ESTUDIO DE CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACIÓN DE RESERVAS. Preparado Para :

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1 I n fo r m e T é cn i c o N o vi e m b re ESTUDIO DE CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACIÓN DE RESERVAS Preparado Para :

2 Servicios Especializados de Ingeniería Limitada Av. Bicentenario 4063, Depto. 112-D, Vitacura, Santiago Tel.: Fax: Contacto: Celso A. González G. celso.digsilent@manquehue.net Rev 0 CHI-DT-NT I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 2

3 0 Í n d i c e Índice Índice Resumen Ejecutivo Introducción Generalidades Objetivo y Alcance de los Estudios Antecedentes y Consideraciones del Estudio Horizonte de Análisis Topología y Expansión de Cada SM Sistema Eléctrico de Punta Arenas Sistema Eléctrico de Puerto Natales Sistema Eléctrico de Porvenir Sistema Eléctrico de Puerto Williams Demandas Anuales y Factor de Potencia Demandas Sistema de Punta Arenas Demandas Sistema Puerto de Natales Demandas Sistema de Porvenir Demandas Sistema de Puerto Williams Despachos de Generación Modelos Dinámicos de Unidades Generadoras Modelos de Carga Alimentadores Herramientas de Simulación Aspectos Normativos Relacionados con el Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas Responsabilidad de la Empresa Edelmag Responsabilidad de los Clientes Contingencias y Estándares Operacionales Nivel de Severidades Estándares para Estados Operacionales Estándares en Generación y Transmisión para Estado Normal y Alerta Límites de Transmisión en Estado Normal y Estado de Alerta Estándares de Recuperación Dinámica en Estado Normal y Estado de Alerta Estándares en Generación y Transmisión para Estado de Emergencia I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 3

4 0 Í n d i c e Límites de Transmisión en Estado de Emergencia Control de Frecuencia y Determinación de Reservas Modalidad Control de Frecuencia Control Primario y Secundario de Frecuencia Esquema de Regulación Piloto Regulación de modo combinado Regulación de frecuencia conjunto Monto de Reserva Norma Técnica Procedimiento de Asignación de Reserva Primaria Procedimiento de Asignación de Reserva Secundaria Diseño Control de Frecuencia en SM de Edelmag Esquemas EDAC Variaciones Naturales de la Demanda Cumplimiento Normativo del Control de Frecuencia en los SM de Edelmag Desarrollo de los Estudios Resultados SM de Punta Arenas Resultados SM de Puerto Natales Resultados SM de Porvenir Resultados SM de Puerto Williams Variaciones de la frecuencia ante contingencias Conclusiones y Comentarios Evolución Dinámica del Sistema Conclusiones Finales Diseño Control de Frecuencia Comportamiento Dinámico del CPF Control Secundario de Frecuencia Monto de Reserva en Giro Referencias Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Anexo 2 Año 2011 Demanda Máxima Anexo 2 Año 2011 Demanda Mínima Anexo 2 Año 2012 Demanda Máxima I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 4

5 0 Í n d i c e 2.4Anexo 2 Año 2012 Demanda Mínima Anexo 2 Año 2013 Demanda Máxima Anexo 2 Año 2013 Demanda Mínima Anexo 2 Año 2014 Demanda Máxima Anexo 2 Año 2014 Demanda Mínima Anexo 3 Velocidad de Caída de la Frecuencia en SM año I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 5

6 1 R e s u m e n E j e c u t i v o 1 Resumen Ejecutivo En el presente informe se describen los criterios de diseño, análisis y resultados asociados con el Estudio de Control de Frecuencia y determinación de Reservas, que se ha efectuado en cada uno de los Sistemas Medianos de propiedad de la Empresa Eléctrica de Magallanes S.A., Edelmag, esto es: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. El Control de Frecuencia y Determinación de Reservas se realiza en base a los criterios establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos y de acuerdo con la información y experiencia adquirida por la empresa Edelmag en la operación de sus sistemas eléctricos. El objetivo planteado en la NT exige efectuar un estudio con evaluaciones técnico-económicas, esto amerita conocer a cabalidad el comportamiento dinámico de las unidades generadoras y su efectivo aporte a la regulación de frecuencia, ya sea bajo la participación del Control Primario de Frecuencia (CPF) o bajo el Control Secundario de Frecuencia (CSF), así como también conocer el comportamiento dinámico de la carga con las variaciones de la frecuencia (sensibilidad de la carga con la frecuencia), entre otros elementos de importancia. Para los efectos de la ejecución del mencionado estudio, la Empresa Edelmag, ha encargado a Digsilent Limitada, en adelante Digsilent, el desarrollo de los estudios referidos. Cada uno de los estudios se realizó para la condición de operación esperable en el periodo En cada caso se verificó el comportamiento transitorio y de régimen permanente post falla de cada sistema, midiendo las variables de importancia como son la tensión y la frecuencia del sistema frente a la presencia de las contingencias. Se efectuó una revisión de dicho comportamiento con los estándares impuestos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos, medidos tanto para operación normal como para condición de alerta y emergencia. Los resultados del estudio para cada sistema indican como relevante lo siguiente, según los siguientes criterios: Diseño Control de Frecuencia En general se observa que el Control actual que lleva a cabo la empresa Edelmag en sus SM está en regla con la reglamentación vigente. En efecto, Utiliza una modalidad de control de frecuencia que permite afrontar contingencias mediante la participación de todas las unidades despachadas. Reserva en giro distribuida. Utiliza un monto de Reserva Primaria de 10%, es decir todas las unidades despachadas a lo más se despachan con el 90% de la potencia máxima de cada unidad, esto permite mantener en todo momento una reserva de 10% para afrontar las variaciones temporales de la carga y para afrontar contingencias simples de menor severidad. Cuenta con un esquema de EDAC por subfrecuencia que permite, en conjunto con el CPF afrontar contingencias simples de mayor severidad. I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 6

