CNO - Acuerdo 330 de 2005

ACUERDO 330ACUERDO 330ACUERDO 330ANEXO 1

Esquema Suplementario de Baja Frecuencia (ESBF) para las Áreas Caribe y Caribe 2 Detección de aislamiento y mitigación de sus efectos sobre las áreas

DIRECCIÓN PLANEACIÓN DE LA OPERACIÓN

Documento ISA UENCND 05-084 Medellín, Agosto 02 de 2005 ACUERDO 330Contenido 1OBJETIVO........................................................................................................................................................1 2MARCO REGULATORIO............................................................................................................................. 1 3ESQUEMA PROPUESTO...............................................................................................................................2 3.1ANTECEDENTES................................................................................................................................................2 3.2CONSIDERACIONES BÁSICAS Y SUPUESTOS........................................................................................................... 4 3.3SITUACIÓN ACTUAL...........................................................................................................................................7 3.3.1Area Caribe..........................................................................................................................................7 3.3.2Area Caribe 2.......................................................................................................................................7 3.4ESQUEMA PROPUESTO.......................................................................................................................................8 3.4.1Esquema General................................................................................................................................. 8 3.4.2Diseño del esquema para detección de aislamiento............................................................................ 9 3.4.3Deslastre de la carga de Córdoba - Sucre.........................................................................................13 3.4.4Deslastre de la carga rural de Atlántico............................................................................................14 3.4.5Deslastre de la carga de Guajira–Cesar-Magdalena (GCM)........................................................... 14 3.5RESULTADOS AREA CARIBE.............................................................................................................................15 3.6RESULTADOS AREA CARIBE 2..........................................................................................................................28 3.7BENEFICIOS DEL ESQUEMA ESBF....................................................................................................................36 3.7.1Área Caribe........................................................................................................................................37 3.7.2Área Caribe 2.....................................................................................................................................39 3.8CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................................................................................... 44 ACUERDO 330ACUERDO 330Esquema Suplementario de Baja Frecuencia

3.7.2Área Caribe 2.....................................................................................................................................39 3.8CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................................................................................... 44 ACUERDO 330ACUERDO 330Esquema Suplementario de Baja Frecuencia (ESBF) para las Áreas Caribe y Caribe 2 1 OBJETIVO Presentar los análisis eléctricos que soportan la propuesta de implementación del esquema suplementario por baja frecuencia y df/dt para las áreas Caribe y Caribe 2, que permita la detección efectiva de aislamiento y que una vez ocurra, prevenga el colapso total de las Áreas Caribe o Caribe 2. Este esquema es necesario para aumentar la transferencia hacia el área ante condiciones de emergencia o déficit de generación en el área y con la indisponibilidad de un circuito San Carlos – Cerromatoso o un circuito Sabanalarga-Chinú Particularmente, se pretende que con la actuación del Esquema Suplementario de Baja Frecuencia (ESBF) a diseñar, se mantenga el balance Carga – Generación, evitando el disparo por baja frecuencia de la generación del área. En este sentido, el objetivo principal del Esquema es reducir de manera apreciable los tiempos de restablecimiento de la carga en las Áreas luego de un evento de aislamiento con altas transferencias previas. El esquema a diseñar debe optimizar al máximo el requerimiento de recursos de protección y telecomunicaciones, haciendo uso, en lo posible, de los elementos disponibles en la actualidad.

2 MARCO REGULATORIO Desde el punto de vista de planeamiento eléctrico, para el análisis de generaciones de seguridad, límites de intercambio y estudios de estabilidad dinámica del sistema, se utilizan los criterios establecidos en las resoluciones vigentes. A continuación se resumen los criterios establecidos en las Resoluciones CREG 025/1995 y 083/1999. CREG 025/95 • En estado estacionario las tensiones en las barras de 115 kV, 110 kV y 220 kV, 230 kV no deben ser inferiores al 90% ni superiores al 110% del valor nominal. Para la red de 500 kV el voltaje máximo es 105% del valor nominal. • La máxima transferencia por las líneas se considera como el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, máxima capacidad de los transformadores de corriente, el límite de transmisión por regulación de tensión y el límite por estabilidad transitoria y dinámica. • La cargabilidad de los transformadores se mide por su capacidad de corriente nominal, para tener en cuenta las variaciones de voltaje de operación con respecto al nominal del equipo. • La operación del sistema dentro de los límites de carga determinados anteriormente, exceptuando la sobrecarga de transformadores, se consideran como operación normal. Fuera de ellos el sistema se considera que está en estado de alerta o de emergencia.Plantación de la Operación – Esquema Suplementario Caribe • En el análisis de estado estacionario se consideran sólo contingencias sencillas en las líneas de transmisión y en los bancos de transformación 230/115 kV ó 220/110 kV.

