de la función distancia arranque para fallas con resistencia de fallas mayores a 100 ohm. Disparo durante el tiempo muerto de recierre Lógica de Arranque por mínima impedancia relé ABB REL316: 5 18/01/2015 INFORME TÉCNICO COES/D/DO/SEV/IT-008-2013 EVENTO : FECHA HORA ANOMALÍA : : : Desconexión de las L-2053/L-2054 (Cotaruse – Socabaya) de 220 kV 04.02.2013 19:20:22 h Desconexión de la L-1013 después de 210ms de energizado 11 Disparo de la función distancia Condiciones previas al evento: Mazuko G1 114,25 MW G2 San Gabán II G1 G2 Puerto Maldonado G3 85,21 MW San Rafael Quencoro Tintaya Combapata Cachimayo Ayaviri 138 kV L-1008 Dolorespata Sistema Sur Generación Sur 492,38 MW Importación 373,00 MW Total 865,38 MW Azángaro Juliaca L-1020 Callalli 84,38 MW 138 kV 140,75 MW G1 G2 Puno G3 Generación - Carga Cotaruse L-2052 L-2054 138 kV 373 MW Los Heroes 38,80 MW Moquegua 220 kV Campo Armiño L-2051 CENTRO-NORTE 220 kV L-2030 Santuario L-2053 Falla bifásica a tierra en las fases “R” y “S”, simultáneas en las líneas L-2053 y L-2054 L-2025 L-2026 Carga - Generación Socabaya SVC 89,20 MW TV21 6 18/01/2015 Disparo de la función distancia Consecuencia: Debido a la falla, desconectaron las líneas L-2053/L-2054 por la actuación adecuada de su sistema de protección. Con la desconexión de las líneas L-2053/L-2054 se produjo el desbalance entre la generación y la carga con 343 MW (flujo por las líneas), por lo que la frecuencia en el área Sur disminuyó gradualmente. Las empresas del área Sur informaron al COES la desconexión de 431,29 MW de carga por la activación del ERACMF y 396,39 MW de carga por colapso. Después de 3,937 segundos de la desconexión de las líneas L-2053/L-2054, se registró la desconexión de la unidad TV21 de la C.T. Ilo 2 con una generación de 85,20 MW, por actuación de la protección de sobreexcitación (V/Hz). Esta desconexión se produjo cuando la frecuencia del sistema Sur se encontraba alrededor de 57 Hz (ver Figura). Disparo de la función distancia Comportamiento de la frecuencia en el área Sur: 60.00 Desconexión de las L-2053/2054 (Cotaruse – Socabaya) de 220 kV 59.75 59.50 59.25 59.00 58.75 58.25 Desconexión de la unidad TV21 de la C.T. Ilo 2 58.00 57.75 57.50 57.25 57.00 56.75 La frecuencia permaneció cerca a 57 Hz aproximadamente 2 segundos 56.50 56.25 56.00 55.75 55.50 S.E. Socabaya 55.25 S.E. Dolorespata 55.00 Desconexión de la C.H. San Gabán II. 19:20:22.416 19:20:22.502 19:20:22.589 19:20:22.675 19:20:22.762 19:20:22.848 19:20:22.934 19:20:23.021 19:20:23.107 19:20:23.194 19:20:23.280 19:20:23.366 19:20:23.453 19:20:23.539 19:20:23.626 19:20:23.712 19:20:23.798 19:20:23.885 19:20:23.971 19:20:24.058 19:20:24.144 19:20:24.230 19:20:24.317 19:20:24.403 19:20:24.490 19:20:24.576 19:20:24.662 19:20:24.749 19:20:24.835 19:20:24.922 19:20:25.008 19:20:25.094 19:20:25.181 19:20:25.267 19:20:25.354 19:20:25.440 19:20:25.526 19:20:25.613 19:20:25.699 19:20:25.786 19:20:25.872 19:20:25.958 19:20:26.045 19:20:26.131 19:20:26.218 19:20:26.304 19:20:26.390 19:20:26.477 19:20:26.563 19:20:26.650 19:20:26.736 19:20:26.822 19:20:26.909 19:20:26.995 19:20:27.082 19:20:27.168 19:20:27.254 19:20:27.341 19:20:27.427 19:20:27.514 19:20:27.600 19:20:27.686 19:20:27.773 19:20:27.859 19:20:27.946 Frecuencia (Hz) 58.50 Hora (hh:mm:ss) 7 18/01/2015 Disparo de la función distancia Análisis de la carga rechazada por activación del ERACMF, reportado por las empresas: La carga rechazada (431,29 MW) por las empresas es superior a la carga pérdida por la desconexión de las líneas (373 MW). Usuarios Zona EMPRESA Demanda Referencia para el ERACMF (MW) Demanda Real previa al evento (MW) Porcentaje Ideal (%) Carga ideal hasta la 6ta etapa del ERACMF (MW) (52% de la carga para el área Sur Este 53% de la carga del área Sur Oeste) (A) Carga que fue verificada la activación del ERACMF (MW) (B) Déficit de carga rechaza por el ERACMF (MW) (A – B) % del déficit de carga ERACMF ELECTRO PUNO 62,39 58,31 52 30,32 0 30,32 13,0 ELECTRO SUR ESTE 105,31 101,55 52 52,81 0 52,81 22,6 ELECTRO SUR 56,62 53,71 53 28,47 26,26 2,20 0,9 Zona 3 Regulados Zona 4 Zona 3 SEAL (SUR) 163,20 156,72 53 83,06 0,67 82,39 35,3 ARASI-ARUNTANI 8,98 9,37 52 4,87 0 4,87 2,1 ARES 18,64 12,37 52 6,43 0 6,43 2,8 BATEAS 3,91 2,65 52 1,38 0 1,38 0,6 CEMENTO SUR 0,97 1,39 52 