E VALUACIÓN DE LAS CONTINGENCIAS MÚLTIPLES

Las contingencias múltiples que no encontraron convergencia son listadas en la siguiente tabla:

Tipo de Contingencia Identificador de

Época Demanda Contingencias Seca Máxima C511 Lluviosa Máxima C52, C53, C55, C56, C57, C58, C59, C62, C63, C64, C65, C75 Media C56, C57, C58, C59, C62, C63, C64, C65, C66, C75, C76 Mínima C57, C58, C62, C63, C64, _{C75, C76} Tabla No.2 - Contingencias múltiples sin convergencia.

Se procede a analizar cada una de ellas con el fin de verificar las consecuencias del evento y si el mismo podría ocasionar una interrupción parcial o total del suministro. Cabe destacar que en los escenarios de época seca para demanda media y mínima todas las contingencias múltiples modeladas encontraron solución.

Contingencia C51 (C53 - Época Lluviosa)

La contingencia C51 ó C53 que corresponde a la apertura de las líneas 230-1B y 230-2B (Panamá 2 - Pacora y Panamá 2 - 24 de Diciembre), ocasiona la desvinculación del SIN de la generación de las centrales Bayano, Pacora, Aggreko Cerro Azul y la demanda de ENSA en las subestaciones Geehan y 24 de Diciembre.

Dependiendo de la configuración del despacho de generación, la contingencia podría a llegar a ser una pérdida de 371 MW, siendo este un severo desbalance carga - generación que provocaría desviaciones de la frecuencia; y además del déficit de reactivo ya que estas unidades proporcionan soporte al centro de carga. En los casos analizados, la contingencia afecta los escenarios de demanda máxima, donde la potencia perdida corresponde a:

Época Demanda Potencia perdida (MW) Convergencia Seca Máxima 175 No Media 132 Sí Mínima 132 Sí Lluviosa Máxima 153 No Media 0 Sí Mínima 0 Sí

Tabla No.3 - Afectación de la contingencia C51.

Como se observa, para los escenarios de demanda media y mínima no se presentan problemas operativos a causa de esta contingencia, entonces esta contingencia depende del monto de generación que se esté presentando en el despacho y la cantidad de reserva reactiva. Además esta pérdida de generación al igual que lo que se observó en el Capítulo No.2 afecta la cargabilidad de la línea 230-9A.

Para el escenario de demanda media, época seca, el monto total de generación es de 132 MW al igual que en el escenario de demanda mínima, situación que pudiera indicar que para flujos mayores de cierto valor, la contingencia se torna más severa. Resolviendo ambos casos con el método de resolución de la respuesta primaria pero con los límites de reactivo de las unidades abierto (sin limitadores activos) se observa que varias unidades sobrepasan sus límites de entrega de reactivo, como lo son las unidades de la central Pan Am, de la central Miraflores la unidad G6, las unidades de la central El Fraile, las unidades de la central Panamá 2 de Soenergy, la unidad BLMG9 de la Central Carbonera de BLM, las unidades asociadas a las centrales eólicas conectadas en la subestación El Coco y las unidades de la central Barro Blanco, entonces se puede concluir que el evento causaría un bajo voltaje generalizado debido a que el déficit de reactivo es considerable. Resolviendo ambos casos con respuesta inercial, se tiene convergencia del modelo por lo tanto es posible tomar una medida correctiva previo al colapso del SIN por inestabilidad de voltaje. Los resultados se incluyen en el Anexo D.

Contingencia C52

La contingencia C52 que corresponde a la apertura de las líneas 230-1A y 230-2A (Bayano - Pacora y Bayano - 24 de Diciembre), ocasiona la desvinculación del SIN de la generación de las centrales Bayano y Aggreko Cerro Azul. En los casos analizados, la contingencia afecta el escenario de demanda máxima de época lluviosa, donde la potencia perdida corresponde a:

Época Demanda Potencia perdida (MW) Convergencia

Seca Máxima 123 Sí Media 80 Sí Mínima 80 Sí Lluviosa Máxima 100 No Media 0 Sí Mínima 0 Sí

Tabla No.4 - Afectación de la contingencia C52.