• En el análisis de estado estacionario se consideran sólo contingencias sencillas en las líneas de transmisión y en los bancos de transformación 230/115 kV ó 220/110 kV. • Ante una falla trifásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de transmisión, en cercanía a la subestación con mayor nivel de cortocircuito, la cual es aclarada con tiempo de protección principal y asumiendo salida permanente del elemento en falla, el sistema debe conservar la estabilidad. • En las máquinas, los ángulos del rotor deben oscilar de forma coherente y amortiguada con respecto a una referencia. En el caso de resultar redes aisladas después de un evento, en cada red se escogerá una referencia, que generalmente es la planta de mayor capacidad. • Las corrientes e impedancias vistas por los relés vecinos, deben ser tales que no ocasionen la salida de elementos adicionales, lo cual originaría una serie de eventos en cascada. • En las barras principales del sistema de transmisión la tensión en estado transitorio no debe estar por debajo de 0.8 p.u durante más de 500 ms. • Al evaluar la estabilidad del sistema de transmisión ante pequeñas perturbaciones, se debe chequear que los valores propios tengan componente de amortiguación. Si no hay amortiguación se deben ajustar apropiadamente los sistemas de control de las unidades de los equipos del SIN y como último recurso, limitar las transferencias por el sistema de transmisión.

CREG 061/96 • En donde el esquema de desconexión nacional sea insuficiente, por ejemplo en áreas radiales o que a pesar de ser enmalladas se prevé su aislamiento del SIN, las empresas que estén localizadas en estas áreas deberán instalar esquemas

• En donde el esquema de desconexión nacional sea insuficiente, por ejemplo en áreas radiales o que a pesar de ser enmalladas se prevé su aislamiento del SIN, las empresas que estén localizadas en estas áreas deberán instalar esquemas suplementarios que permitan conservar parte de su carga y generación en condiciones de aislamiento. Estos esquemas suplementarios serán analizados entre el CND, los CRDs y las empresas involucradas y aprobados por el CNO.

CREG 083/99 • El CND operará el SIN respetando los límites, tanto en estado normal como de sobrecarga, declarados por los agentes para sus equipos, límites que deberán ser sustentados técnicamente tanto en el momento en que se efectúe la declaración inicial, como en el momento en que se solicite la modificación de estos límites. 3 ESQUEMA PROPUESTO 3.1 Antecedentes La línea de Interconexión a 500 kV entre el Área Caribe y el Centro del País ha sido blanco de numerosos atentados contra su infraestructura. Esto ha conducido a que se presenten diferentes condiciones de operación en la línea, relacionadas directamente con los circuitos indisponibles. Así mismo, hace probable la ocurrencia de eventos de aislamiento, aún con todos los circuitos disponibles, si se realizan atentados coordinados y simultáneos sobre alguno de sus tramos.

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2La situación más común durante los últimos dos años ha sido la indisponibilidad de un