7 1 R e s u m e n E j e c u t i v o Efectúa el Control de Frecuencia Secundaria CSF, mediante acción manual, anulando el error de estado estacionario dejado por la acción proporcional del CPF. Comportamiento Dinámico del CPF Con la aplicación de la contingencia de mayor impacto en el sistema, la operación de los sistemas, en la mayoría de los casos, alcanza un equilibrio estable con todas las variables dentro de rangos permitidos. Sin embargo, para alcanzar dicho equilibrio se requiere la activación de los esquemas de EDAC por subfrecuencia, de lo contrario la operación del sistema se vuelve inestable con la consiguiente pérdida de continuidad de servicio del sistema. La mayor complejidad se muestra en los casos de demanda mínima, por cuanto la evolución dinámica de la frecuencia muestra que la operación de cada uno de los sistemas se hace más compleja, con alta operación de EDAC y en algunos casos con la pérdida total de los consumos. Sin embargo, en muchos casos no resulta posible mejorar la condición operacional ante la falla, lo cual se explica por la alta proporción del monto de generación perdido con la aplicación de contingencia y la menor inercia del sistema con posterioridad a la desconexión de la unidad de mayor tamaño. En algunos casos, como en el SM de Puerto Williams el despacho de mínima demanda se presenta con sólo una unidad en servicio, con lo cual no existe solución para buen control de frecuencia. Lo anterior siempre se puede mejorar por la vía de despachar un mayor número de unidades generadoras para la condición de mínima demanda, sin embargo, resulta en alto impacto económico que no se puede sostener en el largo plazo. La activación de los esquemas EDAC por subfrecuencia, también permite alcanzar un equilibrio en los reactivos requeridos por el sistema. Las unidades generadoras despachadas, ponen en juego gran parte de la reserva de que disponen, en varios casos agotan transitoriamente sus aportes de reactivos y alcanzan su máximo de potencia activa, que luego de la desconexión de carga alcanza un estado operacional de régimen permanente acorde con lo requerido por la NT. Las tensiones post falla de régimen permanente, esto es luego de ocurrida la falla, se encuentran bajo cumplimiento normativo definido para la condición de alerta, incluso en muchos casos alcanza el estándar para condición normal de operación. Las contingencias estudiadas corresponden a fallas severas, con fuertes pendientes de caída en la pendiente de la frecuencia, razón por la cual el Control de Frecuencia del sistema opera en conjunto con el esquema de EDAC por subfrecuencia. En el primer momento de la falla y antes de acción del esquema EDAC, las unidades generadoras colocan en juego la reserva de potencia activa con que cuentan, por la acción del control de velocidad de cada unidad, sin embargo y dada la magnitud de la contingencia no logran estabilizar la frecuencia del sistema. I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 7

8 1 R e s u m e n E j e c u t i v o El error de estado estacionario de la frecuencia, luego de la aplicación de la contingencia, la acción del CPF y la actuación del esquema de EDAC, deja al Control de Frecuencia listo para la acción del CSF, es decir, los valores post falla de la frecuencia se encuentran cerca del valor nominal y sólo se requiere la acción del CSF para anular dicho error. Sin embargo, como ya se mencionó dicho efecto posterior no se evaluó. Control Secundario de Frecuencia Aunque no existe una norma clara respecto del monto de reserva que debe poseer la CSF. Sin embargo, y dado la metodología de Control de Frecuencia con que operan los SM de Edelmag, se hace necesario contar con monto de reserva en CSF de al menos en mismo monto que el conjunto del CPF. Lo anterior permite que la CSF devuelva ó descargue a las unidades que participan del control primario, manteniendo las reservas que el sistema ha comprometido. En estos análisis no se ha medido el comportamiento dinámico del CSF, dado que el control es del tipo manual, sin embargo, para obtener una adecuado control óptimo entre el CPF y el CSF, se requiere mantener una adecuada coordinación temporal de su acción, de lo contrario se produce una inestabilidad de un control respecto de otro afectando fuertemente la calidad de la frecuencia y por ende del servicio. Monto de Reserva en Giro De los análisis de contingencias y considerando la tasa de caída de la frecuencia para las distintas condiciones operacionales de demanda y ante el registro de una contingencia severa, como la desconexión de la unidad generadora de mayor tamaño despachada en el sistema, provoca altas tasas de variación en la frecuencia que resulta difícil de controlar sólo por la vía de un mayor monto de reserva en giro. En la mayoría de los casos y sistemas no resulta técnicamente conveniente aumentar la reserva en giro, por cuanto las unidades generadoras no alcanzan a responder. De acuerdo con lo anterior no se recomienda aumentar su valor, por cuanto las contingencias que pueden afectar a estos sistemas medianos, tienen un fuerte impacto en la frecuencia del sistema, lo cual implica que la desviación de la frecuencia se desarrolla muy rápidamente, y no pone en juego el monto de reserva que se tiene programado, es decir, puede resultar en un recurso de alto valor económico que probablemente no se utilice frente a contingencias como las evaluadas. I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 8