Resolviendo el caso con el método de resolución de la respuesta primaria pero con los límites de reactivo de las unidades abierto (sin limitadores activos) se observa que varias unidades generadoras sobrepasan sus límites de entrega de reactivo, como lo son las unidades de la central Pan Am, de la central Miraflores la unidad G6, las unidades de la central El Fraile, las unidades de la central Barro Blanco, las unidades de las centrales eólicas conectadas en la subestación El Coco que operan con un bajo factor de potencia y las unidades de las centrales Fortuna y Estí suben su potencia reactiva considerablemente con respecto al caso base, entonces se puede concluir que el evento causaría un bajo voltaje generalizado y un déficit de reactivo importante. Además esta pérdida de generación al igual que lo que se observó en el Capítulo No.2 afectaría la cargabilidad de la línea 230-9A. Resolviendo ambos casos con respuesta inercial, se tiene convergencia del modelo por lo tanto es posible tomar una medida correctiva previo al colapso del SIN por inestabilidad de voltaje. Los resultados se incluyen en el Anexo D.

Contingencia C55

La contingencia C55 corresponde a la apertura de las líneas 230-3A y 230-4A (Panamá - Chorrera), la misma no desvincula generación del SIN; sin embargo, ocasiona un movimiento de flujos ya que cambia la dirección del flujo de potencia desde subestación Chorrera hacia Llano Sánchez, hacia las subestaciones El Coco y Panamá 2 para regresar finalmente a la subestación Panamá. Esta condición causa bajos voltajes y sobrecargas y afecta los escenarios de demanda máxima y media de época lluviosa.

Resolviendo ambos casos con el método de resolución de la respuesta primaria pero con los límites de reactivo de las unidades abierto se observa que varias unidades sobrepasan sus límites de entrega de reactivo, como lo son las unidades de la central Pan Am, las unidades de la central El Fraile, la unidad BLMG9 de la central carbonera, las unidades de la central Pacora, las unidades de las centrales eólicas conectadas en la subestación El Coco y las unidades de la central Barro Blanco, entonces se puede concluir que el evento causaría un bajo voltaje generalizado y el déficit de reactivo es considerable. Resolviendo ambos casos con respuesta inercial, se tiene convergencia del modelo por lo tanto es posible tomar una medida correctiva previo al colapso del SIN por inestabilidad de voltaje, las subestaciones con mayor afectación del voltaje son Chorrera, Llano Sánchez, El Higo y El Coco (ver Anexo D).

Contingencia C56

La contingencia C56 corresponde a la apertura de las líneas 230-3B y 230-4B (El Higo - Chorrera), la misma no desvincula generación del SIN; sin embargo, ocasiona un movimiento de flujos que se transportarían desde la subestación Llano Sánchez y retornaría por las subestaciones El Coco, Panamá 2 y Panamá para regresar finalmente a la subestación Chorrera. Entonces ese cambio de impedancia del sistema podría causar severos bajos voltajes dependiendo el monto de potencia transportado. Esta contingencia afecta los escenarios de época lluviosa.

Resolviendo ambos casos con el método de resolución de la respuesta primaria pero con los límites de reactivo de las unidades abierto se observa que diversas unidades sobrepasan sus límites de entrega de reactivo, como lo son las unidades de la central Pan Am, las unidades de la central El Fraile, la unidad BLMG9 de la Central Carbonera, las unidades de la central Pacora, las unidades

de las centrales eólicas conectadas a la subestación El Coco y las unidades de la central Barro Blanco, entonces se puede concluir que el evento causaría un bajo voltaje generalizado y el déficit de reactivo es considerable. Resolviendo ambos casos con respuesta inercial, se tiene convergencia del modelo por lo tanto es posible tomar una medida correctiva previo al colapso del SIN por inestabilidad de voltaje, las subestaciones con mayor afectación del voltaje son Llano Sánchez y El Coco (ver Anexo D).

Contingencia C57

La contingencia C57 corresponde a la apertura de las líneas 230-3C y 230-4C (El Higo - Llano Sánchez), la misma no desvincula generación del SIN; sin embargo, ocasiona un movimiento de flujos que se transportarían desde la subestación Llano Sánchez y retornaría por las subestaciones El Coco, Panamá 2 y Panamá para regresar finalmente a la subestación Chorrera y El Higo. Entonces ese cambio de impedancia del sistema podría causar severos bajos voltajes dependiendo el monto de potencia transportado. Esta contingencia afecta los escenarios de demanda máxima, media y mínima de época lluviosa.

Resolviendo los tres casos con el método de resolución de la respuesta primaria pero con los límites de reactivo de las unidades abierto se observa que varias unidades sobrepasan sus límites de entrega de reactivo, como lo son las unidades de la central Pan Am, las unidades de la central El Fraile, de la central Miraflores la unidad G6, la unidad BLMG9 de la Central Carbonera, las unidades de la central Pacora, las unidades de centrales eólicas y las unidades de la central Barro Blanco, entonces se puede concluir que el evento causaría un bajo voltaje generalizado y el déficit de reactivo es considerable, las subestaciones con mayor afectación del voltaje son Llano Sánchez, El Coco y San Bartolo (ver Anexo D).