circuito San Carlos – Cerromatoso 500 kV o Sabanalarga - Chinú. Por lo tanto, la planeación y la operación han tenido en cuenta condiciones de riesgo de aislamiento para asegurar la confiabilidad de la atención de la demanda del Área Caribe y Caribe 2. La seguridad de las Áreas están soportadas por la correcta actuación del Esquema de Deslastre Automático de Carga por baja frecuencia (EDAC), el ajuste apropiado de los relés de protección de las unidades de generación y por el cálculo adecuado de los límites de importación de las Áreas. El cálculo actual de los límites de importación considera un factor de seguridad adicional consistente en que la frecuencia mínima permitida en la simulación es superior en 0.5 Hz a lo establecido en el Código de Operación y el tiempo máximo por debajo de 58.5 Hz es inferior en 5 segundos. Con lo anterior, se busca que los límites calculados sean robustos frente a variaciones en la demanda, en los porcentajes de desconexión del EDAC o en la respuesta dinámica de las máquinas, con respecto a lo simulado. Bajo condiciones de operación con un circuito San Carlos-Cerromatoso o Sabanalarga – Chinú 500 kV, en donde el límite de importación se ve reducido sustancialmente, se ha presentado en varias oportunidades problemas déficit de potencia en las áreas Caribe y Caribe 2 por insuficiencia o baja presión de gas, lo cual ha conllevado a la falta de atención de parte de la demanda por restricciones eléctricas. Otro aspecto importante es la diferencia entre el límite de importación del área con dos

circuitos San Carlos – Cerromatoso 500 kV en servicio y el límite con un solo circuito. Actualmente para demanda máxima con dos circuitos el límite de importación es de 960 MW, mientras que con un circuito es 450 MW. Ante el evento de estar operando con dos circuitos y se presente la salida de uno de estos, las características técnicas de las unidades de generación del área (en su mayoría térmicas), hacen que pasar de la transferencia inicial hasta alcanzar la máxima transferencia eléctricamente permitida con un circuito sea un proceso que implica un lapso de tiempo que en algunas ocasiones ha sido del orden de horas, lo cual implica alto riesgo en la seguridad y confiabilidad en la atención de la demanda del área Caribe durante el mismo. Finalmente, debido a los trabajos proyectados para la ampliación de los campos gasiferos de Chuchupa, se espera una reducción de la disponibilidad de Gas en Guajira, por lo cual habrán disponibles hasta 240 MPCD por períodos entre 3 y 5 días en los meses de octubre/05 a enero/06. El sector Eléctrico dispondría sólo de 66 MPCD, los cuales servirían para generar 337 MW aproximadamente en las plantas más eficientes del área. A pesar de poder contar con una generación aproximada de 100 MW con combustibles sustituto “Fuel Oil” en las unidades de Termobarranquilla 3 y 4, la condición esperada puede llevar a una situación crítica para la atención de la demanda por déficit de potencia en el área si se tiene para estas fechas disponible sólo un circuito San Carlos-Cerromatoso o Sabanalarga-Chinú, situación similar a la descrita en

los párrafos anteriores. Ver Figura 1Plantación de la Operación – Esquema Suplementario Caribe Campos de Guajira •Durante los trabajos, la producción en Guajira pasa de 530 MPCD a cerca de 240 MPCD durante algunos días entre octubre 2005 y febrero de 2006. Se estima un total entre 13 y 20 días de restricción repartidos en períodos de 2 a 5 días de duración.

Fuente del Mapa: ECOPETROL Oct/2005 - Feb/2006 (11 reducciones de producción cada una con una duración entre 2 y 3 días)

Jul 2005 Ago 2005 Sep 2005 Oct 2005 Nov 2005 Dic 2005 Ene 2006 Feb 2006 Campos de Cusiana Figura 1. Condición de producción Gas esperada para Guajira De estos análisis se concluyó que es necesario plantear un esquema suplementario con el objetivo de habilitar mayores importaciones de manera confiable en condiciones de emergencia para el área Caribe y Caribe 2, ante la indisponibilidad de un circuito San Carlos–Cerromatoso o Sabanalarga-Chinú a 500 kV y el disparo del circuito que queda en servicio. El Centro Nacional de Despacho ha recomendado anteriormente la implementación de un esquema de similares características en el documento ISA UENCND 111-03. Tal documento presenta la filosofía básica para el diseño de esquemas suplementarios de baja frecuencia sobre la cual se basa este documento. Este documento presenta una descripción detallada del esquema. Adicionalmente se presenta el ajuste y los valores esperados de los nuevos límites de importación del área Caribe y Caribe 2 con la implementación del esquema. 3.2 Consideraciones Básicas y Supuestos • Demanda: Se presentan los resultados para los períodos típicos de demanda