9 2 I n t r o d u c c i ó n 2 Introducción La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos[1], dictada por la Autoridad en el mes de febrero del año 2006, en adelante, NTSyCS SM, establece a la empresas propietarias/operadoras de Sistemas Medianos, la ejecución de Estudios para realizar la programación del Control de Tensión, el Control de Frecuencia y el PRS, para el conjunto de instalaciones de los Sistemas Medianos, los cuales deberán estar a disposición de la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia. Se entiende por Sistemas Medianos, en adelante SM, a los sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación es menor de 200 MW y mayor a 1,5 MW. Con esta parcialización de los sistemas, los estudios se efectuarán para los Sistemas Eléctricos de propiedad de Edelmag para los siguientes SM: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. En términos específicos las exigencias de la NTSyCS SM establece la ejecución de los siguientes estudios: Figura 1. Estudios exigidos por la NTSyCS de SM Para cada estudio se solicita en concreto lo siguiente: EDAC: Deberá determinar el nivel óptimo y localización de desconexión de carga. El objetivo es evitar colapso por frecuencia y tensión con la activación de esquemas de desconexión para estados de operación distinto del Estado Normal. Control de Frecuencia y Determinación de Reservas: Tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5. En particular debe determinarse un porcentaje de reserva óptimo que se utilizará para efectuar la asignación de la reserva entre las unidades generadoras participantes del CPF y del CSF. I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 9

10 2 I n t r o d u c c i ó n Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva: Tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5, además de determinar el perfil óptimo de tensiones y los requerimientos de potencia reactiva para las Instalaciones Transmisión, con resolución semestral para un horizonte de operación de 48 meses. Restricciones en Instalaciones de Transmisión: Se debe identificar las potencias máximas que se pueden transmitir por las líneas de transmisión que la Empresa identifique como críticas para garantizar frente a la ocurrencia de las contingencias indicadas que se establecen en el Artículo 5-36 de la presente NT. Estudio de PSR: El objetivo del PRS es que con posterioridad a un Apagón Total o Apagón Parcial, sea posible establecer los mecanismos que permitan de una manera segura y organizada, restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible, considerando las Cargas Críticas. Los Estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. Estudio de Continuidad: Determinar los índices de continuidad FMIK y TTIK del SM, para un horizonte de operación de 12 meses. Verificación de Coordinación de Protecciones: Tiene por objeto confirmar que el desempeño de los relés de protección de las líneas de transmisión, transformadores de potencia y unidades generadoras cumple con las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT. Estos estudios se deben realizar con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. De acuerdo con esta exigencia los estudios consideran un horizonte de análisis también de cuatro años, años , para así ser consistente con la exigencia normativa. Cabe mencionar que desde la vigencia de la NT de SyCS de los SSMM, esta es la segunda oportunidad en que se llevan a cabo los análisis, correspondiendo en esta oportunidad una revisión de los estudios que ya realizaron las empresas propietarias de Sistemas Medianos en el año Algunos de estos estudios están directamente relacionados entre sí, así como otros resultan complementa independientes. Respecto del primer grupo de estudios, se debe definir un estudio que inicie los análisis cuyos resultados sean la entrada para los otros. En este sentido existe una directa relación entre los estudios de EDAC (por subfrecuencia y subtensión) con los estudios de Control de Frecuencia, Control de Tensión y de Restricciones en el Sistema de Transmisión. En cambio los estudios de Continuidad, PRS y de Protecciones se pueden abordar en forma completamente independiente, por cuanto resultan de distinta naturaleza técnica que los anteriores. El estudio que se aborda en este informe corresponde al Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas. I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 0

11 2 I n t r o d u c c i ó n 2.1 Generalidades Los sistemas eléctricos están constantemente expuestos a variaciones en las condiciones de operación, las cuales se presentan tanto en la operación normal como ante el registro de contingencias. En el primero de los casos se presenta básicamente por las variaciones normales de la demanda y en el segundo producto de la indisponibilidad intempestiva del parque generador, indisponibilidad de los sistemas de transmisión o por cambios bruscos en la demanda como las desconexiones de consumos por fallas internas. Las variaciones en el balance energético de los sistemas afectan las variables eléctricas relevantes como son la frecuencia y la tensión. En algunos casos y dependiendo de las magnitudes que se alcanzan en las variables mencionadas, éstas se pueden controlar sólo con la acción sobre los controladores de las unidades generadoras, control de velocidad y control de tensión, pero en otros casos donde las magnitudes de las variaciones resultan altas, dicho control por sí sólo no asegura el equilibrio requerido. En estos casos, se requiere recursos adicionales que permitan afrontar los desbalances para no permitir que la contingencia se propague en cascada a otros elementos del sistema eléctrico. En el caso del presente estudio se evaluará las características que debe tener cada sistema eléctrico para efectuar el adecuado Control de Frecuencia y el nivel de cumplimiento de dicha variable con los estándares impuesto en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos[1], en adelante, NT. El Control de Frecuencia y la Determinación de la reserva se realizan en base a los criterios establecidos en la NT y de acuerdo con la información y experiencia adquirida por la empresa Edelmag en la operación de sus sistemas eléctricos. Para los efectos de la ejecución del mencionado estudio, la Empresa Eléctrica de Magallanes S.A., en adelante Edelmag, ha encargado a Digsilent Limitada, en adelante Digsilent, el desarrollo de los estudios referidos, empresa que asume la ejecución de los mismos. I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 1

