Ejemplo Reporte de Incidencias-Peru

COPIA NO CONTROLADA

SUEZ Energy Perú

P1120 – F008

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EnerSur

X

V01 / 08-08-2007

REPORTE DE INCIDENCIAS

Cálidda TIS Perú

Reporte Nº: EN/RI.07.16 Nº de Revisión: 0

1.

EVENTO: Falla en el pararrayo del transformador de potencia IT5 (fase S) en la C.T. ILO1

2. FECHA: Lunes, 06 de Agosto del 2007 3.

HORAS: 13:40 horas (Hora Referencial)

4. DESCRIPCIÓN DE LA PERTURBACIÓN: 5. A las 12:40 horas se produjo una falla a tierra en el pararrayos del transformador de potencia IT5 (fase S), de la unidad TG1 en la C.T. ILO1. Al no abrir el interruptor OCB550, la falla es despejada por actuación de las protecciones de respaldo del sistema y salen fuera de servicio las unidades de generación TV2 (con 23.70 MW) y TV3 (con 15.90 MW) y se abren los interruptores 1151 en S.E. Moquegua y 751 en S.E. Mill Site sacando de servicio las líneas Ilo1 – Moquegua e Ilo1 – Mill Site respectivamente, extinguiendo de esta manera la falla. Como consecuencia de la falla se registró 78.8 MW de pérdida de cargas en SPCC (Toquepala Concentradora: 16 MW, Cuajone Concentradora: 25 MW, Quebrada Honda: 2.5 MW, Fundición Ilo: 24.8 MW, Refinería Ilo: 9.7 MW y Campamentos Ilo: 0.8 MW).

6. CONDICIONES OPERATIVAS PREVIAS: 5.1 Generación N°

CENTRAL

POTENCIA ACTIVA (MW)

N° DE UNIDADES

01

ILO 1

38.9

2

02

ILO 2

134.0

1

03

YUNCAN

66.0

3

04

CHILCA

348.0

2

5.2 Flujo de potencia en las principales líneas y transformadores N°

CODIGO L.T. /TRAFO

A

POTENCIA ACTIVA (MW)

POTENCIA REACTIVA (MVAR)

De

01

L2027

Moquegua 220

ILO2

-59.23

0.20

02

L2028

Moquegua 220

ILO2

-58.75

-0.03

03

MT1 MT1

Moqu Mo quegu egua a 220 220

Moqu Mo quegu egua a 138 138

66.81 66. 81

16.72 16. 72

04

MT2 MT2

Moqu Mo quegu egua a 220 220

Moqu Mo quegu egua a 138 138

67.93 67. 93

16.63 16. 63

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SUBESTACIONES

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7. SECUENCIA CRONOLÓGICA DE EVENTOS: HORA

DESCRIPCIÓN EVENTO

13:40

Se registra falla a tierra en el pararrayos del transformador de potencia IT5 (fase S) y salida de las unidades TV3, TV2 y salida de servicio de 78.8 MW en SPCC (Toquepala Concentradora: 16 MW, Cuajone Concentradora: 25 MW, Quebrada Honda: 2.5 MW, Fundición Ilo: 24.8 MW, Refinería Ilo: 9.7 MW y Campamentos Ilo: 0.8 MW).

13:40:30

Se apertura manualmente el OCB-550 (Seccionando el área de la falla)

13:42

Se desenergiza la línea L-2027 (Ilo2 - Moquegua) para regular las sobretensiones en el sistema

13:46

Entra en servicio la unidad de emergencia Cat Kato en C.T. Ilo1

13:50 13:55 13:56 13:57 14:02 14:05

Se aperturan manualmente los interruptores OCB-650, OCB-651 y OCB-1054 para iniciar el proceso de recuperación del Sistema Se cierra el interruptor 1151 de la línea Ilo1 – Moquegua, y se energiza la línea Ilo1 –  Moquegua Se sincroniza la subestación Ilo1 con el cierre del interruptor OCB-650. Se Comunica a SPCC Fundición iniciar normalización de suministro afectado SPCC Toquepala, Cuajone y Fundición Ilo inician normalización de carga en coordinación con C.T. Ilo1. Se normaliza suministro a Campamentos Ilo. Se energiza la línea L-2027 (Ilo2 Moquegua) a solicitud del COES, para regular tensión. Se cierra los interruptores 751 de S.E. Mill Site y 651 en S.E. Ilo1 (en servicio la línea L1385)

14:07

Se cierra el interruptor 1054 (en servicio la línea Ilo1 - Refinería)

14:08

Se comunica a SPCC Refinería normalizar el suministro afectado

14:30

Refinería inicia normalización de carga.