presenta el ajuste y los valores esperados de los nuevos límites de importación del área Caribe y Caribe 2 con la implementación del esquema. 3.2 Consideraciones Básicas y Supuestos • Demanda: Se presentan los resultados para los períodos típicos de demanda máxima, media y mínima: 20, 14 y 03 respectivamente. • Se considera la última actualización del Esquema de desconexión de carga por baja frecuencia (EDAC) del área Caribe, el cual se resume en la Tabla 1. La concepción básica es que el esquema nacional EDAC es lento para enfrentar un aislamiento de la Costa Atlántica, por lo tanto el esquema suplementario(ESBF) debe complementar al esquema nacional en las ultimas dos etapas para bajas transferencias, y las ultimas cuatro para altas transferencias. ACUERDO 330 4• Para altas transferencias, el criterio a aplicar es que el ESBF permita mantener la frecuencia entre 58.0 y 58.4 mediante disparos rápidos hasta que se den las condiciones de actuación de las dos últimas etapas del EDAC Nacional. • Se considera disponible el Compensador Estático SVC de Chinú. • Se consideran los ajustes actuales del esquema de sobretensión del área GCM, el cual se resume en la Tabla 2. • Se considera la operación en modo automático del VQ de Cuestecitas, el cual da orden sobre los interruptores asociados al reactor de 20 MVAR y el condensador de

40 MVAr una vez la tensión salga de la franja de ajuste de operación durante 10 segundos. Para el caso es importante tener en cuenta la conexión del reactor (en caso de estar fuera de línea) a los 10 segundos una vez la tensión ha salido de la franja superior de operación.Plantación de la Operación – Esquema Suplementario Caribe Tabla 1. Esquema actual de desconexión de carga por baja frecuencia EDAC Etapa Umbral de frecuencia [Hz] Desconexión de Carga [%] Retardo Intencional [ms] 1 59.4 5 200 2 59.2 5 200 3 59 5 400 4 58.8 5 400 5 58.6 5 600 6 58.6 5 1000 7 58.4 5 2000 8 58.4 5 4000 Total Desconexión [%] 40 Tabla 2. Esquema actual de sobretensión en el área GCM ETAPA APERTURA DE AJUSTE DE TENSIÓN RETARDO 1 Condensador 1 de 40 MVAR de Fundación 242 kV 300 ms 2 Condensador de 40 MVAR de Cuestecitas 242 kV 500 ms 3 Condensadores 2 y 3 de 20 MVAR de Fundación 242 kV 500 ms 4 Un circuito Guajira – Cuestecitas 245 kV 10 s ACUERDO 330 63.3 Situación actual 3.3.1 Area Caribe G Córdoba-Sucre GCM G Tebsa Flores

B/quillas Bolívar Atlántico SVC df/dt Cerromatoso

IMP MW

-2.2 Hz/s Urrá

CMT CHN

SAB VIR SCA G Candelaria Cartagena Proelectrica G Guajira Figura 2. Condición actual esquemas suplementarios en el área Caribe El esquema de operación actual para cuando sólo se dispone de un circuito San Carlos – Cerromatoso se muestra en la Figura 2. En la actualidad se tienen definidos límites de importación para el área Caribe por períodos (documento ISA UENCND 049-05), tal como se ilustra en la Tabla 3 Tabla 3. Límites Normales de Operación (MW) P1 - P8 P9 - P14 P15 - P18 P19 - P21 P22 P23 P24

LIM MAX ORDINARIO 300 320 350 450 450 350 320

LIM MAX FESTIVO 250 250 250 400 350 350 250

Estos límites fueron encontrados basados en la actuación sólo del esquema EDAC y la actuación de los relés de sobretensión del área GCM. 3.3.2 Area Caribe 2 El esquema de operación actual para cuando sólo se dispone de un circuito Sabanalarga – Chinú se muestra en la Figura 3 En la actualidad se tienen definidos límites de importación para el área Caribe 2 como el 20% de la demanda compuesta por GCM, Bolívar y AtlánticoPlantación de la Operación – Esquema Suplementario Caribe

G Córdoba-Sucre GCM Urrá G Bolívar Atlántico SVC df/dt Cerromatoso 960 MW VIR SCA