12 3 O b j e t i v o y A l c a n c e d e l o s E s t u d i o s 3 Objetivo y Alcance de los Estudios Bajo las premisas señaladas en la sección anterior, el objetivo del presente estudio, impuesto por la NT 1, es: Efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº5. En particular debe determinarse un porcentaje de reserva óptimo que se utilizará para efectuar la asignación de la reserva entre las unidades generadoras participantes del CPF y CSF. De acuerdo con la Norma Técnica se entiende por CPF al Control Primario de Frecuencia y CSF al Control Secundario de Frecuencia, y sus definiciones corresponden a lo siguiente: CPF 2 : Acción de control ejercida rápidamente sobre la frecuencia de un SM a través de equipos instalados en las unidades generadoras que permiten modificar en forma automática su producción. CSF 3 : Acción manual o automática destinada a compensar el error final de frecuencia resultante de la acción del CPF que ejercen los controladores de velocidad de las unidades generadoras dispuestas para tal fin. Es función del CSF restablecer la frecuencia del SM en su valor nominal, permitiendo a las unidades generadoras participantes del CPF restablecer su producción de acuerdo al orden económico del despacho. El objetivo planteado en la NT exige efectuar un estudio con evaluaciones técnico-económicas, esto amerita conocer a cabalidad el comportamiento dinámico de las unidades generadoras y su efectivo aporte a la regulación de frecuencia, ya sea bajo la participación del Control Primario de Frecuencia (CPF) o bajo el Control Secundario de Frecuencia (CSF), así como también conocer el comportamiento dinámico de la carga con las variaciones de la frecuencia (sensibilidad de la carga con la frecuencia), entre otros elementos de importancia. En general la asignación del control de frecuencia y la determinación de la reserva de potencia activa en giro para efectuar un adecuado control de la frecuencia primaria ó secundaria en un sistema, considera un compromiso entre el nivel de seguridad que se pretende alcanzar en cada sistema, determinado por un lado por los niveles de energía no suministrada (ENS) que se está dispuesto a aceptar y los costos que dicha seguridad involucra para la operación del sistema, estos últimos generalmente por un mayor despacho de unidades generadoras. La relación que existe entre el nivel de seguridad y el monto de reserva para CFP y CSF es proporcionalmente directa, si se requiere un mayor nivel de seguridad necesariamente se debe aumentar el nivel de reserva y por ende los costos de operación del sistema. El óptimo entre el costo de la reserva (costo de operación del sistema) y los costos por la energía no suministrada corresponderá al mínimo de la suma de ambos. Tal cual se muestra en la siguiente figura. 1 Se refiere a la exigencia impuesta en el artículo 6-3, literal e), que menciona el objetivo del estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas. 2 Definición planteada por la NT en el artículo 1-4, numeral 19 3 Definición planteada por la NT en el artículo 1-4, numeral 20 I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 2

13 3 O b j e t i v o y A l c a n c e d e l o s E s t u d i o s Figura 2. Costos de Red, Operación, Mantenimiento, Costos de Interrupción o ENS Sin embargo, para efectos de desarrollar el estudio anterior se requiere conocer a cabalidad al menos lo siguiente: Modelos homologados contra ensayos de los controladores de tensión y de velocidad de cada unidad generadora. Parámetros de los generadores homologados contra ensayos. Determina el nivel de cumplimiento de cada central respecto de las exigencias de diseño (Capítulo N 3 de la NTSyCS SM) Modelos y características dinámicas de los consumos, es decir, sensibilidades de las cargas con la tensión y frecuencia. A la fecha la empresa Edelmag avanzó en la tarea de desarrollar los primeros puntos del listado anterior, con lo cual ya se cuenta con modelo de unidades generadoras homologados contra ensayos. Sin embargo, continúan algunas tareas pendientes. Adicionalmente y con posterioridad a los estudios desarrollados en el año 2007, la empresa Edelmag desarrolló estudios de modificación de ajustes en los esquemas EDAC de cada sistema, con excepción del SM de Puerto Williams, que están basados bajo la existencia de una reserva en giro de 10%, valor que la empresa viene aplicando desde varios años y que de estudios posteriores, incluyendo los de exigencias de la NT de SyCS SM efectuados en el año 2007, han determinado como criterio de operación absolutamente válidos para la operación y tamaños de estos sistemas. Por estas razones se ha decidido que las evaluaciones del presente estudio de Control de Frecuencia y Determinación de I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 3