8. ACTUACIONES DE LAS PROTECCIONES INSTALACION

EQUIPO/ CIRCUITO

CODIGO

SEÑALIZACIÓN

INT

A/C

C.T. Ilo1

TG1

87T

Protección diferencial

550

-

C.T. Ilo1

TV2

51

Sobrecorriente

262

A

C.T. Ilo1

TV3

51N

Sobrecorriente a tierra

350

A

S.E. Moquegua

L-1383

21

Protección de distancia Zona 2

1151

A

S.E. Mill Site

L-1385

67G

Sobrecorriente direccional

751

A

A/C: Abierto / Cerrado

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9. PARAMETROS ELECTRICOS DEL SEIN PRE Y POST FALLA. PARAMETRO

ANTES

DESPUES

Generación (MW)

3353

3188

Frecuencia (Hz)

60.0

60.0

10. ANÁLISIS DE LA FALLA: -

Al inspeccionar los pararrayos del transformador IT5 se observó falla interna del pararrayos de la fase S.

-

La falla es detectada por la protección diferencial del transformador IT5 (actúan relés 87T1 y 87T2) y envían la señal de disparo al relé maestro (86T), el mismo que se encontraba indisponible por mantenimiento del sistema de control de la unidad TG1. Por tal razón este relé no envió señal de disparo al interruptor 550 (interruptor del transformador de potencia IT5).

-

De acuerdo a las oscilografías del Anexo 1, se observa una falla a tierra en la fase S, que permaneció en el sistema por aprox. 620 ms, durante este tiempo la tensión en la barra de la subestación ILO1, descendió hasta 7 kV, las unidades TV3 y TV2 salieron de servicio por acción de sus protecciones de respaldo (51V para la TV2 y 51N para la TV3) en 130 ms y 250 ms respectivamente. En la subestación Moquegua la protección de distancia (21) de la línea Ilo1 – Moquegua, detecta la falla en zona 2 y envía orden de apertura del interruptor 1151 en 305 ms (que corresponde a tiempo de zona 2). La falla finalmente es despejada con la apertura del interruptor 751 (actúa la protección de respaldo 67G de la línea Ilo1 – Mill Site) en subestación Mill Site en 620 ms.

-

La salida de servicio de las carga en Toquepala y Cuajone es una consecuencia directa de la caída de tensión producto de la falla (Moquegua registró una caída de 38% con respecto a la tensión pre falla).

11. SUMINISTROS INTERRUMPIDOS: 10.1 Sistema EnerSur – SPCC: CARGA CARGAS AFECTADAS PERDIDA (MW) Toq. Mina Toq. Concentradora Toq. Lixiviación Toq. Campamento S.E. Push Back Toq. Staff S.E. Quebrada Honda Cuaj. Mina Cuaj. Concentradora Cuaj. Campamento Fundición Refinería Ilo Campamento

Total SPCC

Duración hasta Duración hasta AVISO DE INICIO DE REPOSICION REPOSICION (MND en (minutos) minutos)

HORA DE SALIDA (hh:mm)

AVISO DE REPOSICIÓN (hh:mm)

INICIO RECUPERACION (hh:mm)

16.00

13:40

13:57

13:57

17

17

PL

2.50

13:40

14:05

14:05

25

25

(*)

25.00

13:40

13:57

13:57

17

17

PL

24.8 9.7 0.80

13:40 13:40 13:40

13:56 14:08 14:02

13:57 14:30 14:02

16 28 22

17 50 22

(*) (*) (*)

ACCIONADO POR

78.80 PL: Protección local; (*): Debido a la pérdida de tensión

10.2 En el Sistema Eléctrico Interconectado (SEIN):

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CARGA

SISTEMA SISTEMA CENTRO NORTE (MW)

0.00

SISTEMA SUR (MW)

164.80 TOTAL (MW)

164.80

ANEXO 1: Oscilografías ANEXO 2: Diagrama unifilar del área afectada Revisión y aprobación del Procedimiento, Instructivo o Formato. Autor Revisión Revisión Ernesto Holguino Marco Contreras N.A. Jefe de Mantenimiento de Jefe de Central N.A. Líneas de Transmisión ILO1

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Revisión N.A. N.A.

Aprobación Víctor Tejada Gerente de Operaciones

Aprobación N.A. N.A.

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ANEXO 1 OSCILOGRAFIAS

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ANEXO 2 DIAGRAMA UNIFILAR DEL AREA AFECTADA

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