Contingencia C58

La contingencia C58 corresponde a la apertura de las líneas 230-5A y 230-6A (Veladero - Llano Sánchez y Llano Sánchez - Bella Vista), la misma no desvincula generación del SIN, pero causa un bajo voltaje generalizado ya que unidades cercanas eléctricamente como las unidades de la central Barro Blanco exceden su aporte de potencia reactiva. Esta condición ocurre en los escenarios de demanda máxima y media de época lluviosa.

Solucionando la contingencia por el método de respuesta inercial para los dos escenarios se encuentra convergencia. Las subestaciones con más bajo voltaje son Llano Sánchez, El Higo, San Bartolo (ver Anexo D).

Contingencia C59

La contingencia C59 corresponde a la apertura de las líneas 230-5A y 230-6B (Veladero - Llano Sánchez y Veladero - Bella Vista), la misma no desvincula generación del SIN, pero causa un bajo voltaje generalizado ya que unidades cercanas eléctricamente como las unidades de la central Barro Blanco exceden su aporte de potencia reactiva. La no convergencia de la contingencia ocurre en los escenarios de demanda máxima y media.

Solucionando la contingencia por el método de respuesta inercial para los dos escenarios se encuentra convergencia. Las subestaciones con los perfiles más bajos voltaje son San Bartolo y Llano Sánchez (ver Anexo D).

Contingencia C62

La contingencia C62 corresponde a la apertura de las líneas 230-12A y 230-13A (El Coco - Panamá 2), la misma no desvincula generación del SIN, el caso de demanda máxima se resuelve con respuesta primaria sin limitadores activos y se observa que la contingencia ocasiona severas sobrecargas en las líneas entre las subestaciones Llano Sánchez - El Higo - Chorrera - Panamá, ya que sólo se contaría con dos enlaces para transportar toda la energía de las centrales de occidente. Además se manifiestan bajos voltajes en los nodos de las subestaciones Panamá, Chorrera y El Higo y en la red de 115 kV de la capital. Las unidades generadoras de la central Bayano llegan al tope de entrega de potencia reactiva y las unidades de las centrales Pan Am, las unidades de la central El Fraile, las unidades de la central Pacora, las unidades de la central Barro Blanco y las centrales eólicas conectadas en la subestación El Coco sobrepasan igualmente sus límites de entrega de potencia reactiva.

Para el caso de demanda media, la condición de sobrecarga es severa, puesto que casi se viola el límite de emergencia de las líneas entre las subestaciones Llano Sánchez - El Higo - Chorrera, además de las condiciones de bajo voltaje que se presentan en los nodos del centro de carga. Al

igual que en el caso de demanda máxima las unidades de generación exceden sus límites de entrega de potencia reactiva, por lo que hay un importante déficit de reactivo.

En el caso de demanda mínima las sobrecargas son de menor magnitud, las unidades que se mantienen en línea en el centro de carga sobrepasan sus límites de potencia reactiva. Por respuesta inercial se encuentra solución para los tres casos. Los resultados se incluyen en el Anexo D.

Contingencia 63

La contingencia C63 corresponde a la apertura de las líneas 230-12B y 230-13B (El Coco - Llano Sánchez), la misma no desvincula generación del SIN, el caso de demanda máxima se resuelve con respuesta primaria sin limitadores activos y se observa que la contingencia ocasiona sobrecargas en las líneas entre las subestaciones Llano Sánchez - El Higo - Chorrera - Panamá, ya que sólo se contaría con dos enlaces para transportar toda la energía de las centrales de occidente. Además se manifiestan bajos voltajes en los nodos de las subestaciones Llano Sánchez, Chorrera y El Higo. Las unidades generadoras de la central Bayano y las unidades de las centrales Pan Am, El Fraile, Pacora, Barro Blanco y las unidades de las centrales eólicas conectadas en la subestación El Coco, llegan al tope de entrega de potencia reactiva sobrepasando sus límites.

Para el caso de demanda media, se mantiene la condición de sobrecarga en las líneas entre las subestaciones Llano Sánchez - El Higo - Chorrera. Al igual que en el caso de demanda máxima las unidades de generación exceden sus límites de entrega de potencia reactiva, por lo que hay un importante déficit de reactivo.