14 3 O b j e t i v o y A l c a n c e d e l o s E s t u d i o s Reserva se efectúen considerando la modalidad de regulación de frecuencia y monto de reserva actuales que utiliza Edelmag en la operación de sus sistemas. Para aquello propone efectuar una completa revisión acerca del nivel de cumplimiento del Control de Frecuencia actual con que operan cada SM de propiedad de Edelmag, con las disposiciones pertinentes normadas en la NT, especialmente las ligadas a la programación de la seguridad y calidad de servicio. En este estudio se analizarán condiciones de aplicación específicas para dar cumplimiento a las exigencias establecidas en la mencionada normativa y los Procedimientos Técnicos que la empresa en conjunto con Digsilent ha desarrollado para tal efecto. Cabe mencionar que los Procedimientos Técnicos propuesto por Edelmag a la Comisión Nacional de energía, en adelante CNE, son claves para la realización de los estudios por cuanto, gran parte de los criterios, principios y supuestos que ahí se establecen, deben ser utilizados en el desarrollo de los estudios. No obstante, a la fecha de elaboración de los estudios, estos aún no han sido aprobados por la Comisión Nacional de Energía. Sin embargo, en el contexto descrito, serán igualmente empleados. I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 4

15 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o 4 Antecedentes y Consideraciones del Estudio Los estudios que a continuación se presentan se efectuarán para cada uno de los sistemas eléctricos medianos de propiedad de Edelmag. En consideración que cada sistema eléctrico se encuentra aislados unos de otros se analizarán cada uno por separado y considerando sus propias características, no obstante, estarán incluidos en un único informe. A continuación se mencionan y describen todos los antecedentes y las consideraciones tenidas en cuenta para el desarrollo del estudio. Los antecedentes que se indican en el estudio fueron provistos por Edelmag, en cambio las consideraciones utilizadas en el estudio corresponden a criterios formulados por el Consultor Digsilent. 4.1 Horizonte de Análisis El estudio en cuestión se efectuará para un horizonte de análisis de 4 años, considerando el periodo del 2011 al Para cada año se analizan dos condiciones de demanda, uno de demanda máxima y otra de demanda baja. En rigor el periodo considerado no está expresamente determinado en la NT, sin embargo, a través de lo indicado en el artículo 6-3, inciso final, se comenta que: Los estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. En efecto, si se considera que los estudios se deben efectuar cada cuatro años, se interpreta que cada estudio al menos debe considerar las condiciones operativas en el periodo de cuatro años. 4.2 Topología y Expansión de Cada SM Para los estudios de EDAC se utiliza la topología eléctrica de cada sistema mediano disponible al mes de octubre del año 2011, más todas las incorporaciones de instalaciones de generación y transmisión que se estimó necesario en los estudios de planificación de la expansión de los sistemas medianos Sistema Eléctrico de Punta Arenas El sistema eléctrico de Punta Arenas está constituido básicamente por dos subsistemas, Tres Puentes y central Punta Arenas. Tres Puentes está formado por dos barras principales, una de 11,5 KV que corresponde a una barra de generación y otra de 13,2 kv que abastece alimentadores de cargas y que también cuenta con inyección de generación. Ambas barras se conectan a través de un transformador 13,2/11,5 kv de 20 MVA. Por su parte central Punta Arenas posee una barra de 13,2 kv, donde se concentran alimentadores de consumos y un centro de generación, aunque estas últimas usualmente no son despachadas por criterios económicos, transformándose dicha barra en una de retiros de energía. Los subsistemas se interconectan mediante una línea de transmisión, de simple circuito, en 66 kv de unos 8,15 km y se conecta en un extremo mediante un transformador de 66/12 kv de 33 MVA y en el otro uno de 66/13,8 kv también de 33 MVA. La capacidad térmica de la línea de transmisión I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 5