0,73 0 - 0,0 CONENHUA (Buenaventura y Cedemín) 14,94 15,30 52 7,96 1,25 6,71 2,9 INDUSTRIAS CACHIMAYO 23,99 5,91 52 3,07 0 3,07 1,3 MINSUR 15,60 12,89 52 6,70 0 6,70 2,9 XSTRATA (TINTAYA Y ANTAPACCAY) 101,00 77,20 52 40,14 27,20 12,94 5,5 CEMENTOS YURA 34,84 24,75 53 13,12 0 13,12 5,6 CERRO VERDE 162,25 103,30 53 54,75 54,75 0,00 0,0 MOLYCOP (AREQUIPA) 4,99 0,00 53 2,64 0 2,64 1,1 SOUTHERN PERÚ 201,13 192,15 53 101,84 93,96 7,88 3,4 TASA (MOLLENDO) 0,22 0,10 53 0,06 0 - 0,0 438,35 204,09 234,25 100,0 Libres Zona 4 Total 827,68 Disparo de la función distancia Energización de la línea L-1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV: A las 20:55:21 h, el CC-SGB procedió a energizar la línea L-1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV. Sin embargo, después de 210 ms de energizada, desconectó la L-1013 en la S.E. San Gabán II, por actuación inadecuada de su protección distancia (GE DLP). Probablemente la causa de la perturbación fue la energización de un equipo de la S.E. San Rafael (ver Figura 16), tal como señala en el Anexo 3, cuya energización no fue informada por la empresa MINSUR, propietaria de la subestación. 8 18/01/2015 Disparo de la función distancia Registro oscilográfico de la L-1013, a las 20:55:21 h: U/kV 100 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.20 0.25 0.30 t/s 0 -100 K2:Linea L1013 UR A K2:Linea L1013 US B K2:Linea L1013 UT C I/A 200 100 0 0.00 0.05 0.10 0.15 -100 t/s -200 -300 K2:Linea L1013 IR A K2:Linea L1013 IS B K2:Linea L1013 IT C Registro oscilográfico del registrador de fallas BEN 5000, la línea L-1013, S.E. San Gabán II Disparo de la función distancia ANEXO 3 del Informe Técnico COES/D/DO/SEV/IT-008-2013 Simulaciones de la energización de la línea L-1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV y el transformador de 138/10 kV de 24 MVA de la S.E. San Rafael 9 18/01/2015 Disparo de la función distancia 0,00 0,00 0,00 Tr2-2 MSR Carga EPU SRaf ael10 SRafael2.16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Tr2-1 MSR 0,00 0,00 0,30 0,08 0,17 0,30 T r2 0,10 0,05 C4 0,00 0,00 0,00 C3 C6 MS R 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 C2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 L-1009 0,00 0,00 0,00 SRaf ael138 13,80 1,00 0,00 0,18 0,22 0,45 G ~ L-1013 Tr2-3 MSR Barra13.8G1 0,00 0,00 0,00 T r1 GS1 L1010 0,00 0,00 0,00 ~ G C1 San Gabán II 138,00 1,00 150,00 Barra13.8G2 0,00 0,00 0,00 GS2 Azángaro138 kV Simulaciones de la energización del transformador de la línea L1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV y el Transformador de 138/10 KV de 24 MVA de la S.E. San Rafael 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 C4 MS R Disparo de la función distancia DIgSILENT Energización de la L-1013 y falla trifásica cerca a la S.E. San Rafael (simulación): 20,00 10,00 0,00 -10,00 -20,00 -0,1000 -0,0200 0,0600 0,1400 0,2199 [s] 0,2999 -0,0200 0,0600 0,1400 0,2199 [s] 0,2999 GS1: Phase Current A in kA GS1: Phase Current B in kA GS1: Phase Current C in kA 20,00 10,00 0,00 -10,00 -20,00 -0,1000 GS1: Phase Voltage A in kV GS1: Phase Voltage B in kV GS1: Phase Voltage C in kV Generador Date: 3/5/2013 Annex: /2 10 18/01/2015 Disparo de la función distancia DIgSILENT Energización de la L-1013 y energización del transformador de la S.E. San Rafael (simulación): 0,375 0,250 0,125 0,000 -0,125 -0,250 -0,375 -0,1000 -0,0200 0,0600 0,1400 0,2199 [s] 0,2999 0,0600 0,1400 0,2199 [s] 0,2999 L-1013: Phase Current A/Terminal i in kA L-1013: Phase Current B/Terminal i in kA L-1013: Phase Current C/Terminal i in kA 300,00 200,00 100,00 0,00 -100,00 -200,00 -300,00 -0,1000 -0,0200 L-1013: Phase Voltage A/Terminal i in kV L-1013: Phase Voltage B/Terminal i in kV L-1013: Phase Voltage C/Terminal i in kV Línea Date: 3/5/2013 Annex: /1 Disparo de la función distancia Conclusiones de las simulaciones: De las simulaciones, se observa que la energización del transformador de la S.E. San Rafael, después de 255 ms de energizada la línea L-1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV desde la S.E. San Gabán II, es similar al evento real, por el cual se concluye que durante el evento se registró la energización del transformador de la S.E. San Rafael y no se registró falla en la línea L-1013 (San Gabán II – San Rafael) de 138 kV. 11