La Empresa Provincial de la Energía informa que se han registrado durante el mes de enero, 17 colapsos de tensión en el subsistema NEA del Sistema Argentino de Inter-conexión, que ocasionaron restricciones sobre instalaciones de esta distribuidora eléctrica y como consecuencia de esto, interrupciones intempestivas del servicio.
La EPE aclara que esta situación es ajena a la empresa, su origen se localiza en el sistema de extra alta tensión (500 kV) y se dieron en días y horarios pico de demanda, generalmente en la franja de 13 a 17.
A partir del 11 de enero, se registraron una serie de eventos en la red eléctrica, los cuales se encuentran dentro de los fenómenos conocidos como colapsos de tensión. Esto es, disminuciones de las tensiones producto de fallas, errores operativos o indisponibilidad de generación distribuida, con un consecuente aumento de la corriente y finalmente la pérdida de la demanda por actuación de protecciones propias de la carga (pueden salir por mínima tensión o máxima corriente). Luego de esto, generalmente se sucede un aumento brusco de la tensión en todas las barras hasta tanto se implementan las medidas operativas necesarias para reducirlas dentro del entorno normal de operación. El colapso de tensión se caracteriza por una disminución inicial lenta en la magnitud de voltaje y una caída brusca final. Este proceso se extiende en períodos de segundos hasta los 30 minutos.
De acuerdo a la resolución 334/02 de la Secretaría de Energía de la Nación, el esquema de seguridad para control de frecuencia y tensión del Sistema Argentino de Interconexión, establece el conjunto de automatismos que actuando sobre las cargas de los Distribuido-res, Grandes Usuarios, Autogeneradores y Agentes Demandantes en general o sobre los elementos de compensación de potencia reactiva del sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión, ante una perturbación de gran magnitud asociada a eventos atípicos de baja probabilidad de ocurrencia, toma acciones para restablecer el control del sistema eléctrico y mantener la estabilidad, con el fin de minimizar la necesidad de actuación de los esquemas de formación de islas eléctricas y disminuir el riesgo de colapso parcial o total en el SADI.
En el sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión, lo integran elementos, programas, automatismos, relés o circuitos para producir la operación automática de los reactores operables que se usan para compensar el reactivo de la red en Alta Tensión cuando la frecuencia descienda y/o la tensión supere un desvío preestablecido con el objeto de coordinar la actuación de estos elementos con las protecciones de los equipos y otros automatismos existentes en la red de transporte.
Analizando los detalles de los colapsos de tensión informados por CAMMESA, se puede apreciar que, si bien la principal pérdida de carga se concentra en el NEA, tiene consecuencias en el subsistema Litoral al cual pertenece esta EPE.
A modo de ejemplo el día 12/01/2022 se produce un colapso a las 13:45 hs que la desconecta 900MW en el NEA, 380MW en el Litoral, de los cuales 300MW corresponden a la EPE y a las 14:42 hs de mismo día, se desconectan otros 880MW en el NEA, 220MW en el Litoral, de los cuales 90MW corresponden a la EPE.
Por lo expuesto, es evidente que estas perturbaciones no se originan en las instalaciones de esta EPE, pero sí se reflejan sus consecuencias.
Detalles de los colapsos de tensión informados por CAMMESA:
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Día |
Hora |
Detalles |
Potencia de corte SADI |
Potencia de corte en EPE |
| 11.1 | 14.06 | Desconexión del Trafo N°2 de ET VOC lado 33 kV (29,5 MW), Trafo N°1 ET CHP lado 13,2 kV (22,2 MW) y Trafo N°1 lado 13,2 kV de ET SJA (8,2 MW); todos por Imáx. A las 14:12 hs ya se habían re-uesto todos los cortes. |
180 MW |
59,9 MW |
| 11.1 | 15.10 | No se producen cortes por desenganches de salidas de AT o MT. Sólo en el nodo Romang se aprecia una pérdida de demanda. |
16 MW |
0 MW |
| 12.1 | 13.45 | Desconexión del TF1 de ET SJA por Imáx (8MW), desenganches por Imáx de las salidas N°1, N°2 y N°4 de 13,2 kV de la ET RAS, salida Monje de 33 kV de la ET Arocena, salida N°9 de 13,2 kV de ET RAO, salida N°3 de 13,2 kV de ET CAQ, y pérdida de demanda aproximada de 300MW en el ámbito de EPESF. Se pierden las generaciones de GGDD RAO, CER y CTB AVE. A las 13:52hs E/S TF SJA. 13:58 hs Repuesto Monje. 14:02 hs repuesto RAS. 14:03 hs repuesto CAQ y 14:05 hs repuesto RAO. |
300 MW |
8 MW |
| 12.1 | 14.42 | Desconexión del TF1 de ET SJA por Imax (7,9MW), Trafo N°1 ET CHP por Imáx (23 MW), salida N°3 de 13,2 kV de ET CAQ y una pérdida de demanda aproximada de 90MW en el ámbito de EPESF. Se pierde la CTB AVE. A las 13:44hs E/S TF SJA y TF CHP. A las 14:47 hs se repone el corte de la ET CAQ. |