16 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o es de 48 MVA (0,42 kamp), no obstante, queda limitada por la capacidad de los transformadores de los extremos. Este Sistema Mediano cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores) por un monto de 2,0 MVAr que se ubica en la barra de Punta Arenas. Este sistema no cuenta con esquemas EDAC por subtensión. La topología del sistema se aprecia en la siguiente figura. MG CATERPILLAR 13.2 kv T.P.. Consumo AL-X10B 13.2 kv P.A.. Consumo AL-1 Unidad Nº 5 T.P. Consumo AL-7 Consumo AL-X10A 11.5 kv Consumo AL-8A Trafo Nº 3 - C.T.P. Autotransformador Nº 2 Consumo AL-9 Unidad Nº 2 T.P. Trafo Nº 4 - C.T.P. Autotransformador Nº 6 Consumo AL-4 Shunt/Filter Consumo AL-8B Unidad Nº 3 T.P. Consumo AL-5 Line(1) AWG 3/0 C.. Trafo Nº 7 C.P.A. Consumo AL-2 Consumo AL-3 Celdas 11.5 kv Consumo AL-X11 XConsumo AL-13 52D1 52CS3 HITACHI 24 MW 23 kv Consumo AL-6 Celdas 13.2 kv G.E. 52DT1 Trafo Nº 1 C.T.P. YConsumo COCAR - Ingesur Unidad Nº 1 T.P. XConsumo AL-12 Trafo Nº 6 C.P.A. Línea de unión en 23 kv AWG 3/0 Cu (167.8 MCM) Línea de respaldo para PRS CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS Trafo Nº 5 - C.P.A. Celdas 11.5 kv Rhona Unidad Nº 5 P.A. SOLAR MARS 10.5 MW Trafo Nº 4 - C.P.A. Trafo Nº 5 C.T.P. Line(2) AWG 3/0 C.. Unidad Nº 4 P.A. Unidad Nº 4 T.P. Breaker 13.2 kv SOLAR TITAN 13.7 MW Unidad Nº 7 T.P. Trafo Nº 3 - C.P.A. Trafo Nº 2 - C.P.A. Trafo Nº 1 - C.P.A. 15 MW Unidad Nº 9 T.P. GE 10.7 MW Unidad Nº 3 P.A. Unidad Nº 2 P.A. Unidad Nº 1 P.A. Unidad Nº 8 T.P. PowerFactory Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Periodo de Evaluación Diagrama Unilineal Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: P. ARENAS Figura 3. Unilineal Sistema Eléctrico Punta Arenas Las unidades generadoras que componen este sistema son las siguientes: CENTRALES GENERADORAS SM PUNTA ARENAS Nº Descripc. Tipo Pmáx Observación CENTRAL TRES PUENTES MW 1 Unidad Hitachi a GAS THD 24,00 Existente 2 Motor-Generador Caterpillar DIESEL - PA MD 1,46 Existente 3 Motor-Generador Caterpillar DIESEL - PA MD 1,46 Existente 4 Unidad Solar Mars a GAS TI-Gas 10,50 Existente 5 Motor-Generador Caterpillar a GAS MG 2,726 Existente 7 Unidad Solar Titán a GAS TI 13,70 Existente 8 Turbina a GAS GE MVA THD 10,997 Existente I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 6

17 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o 9 T.G. SOLAR TITAN TI-GAS 15,02 Existente CENTRAL PUNTA ARENAS MW 1 SULZER MD 1,400 Existente 2 SULZER MD 1,400 Existente 3 SULZER MD 1,400 Existente 4 G. ELECTRIC THD 6,700 Unidades de respaldo 5 G. ELECTRIC THD 6,500 Unidades de respaldo Cuadro 1 Unidades que componen el SM Punta Arenas Sistema Eléctrico de Puerto Natales El sistema eléctrico de Puerto Natales está constituido básicamente por una barra principal en 13,2 kv, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión y transformadores de transmisión, excepto los propios de las unidades generadoras. Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores), así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión. La topología del sistema es la siguiente: AL1-6 AL1-4 C1 - Linea 3b AL1-5 AL2-2 AL3-2 AL4-2 AL1-2 C1 - Linea 2b C1 - Linea 2a AL1-3 C2 - Linea 2 AL2-1 C3 - Linea 2 AL3-1 Linea C4-2 AL4-1 C1 Linea 1b Alimentador - 2 C1 - Linea 1a AL1-1 SS.AA Alimentador - 1 S. Auxiliar Alimentador 3 Alimentador kv 89 CT 13.2 kv II Generador Nº 6 M.D. CATERPILLAR Trafo Nº 10 Jenbacher 416 Trafo Nº 11 Jenbacher Trafo Nº 09 Trafo Waukesha 8 Fusible Trafo Nº 5 Trafo Nº 4 Fusible(1) Trafo Nº 3 AutoTrafo 89 CTD F4 Generador Nº 10 PALMERO Línea(1) Generador Nº 5 Generador Nº 4 T.G. SOLAR 5 T.G. SOLAR 4 Línea Generador Nº 2 Generador Nº 1 Generador Nº 11 Generador Nº 9 Generador Nº 8 Generador Nº 3 MD MORSE JENBACHER 612 JENBACHER WAUKESHA WAUKESHA PowerFactory Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Periodo de Evaluación Diagrama Unilineal Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: P.NATALES I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 7

18 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o Figura 4. Unilineal Sistema Eléctrico Puerto Natales Las unidades generadoras que componen este sistema son: CENTRALES GENERADORAS SM PUERTO NATALES Nº Descripc. Tipo Pmáx Observación CENTRAL PUERTO NATALES MW 1 Motor-Generador DIESEL (150 kw) F.Morse MD 0,150 Unidad de respaldo 2 Motor-Generador DIESEL (300 kw) F.Morse MG 0,300 Existente 3 Motor-Generador a GAS - Waukesha TI-Gas 1,175 Existente 4 Turbina Solar Saturno a GAS TI-Gas 0,800 Existente 5 Turbina Solar Saturno a GAS MD 0,800 Existente 6 Motor-Generador Caterpillar a DIESEL-PN MG 1,500 Existente 8 Motor-Generador a GAS - Waukesha MG 1,175 Existente 9 Jenbacher 1.42 MW MD 1,420 Existente 10 Palmero 1.36 MW MD 1,360 Existente 11 JM612 1 MG 1,816 Disponible 2012 Cuadro 2 Unidades que componen el SM Puerto Natales Sistema Eléctrico de Porvenir El sistema eléctrico de Porvenir, al igual que el de Puerto Natales, está constituido básicamente por una barra principal en 13,8 kv, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni transformadores, excepto los propios de las unidades generadoras. Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores), así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión. La topología del sistema es la siguiente: I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 8