CMT CHN

SAB 240 MW 230 MW 20% Demanda Figura 3. Condición actual esquemas suplementarios en el área Caribe 2 3.4 Esquema Propuesto 3.4.1 Esquema General El objetivo de plantear este esquema es el aumento del límite de importación del área Caribe y Caribe 2 para condiciones de emergencia y ante indisponibilidad de un circuito San Carlos–Cerromatoso o Sabanalarga – Chinú 500 kV. Como se observa en la Figura 4, se propone la implementación de dos relés df/dt, uno en la subestación Chinú 500 kV y el otro en Sabanalarga 220 kV. Cada uno de los relés consta de dos etapas de disparo, las cuales serán utilizadas para implementar el esquema general. Para el caso de Chinú se plantea realizar las desconexión de la totalidad de la carga del área Córdoba – Sucre en dos etapas mediante el disparo de circuitos a 110 kV que llegan a la subestación Chinú 110 kV. Para el caso de Sabanalarga, se plantea utilizar la primera etapa del relé para desconectar la carga del área GCM mediante el disparo de los tres circuitos Sabanalarga – Fundación 220 kV. La segunda etapa del relé de esta subestación se utilizará para desconectar la carga rural de Atlántico mediante el disparo del transformador 220/110 kV de la subestación Sabanalarga y la carga asociada también a esta última subestación.

utilizará para desconectar la carga rural de Atlántico mediante el disparo del transformador 220/110 kV de la subestación Sabanalarga y la carga asociada también a esta última subestación. Con la implementación de cada una de las etapas se pretende aumentar el límite por pasos, hasta llegar a un valor que se espera reduzca al máximo los posibles racionamientos por condiciones de emergencia o déficit de generación en el área, así como la probabilidad de colapsos por aislamiento del área.

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8CUESTECITA

VALLEDUPAR

SANTA MARTA

SABANALARGA

TEBSA CHINÚ

TERMOGUAJIRA

COPEY

FUNDACIÓN

CUATRICENTENARIO

URABÁ URRÁ

SAN CARLOS

CARTAGENA

CANDELARIA

TERMOFLORES

TERNERA

NUEVA

BARRANQUILLA

CERROMATOSO

SVC G Se tiene Control VQ + Coordinación 59 Se tiene Coordinación 59 Relé Aislam df/dt Relé Aislam df/dt Relé Aislam Detección Se Propone Coordinación 59L Se Propone Coordinación 59L Figura 4. Esquema General Propuesto 3.4.2 Diseño del esquema para detección de aislamiento El componente básico y primordial para el diseño de un Esquema Suplementario de Baja Frecuencia efectivo para el Área Caribe, es la estrategia de detección de aislamiento. En este caso, se requiere que la estrategia sea lo suficientemente robusta para obtener una adecuada selectividad para diferenciar entre un aislamiento y un evento de

aislamiento. En este caso, se requiere que la estrategia sea lo suficientemente robusta para obtener una adecuada selectividad para diferenciar entre un aislamiento y un evento de pérdida de generación. Así mismo, debe permitir la actuación del esquema suplementario incluso en casos en que se presenten fallas en parte del sistema de detección de aislamiento. Existen diferentes métodos para detectar una condición de aislamiento de un área. A continuación se hace un recuento de los métodos analizados y las características propias de cada uno: • Supervisión de la posición de los interruptores de las líneas de interconexión. Puede ser local o telemedida. Es útil cuando se conoce exactamente cual es el punto en donde ocurrirá el aislamiento. Sin embargo, este método presenta baja confiabilidad, por cuanto su activación depende de relés de fin de carrera asociados al interruptor y en que requiere sistemas de telecomunicación para enviar disparos transferidos. • Activación por pendiente de frecuencia (df/dt). Es el método más utilizado para enfrentar desbalances súbitos Generación – Demanda. Su utilidad radica en que ofrece una rápida solución al desbalance desconectando bloques de carga cuando detecta grandes pendientes de caída de la frecuencia. Sin embargo, el nivel de selectividad de este método depende de que existan diferencias detectables en la variable df/dt entre un aislamiento y pérdidas probables de generación.Plantación de la Operación – Esquema Suplementario Caribe • Separación Angular. Este método está basado en una tecnología denominada “Mediciones Fasoriales Sincronizadas”, mediante el cual se pueden obtener valores instantáneos de los Fasores de Voltaje y Corriente en diferentes puntos de la Red.