90 MW |
36,1 MW |
| 12.1 | 16.20 | Desconexión del TF1 de ET SJA por Imax (7,9MW) y pérdida de demanda aproximada de 30MW en el ámbito de EPESF. A las 16:21hs E/STF SJA y salida N°3 de 13,2 kV de ET CAQ. |
30 MW |
7,9 MW (TF SJA) + sal N°3 ET CAQ. |
| 13.1 | 13.25 | Desconexión del TF1 de ET SJA por Imax (8MW) y pérdida de demanda aproximada de 40MW en el ámbito de EPESF (nodo ROM). A las 13:30hs E/S TF SJA. |
40 MW |
8 MW |
| 13.1 | 13.52 | Desconexión del TF2 lado 13,2 kV de ET SJU por Imax (8,3MW) y salida Monje de 33 kV. Además, hubo una pérdida de demanda aproximada de 45MW en el ámbito de EPESF. Dicha demanda se recupera a los 2 minutos aprox. A las 13:53hs E/S TF SJU. A las 14:01 hs se repuso el corte de la salida Monje de ET ARO. |
45 MW |
8 MW (SJu) salida Monje de 33 kV ET ARO. |
| 13.1 | 14.18 | Pérdida de demanda aproximada de 70MW en el ámbito de EPESF (nodo Romang). |
70 MW |
0 MW |
| 14.1 | 14.36 | Se produce la desconexión de los siguientes Transformadores en AT : TF1 NEL; TF1 SJU; TF1 SFO, TF1 RIN, TF1 CAL, TF1 ESP. También, se registraron desconexiones en el nivel de MT de Transfor-madores de Potencia en las EETT San Carlos, Pay Zumé, Santa Fe Centro, Calchines (TF2), Nelson (TF1), Santa Fe Oeste (TF2), Trafo N°1 lado 33 kV de ET ESP. Además se desengancharon las salidas N°8 y 9 de 13,2 kV de la ET RAO, salidas N°1, 2 y 4 de 13,2 kV de la ET RAS, salida N°2 de 33 kV de VOC, salida N°7 de 13,2 kV de ET SJU, Potencia de corte: 139MW (AT) + salidas de MT. Se perdieron los despachos de las Generadoras Distribuidas de Rafaela Oeste y Ceres. En la red de EPESF se produjo en total una pérdida de demanda de aproximadamente 640 MW. A las 15hs estaban repuestos todos los cortes en TFs. |
640 MW |
139 MW + Sal MT |
| 15.1 | 14 | Desconexión del TF1 de ET SJA por Imax (7MW), desenganche de la salida N°3 de 13,2 kV de ET CAQ y variación de demanda aproximada de 40MW en el ámbito de EPESF (nodo ROM). A las 14:03hs E/S TF de SJA. La salida de la ET CAQ se repuso a las 14:42 hs. |
40 MW |
7 MW (AT) + salida N°3 de 13,2 kV de ET CAQ. |
| 16.1 | 13.38 | Se producen los desenganches por Imáx de las salidas N°1, N°2 y N°4 de 13,2 kV de la ET RAS. Las cuales se reponen a las 13:49 hs. |
210 MW |
Salidas N°1, N°2 y N°4 de 13,2 kV de la ET RAS. |
| 16.1 | 14.27 | Se producen los desenganches por Imáx de las salidas N°1, N°2 y N°4 de 13,2 kV de la ET RAS. Las cuales se reponen a las 13:49 hs. |
225 MW |
Salidas N°1, N°2 y N°4 de 13,2 kV de la ET RAS. |
| 16.1 | 15.20 | Se produce la desconexión de los siguientes Transformadores en AT: TF1 CAL; TF1 SFO, TF1 RIN, TF1 BPA. También, se registraron desconexiones en el nivel de MT del TF2 en la ET Calchines. Potencia de corte total: 93MW. Se perdieron los despachos de las Generadoras Distribuidas de Rafaela Oeste y Ceres. En la red de EPESF se produjo en total una pérdida de demanda de aproximadamente 485 MW. A las 15:24hs se recuperan todos los cortes de los TFs.
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485 MW |
93 MW + salidas de MT. |
| 16.1 | 16.38 | Se pierden 53MW en el ámbito de EPE. Solamente se produce el desenganche de la salida N°3 de 13,2 kV de la ET CAQ. |
53 MW |
Salida N°3 de 13,2 kV de ET CAQ. |
| 22.1 | 14.27 | Se produce la desconexión de los siguientes Transformadores en AT: TF1 CHP; TF1 VOC; TF1 SJU, TF1 RIN, TF1 SFO. También, se registraron desconexiones en el nivel de MT de Transformadores de Potencia en las EETT Pay Zumé, Santa Fe Oeste, Santa Fe Centro, Calchines, Arocena, San Car-los y San Javier. En ET Santo Tomé se produce la desconexión de la Salida de 132kV Blas Parera dejando sin energía esta última ET.
Además se desengancharon las salidas N°8 y 9 de 13,2 kV de la ET RAO, salida N°7 (13KV) de la ET REC, salida N°3 (13KV) de la ET CAQ, salida N°7 de 13,2 kV de ET SJU. Potencia de corte: 140MW (AT) + salidas de MT. Se perdieron los despachos de las Generadoras Distribuidas de Rafaela Oes-te y Ceres. En la red de EPESF se produjo en total una pérdida de demanda de aproximadamente 630 MW. Aproximadamente a las 15hs estaban repuestos todos los cortes en TFs. |
630 MW |
140 MW (AT) + salidas de MT. |
| 22.1 | 16.18 | Desconexión en 13,2kV del TF1 de ET SJA por Imax (6MW), desenganche de la salida N°3 de 13,2 kV de ET CAQ y variación de demanda aproximada de 35MW en el ámbito de EPESF (nodo ROM). A las 16:23hs E/S TF de SJA. La salida de la ET CAQ se repuso a las 16:42 hs. |
35 MW |
7 MW (AT) + salida N°3 de 13,2 kV de ET CAQ. |
| 25.1 | 14.30 | Desconexión ET Reconquista – LAT Avellaneda-Reconquista – Salida 7 ET Reconquista |
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75 MW |