19 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o Alimentador 2 - Carga 2 Alimentador 1 (SACOR) C2 - Linea 2 Alimentadores.. Alimentador 2 - Carga 1 Alimentador 3 - Carga 1 Alimentador 4 - Carga _A 89-CT9-F 89-CT7-F(1) 89-CT7-F 89-CT6-F 89-CT5-F 89-CT8-F 89-CT1-F Trafo Nº 1 89 CT 13.8_B 89-CT4-F Trafo TG CT2-F Trafo Nº 3 Trafo TG11 Trafo TG1.. Trafo Nº 6 89-CT3-F Trafo Nº 5 Trafo Nº 10 Trafo Nº 4 Alimentador - 1 Alimentadores.. Alimentador - 2 Alimentadores.. Trafo Nº 2 Alimentador - 3 Alimentadores.. Alimentador - 4 Alimentadores.. Unidad Nº 1 Unidad Nº 2 Unidad Nº 3 MD CATERPILLAR MD DEUTZ Unidad Nº 9 Unidad Nº 10 Unidad Nº 7 Unidad Nº 6 Unidad Nº 5 Unidad Nº 8 CAT - GAS JENBACHER 416 WAUKESHA WAUKESHA CAT - DIESEL PALMERO Unidad Nº 4 WAUKESHA PowerFactory Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Periodo de Evaluación Diagrama Unilineal Project: EDELAMG SA Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: PORVENIR Figura 5. Unilineal Sistema Eléctrico Porvenir Las unidades generadoras que componen este sistema son: CENTRALES GENERADORAS SM PORVENIR Nº Descripc. Tipo Pmáx CENTRAL PORVENIR MW Observación 1 Motor-Generador Caterpillar DIESEL 1- PO MD 0,500 Unidades de respaldo 2 Motor-Generador Deutz DIESEL - PO MD 0,200 Unidades de respaldo 3 Motor-Generador Deutz DIESEL - PO MD 0,200 Unidades de respaldo 4 Motor-Generador a GAS - Waukesha - PO MG 0,875 Existente 5 Motor-Generador Caterpillar DIESEL 2- PO MD 0,920 Existente 6 Motor-Generador a GAS - Waukesha -PO MG 1,175 Existente 7 Motor-Generador a GAS - Waukesha -PO MG 1,175 Existente 8 Palmero 1.36 MW MD 1,360 Existente 9 Motor-Generador Caterpillar DIESEL - PA MG 0,923 Existente 10 GE Jenbacher JM416 1 MG 1,131 Disponible 2012 Cuadro 3 Unidades que componen el SM Porvenir I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 1 9

20 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o Sistema Eléctrico de Puerto Williams El sistema eléctrico de Puerto Williams, está constituido básicamente por una barra principal en 13,2 kv, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni transformadores, excepto los propios de las unidades generadoras y alimentadores. Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores), así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión. La topología del sistema es la siguiente: 13.2 kv 89 CT 13.2 kv II Trafo Nº 05 Jenbacher Fusible(1) 89 CTD F4 Trafo Nº 01 Trafo Nº 2 Trafo Nº 3 Alimentador - 2 Alimentador 1 Alimentador - 3 Carga Alimentador 2 Carga Alimentador 1 Carga Alimentador 3 Generador Nº 4 Generador Nº 5 Generador Nº 6 Línea M.D. CUMMINS Generador Nº 7 Generador Nº 1 Generador Nº 2 M.D. Detroit Nº 3 M.D. CATERPILLAR Nº 1 M.D. CATERPILLAR Nº 2 Generador Nº 3 M.D. CATERPILLAR Nº 3 PowerFactory Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Periodo de Evaluación Diagrama Unilineal Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: P.WILLIAMS Figura 6. Unilineal Sistema Eléctrico Puerto Williams Las unidades generadoras que componen este sistema son: I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 2 0

21 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o CENTRALES GENERADORAS SM PUERTO WILLIAMS Nº Descripc. Tipo Pmáx CENTRAL PORVENIR MW Observación 1 MotorGenerador Caterpillar Diesel 3508B MD 0,590 Existente 2 MotorGenerador Caterpillar Diesel PW3508 MD 0,730 Existente 3 Motor-Generador Diesel Caterpillar (PW) MD 0,350 Existente 4 Motor-Generador Cummins Diesel PW MD 0,250 De Respaldo 5 Motor-Generador Cummins Diesel PW MD 0,250 De Respaldo 6 Motor-Generador Cummins Petbow Diesel PW MD 0,250 Existente 7 Motor-Generador Detroit PW MD 0,250 De Respaldo Cuadro 4 Unidades que componen el SM Puerto Williams Notas Importantes: En relación con el tipo de unidades generadoras, las abreviaciones tienen el siguiente significado. MD MG TI Motor Diesel Motor a Gas Turbina a gas Industrial THD Turbina a gas Heavy Duty Las Unidades generadoras que según el plan óptimo de expansión debían ser retiradas de cada sistema eléctrico, dado que ya habían cumplido su fecha de retiro, se han mantenido en las bases de datos, por cuanto dichas unidades se utilizan en la actualidad como unidades de respaldo. 4.3 Demandas Anuales y Factor de Potencia Para la estimación de las demandas por alimentador y el factor de potencia de las cargas se ha utilizado la información proporcionada por la empresa Edelmag: Dicha información se aportó por cada sistema eléctrico y para cada año del horizonte del estudio. En los cuadros siguientes dicha información se encuentra resumida, entregando sólo la estimación de demanda máxima y mínima por cada año del periodo de análisis para cada sistema eléctrico. En el Anexo Nº 01, se encuentra la información detallada en términos mensuales, por cada alimentador y el factor de potencia correspondiente. I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 2 1