• Separación Angular. Este método está basado en una tecnología denominada “Mediciones Fasoriales Sincronizadas”, mediante el cual se pueden obtener valores instantáneos de los Fasores de Voltaje y Corriente en diferentes puntos de la Red.

Para su implementación se requiere un equipo especializado para la medición de Fasores, consistente en un receptor GPS y un procesador de la señal de Voltaje o Corriente. Adicionalmente requiere de canales de comunicación altamente confiables para cada elemento con los cuales transmitir los valores obtenidos por medición. El uso de este método para la aplicación de detección de aislamiento, consiste en comparar los ángulos medidos en dos puntos y si la diferencia es mayor que un valor predeterminado, ordenar el disparo de las cargas seleccionadas. • Diferencia de Frecuencias. Este método consiste en la detección de diferencias en la frecuencia en dos puntos diferentes de la Red. Su implementación requiere relés de frecuencia y comunicaciones. Generalmente, las comunicaciones son utilizadas para transmitir los valores medidos en cada punto. En este estudio se propone una variación al esquema tradicional, mediante el envío de una señal de bloqueo por frecuencia en lugar de transmitir un valor por el canal de comunicaciones. Este es el método más recomendable para la aplicación en estudio debido a su relación costo/beneficio. El esquema seleccionado debe ser lo suficientemente robusto para que detecte aislamiento en cualquiera de los tres tramos que conforman la línea a 500 kV entre las subestaciones de San Carlos y Sabanalarga.

Una vez realizados los análisis de los esquemas descritos, se seleccionó el método de diferencia de frecuencias. El módulo básico está compuesto por dos relés de baja frecuencia instalados en cada una de las islas que se forman luego del evento y por un elemento de lógica implementado en el sitio donde se quiere disparar la carga. La Figura 5 muestra el esquema del módulo propuesto. RXTX 81L 81L

DISPARO

CARGA LOCAL 59.8 @ 0.1 s 58.6 @ 0.4 s

& TRANSFERENCIA fe fe

0 1 Figura 5. Esquema de Detección de Aislamiento El principio de funcionamiento del esquema de detección de aislamiento se basa en que luego del aislamiento de las dos áreas, sus comportamientos de frecuencia dependen de la dirección del flujo de potencia previo al evento. Así, el área que está exportando presentará un balance generación/demanda mayor que 1, por lo tanto tendrá tendencia al aumento de la frecuencia . Por otra parte, el área importadora presentará un balance generación/demanda menor que 1 con la consiguiente caída de la frecuencia. Por el contrario, cuando ocurre un evento de frecuencia de ámbito global a las dos áreas, su comportamiento es casi idéntico.

ACUERDO 330

10Un esquema de detección de aislamiento basado en este principio deberá monitorear las frecuencias de ambas islas y enviar una señal desde el área exportadora al área

importadora indicando su condición de frecuencia. Con ambas medidas disponibles, la lógica decidirá si se cumplen las condiciones para el disparo de la carga por aislamiento y actuará en consecuencia. En el ESBF propuesto aquí, se pretende que la desconexión de carga necesaria para enfrentar un aislamiento con altas transferencias previas sea rápida y altamente confiable. Por lo tanto, se utilizará un esquema de bloqueo que impida el disparo de los relés de frecuencia y gradiente (df/dt) asociados al esquema cuando el evento sea global y que les permita actuar libremente frente a un aislamiento. Con lo anterior se logra independencia del canal en los momentos críticos de un aislamiento, reduciendo la probabilidad de actuación indeseada del esquema. La señal de bloqueo es producida por el relé instalado en el área exportadora, con un ajuste igual al valor mínimo de la banda de operación nominal de frecuencia, en este caso 59.8 Hz. Así, inhibirá el disparo de la carga en el área importadora al enviar una señal a través del canal cuando la frecuencia en el área exportadora sea inferior al ajuste, y por lo tanto, indicando un evento global. Los relés de frecuencia y/o gradiente del área importadora se ajustan de manera coordinada con el fin de lograr el objetivo planteado de disparar únicamente la carga necesaria para volver a encontrar el balance generación/demanda. La secuencia de la Figura 6 resume los cuatro diferentes estados que puede tomar el esquema dependiendo del evento y del estado del canal de comunicaciones.