En el caso de demanda mínima las sobrecargas son de menor magnitud, las unidades que se mantienen en línea en el centro de carga sobrepasan sus límites de potencia reactiva. Por respuesta inercial se encuentra solución para los tres casos. Los resultados se incluyen en el Anexo D.

Contingencia 64

La contingencia C64 corresponde a la apertura de las líneas 230-14A y 230-15A (San Bartolo - Llano Sánchez), la misma no desvincula generación del SIN. Resolviendo la contingencia en los tres casos de época lluviosa con el método de respuesta primaria sin limitadores aplicados, para el caso de

demanda máxima se tiene un importante déficit de reactivo que se evidencia en la potencia reactiva entregada por las unidades de la central Barro Blanco, las cuales aportan 80 MVAr cada una y también se tienen unidades fuera de sus límites como las unidades de la central Pan Am y El Fraile.

Resolviendo por el método de respuesta inercial, en el escenario de demanda máxima no se obtuvo convergencia, es decir el sistema ante esta falla perdería estabilidad inmediatamente llevándolo a un colapso por déficit de reactivo, lo cual se comprobó a través del análisis de respuesta primaria donde las unidades más cercanas al punto de falla exceden sus límites de potencia. En los demás escenarios se obtiene convergencia por el método inercial y se presentan bajos voltajes en Llano Sánchez, El Higo y El Coco (anexo D).

Contingencia 65

La contingencia C65 corresponde a la apertura de las líneas 230-14B y 230-15B (San Bartolo - Veladero), la misma no desvincula generación del SIN. Resolviendo la contingencia en los casos de demanda máxima y media de época lluviosa con el método de respuesta primaria sin limitadores aplicados, para el caso de demanda máxima se presenta un importante déficit de reactivo que se evidencia en la potencia reactiva entregada por las unidades de la central Barro Blanco, las cuales aportan 75 MVAr cada una.

Resolviendo por el método de respuesta inercial se obtiene convergencia y los resultados indican que se presentan bajos voltajes en Llano Sánchez, El Higo y San Bartolo (ver Anexo D).

Contingencia 66

La contingencia C66 corresponde a la apertura de las líneas 230-16 y 230-17 (Guasquitas - Veladero), la misma no desvincula generación del SIN. Sólo el caso de demanda media se ve afectado por esta contingencia. Resolviendo la contingencia con el método de respuesta primaria sin limitadores aplicados, se tiene un déficit de reactivo que se evidencia en la potencia reactiva entregada por las unidades de la central Barro Blanco, las cuales aportan 35 MVAr cada una.

Resolviendo por el método de respuesta inercial se obtiene convergencia, los resultados se presentan en el Anexo D.

Contingencia 75

La contingencia C75 corresponde a la apertura de las líneas 115-5 y 115-35 (Miraflores - Cáceres y Miraflores - Santa María), la misma no desvincula generación del SIN, sin embargo ocasiona que el sistema de la ACP quede conectado al SIN solamente por el enlace de 44 kV de la zona atlántica, causando sobrecargas y bajos voltajes en la red interna de ACP. También se desvincula el aporte de inercia de las unidades de la central Miraflores al SIN. Esta contingencia afecta los escenarios de demanda máxima y mínima de época lluviosa.

Resolviendo por el método de respuesta inercial se obtiene convergencia por el método inercial, los resultados se presentan en el Anexo D.

Contingencia 76

La contingencia C76 corresponde a la apertura de las líneas 115-15 y 115-16 (Caldera - Mata de Nance), la misma desvincula generación de las centrales La Estrella, Los Valles, Los Algarrobos, Mendre, Mendre 2 y Cochea, con un total de aproximadamente 130 MW (escenarios de demanda media y mínima de época lluviosa). Además esta pérdida de generación al igual que lo que se observó en el Capítulo No.2 afecta la cargabilidad de la línea 230-9A.

Resolviendo por el método de respuesta inercial se obtiene convergencia para el caso de demanda media, los resultados se presentan en el Anexo D. No obstante, para el caso de demanda mínima no se obtiene una respuesta, la falla es severa ya que se pierde un número considerable de unidades que brindan inercia al sistema.

El ajuste correcto de los esquemas de protecciones del sistema de transmisión y la constante ejecución de los programas de mantenimiento a las líneas de transmisión reduce la probabilidad de ocurrencias de contingencias múltiples que como indican los resultados tendrían severas consecuencias para la continuidad del servicio eléctrico.