Como puede observarse, el único estado indeseable es el EVENTO GLOBAL – FALLA CANAL, en el cual se envía señal de bloqueo, pero no es detectada por la lógica debido a la indisponibilidad del canal. No obstante, la probabilidad de combinada de un evento global lejano a la zona de influencia y de la falla del canal es muy baja. Y aún así, en caso de actuación, su efecto será benéfico, aunque indeseado, al contribuir para alcanzar nuevamente el balance generación/demanda.Plantación de la Operación – Esquema Suplementario Caribe RXTX 81L 81L

DISPARO

CARGA LOCAL 59.8 @ 0.1 s 58.6 @ 0.4 s

& TRANSFERENCIA fe fe

0 0 1 1

AISLAMIENTO

RXTX 81L 81L

DISPARO

CARGA LOCAL 59.8 @ 0.1 s 58.6 @ 0.4 s

& TRANSFERENCIA fe

0 1 1 fe 1

EVENTO GLOBAL

RXTX 81L 81L

DISPARO

CARGA LOCAL 59.8 @ 0.1 s 58.6 @ 0.4 s

& TRANSFERENCIA fe fe

0 0 1 1

AISLAMIENTO – FALLA CANAL

RXTX 81L 81L

DISPARO

CARGA LOCAL 59.8 @ 0.1 s 58.6 @ 0.4 s

& TRANSFERENCIA fe 1 fe

1 0 1 EVENTO GLOBAL – FALLA CANAL Figura 6. Posibles estados de la detección de Aislamiento

El esquema detallado de detección de aislamiento para el área Caribe se ilustra en la Figura 7. TXTX &TX 81L 81L

81L2 ETAPAS

DISP CARGA LOCAL 59.8 @ 0.1 s 58.6 @ 0.4 s58.6 @ 0.4 s

& SAN CARLOS 220 500 CERROMATOSO 500 CHINÚ 500 SABANALARGA 500

2 ETAPAS

DISP CARGA

LOCAL SAN CARLOS CHINÚ SABANALARGA Figura 7. Posibles estados de la detección de Aislamiento La instalación del relé de frecuencia en San Carlos 220 kV responde a que se quieren detectar también los casos de aislamiento por disparo en la transformación 500/220 ACUERDO 330 12kV. Así mismo, se requieren dos canales de comunicación de un bit cada uno para transmitir la señal de bloqueo entre las tres subestaciones. Aunque como todo esquema de protección este esta susceptible de una mala operación, la optimización de los recursos de protección y telecomunicaciones, además de controlar los costos de implementación y AOM del esquema, aumenta su confiabilidad debido a que reduce el número de elementos que pueden fallar. 3.4.3 Deslastre de la carga de Córdoba - Sucre En esta etapa se plantea la implementación del relé de pendiente de frecuencia (df/dt) en la subestación Chinú 500 kV. Como se explicó anteriormente el relé se utilizará para

desconectar la carga de Córdoba – Sucre, específicamente se enviará disparo a los circuitos 732 (Coveñas), 716 (Chinu Planta), 730 (San Marcos), 713 (Since), 714 (Monteria) y 731 (Boston), lo cual corresponde al 100% de la demanda del área. Los interruptores que se disparan ante la actuación de estas etapas se ilustran en la Figura 8. Los ajustes propuestos para este relé son: • Primera etapa -1.1 Hz/s, 400 ms (relé como gradiente de frecuencia) • Segunda etapa 58.2 Hz, 1 s (relé como umbral de frecuencia)Plantación de la Operación – Esquema Suplementario Caribe Figura 8. Interruptores abiertos por el relé df/dt en Chinú 3.4.4 Deslastre de la carga rural de Atlántico En esta etapa se plantea la implementación del relé de frecuencia en la subestación Sabanalarga 220 kV. Este etapa del relé se utilizará para enviar disparo a los interruptores 8110, 8130, 8510 y 8530, los cuales abren el transformador 220/110 kV y la carga asociada a la subestación Sabanalarga. Los interruptores que se disparan ante la actuación de esta etapa se ilustran en la Figura 9. L