22 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o Demandas Sistema de Punta Arenas DEMANDAS ESPERADAS SISTEMA PUNTA ARENAS MÁXIMAS [KW] Años Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX MÍNIMAS [KW] Años Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÍN Cuadro 5 Demandas mensuales SM Punta Arenas Demandas Sistema Puerto de Natales DEMANDAS ESPERADAS SISTEMA PUERTO NATALES MAXIMAS [KW] Años Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX MÍNIMAS [KW] Años Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÍN Cuadro 6 Demandas mensuales SM Puerto Natales Demandas Sistema de Porvenir DEMANDAS ESPERADAS SISTEMA PORVENIR MAXIMAS [KW] Años Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX MÍNIMAS [KW] Años Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÍN Cuadro 7 Demandas mensuales SM Porvenir I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 2 2

23 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o Demandas Sistema de Puerto Williams DEMANDAS ESPERADAS SISTEMA PUERTO WILLIAMS MAXIMAS [KW] Años Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX MÍNIMAS [KW] Años Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÍN Cuadro 8 Demandas mensuales SM Puerto Williams Las celdas destacadas muestran los meses en donde se producen las mayores y menores demandas por sistemas para cada año. Encontrando lo siguiente: Demandas máximas y mínimas SM Máxima Mínima Punta Arenas Abril Octubre Puerto Natales Octubre Octubre Porvenir Abril Noviembre Puerto Williams Mayo Diciembre I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 2 3

24 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o 4.4 Despachos de Generación Los Despachos de centrales se efectuaron en función de la información que proporcionó Edelmag en los archivos de salida del programa OSE2000, con el cual se desarrolló la planificación de largo plazo de estos sistemas, donde se respetó la reserva en giro de cada central, su costo de operación y características de cada central (potencia máxima y mínimo técnico). A continuación se muestra un resumen de la generación para cada año en estudio y para la condición de operación en demanda máxima y mínima. En el anexo Nº 02 se indican los despachos completos de centrales por sistemas y por meses para cada año de estudio. Despacho de Generación SM Punta Arenas Años ==> Tipo de Demanda ==> Dmáx Dmín Dmáx Dmín Dmáx Dmín Dmáx Dmín Mes Demanda ==> Julio Octubre Abril Octubre Abril Octubre Abril Octubre Nº Unidad Pmax Pmax con reserva MW MW MW MW MW MW MW MW 1 Motor-Generador Sulzer DIESEL 1,400 1,260 2 Motor-Generador Sulzer DIESEL 1,400 1,260 3 Motor-Generador Sulzer DIESEL 1,400 1,260 4 Generador Turbina G.E. Nº 1 2,750 2,475 5 Generador Turbina G.E. Nº 2 2,750 2,475 6 Unidad Hitachi a GAS 24,000 21,600 7,69 10,25 12,430 14,430 7 Motor-Generador Caterpillar DIESEL 1,460 1,314 8 Motor-Generador Caterpillar DIESEL 1,460 1,314 9 Unidad Solar Mars a GAS 10,500 9,450 9,450 9,450 9,450 9, Motor-Generador Caterpillar a GAS 2,726 2,454 2,454 2,454 2,454 2, Unidad Solar Titán a GAS 13,700 12,330 12,330 12,330 0,570 12,330 1,120 12,330 1, Turbina a GAS GE MVA 10,997 9, T.G. SOLAR TITAN 15,020 13,518 13,518 13,62 13,518 13,518 13,518 13,518 13,518 13,518 Total Demanda Neta 42,370 13,337 45,144 13,851 46,889 14,387 48,708 14,945 Generación Bruta 45,442 13,620 48,010 14,088 50,182 14,638 52,182 15,218 Cuadro 9 Despachos generación Periodo SM Punta Arenas I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 2 4

25 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o Despacho de Generación SM Puerto Natales Años ==> Tipo de Demanda ==> Dmáx Dmín Dmáx Dmín Dmáx Dmín Dmáx Dmín Mes Demanda ==> Nº Unidad Pmax Pmax con reserva 1 Motor-Generador DIESEL (150 kw) F.Morse 0,150 0,135 2 Palmero 1.36 MW 1,360 1,224 3 Motor-Generador DIESEL (300 kw) F.Morse 0,300 0,270 Octubre Octubre Octubre Octubre Octubre Octubre Octubre Octubre MW MW MW MW MW MW MW MW 4 Motor-Generador a GAS - Waukesha 1, , Turbina Solar Saturno a GAS 0,800 0,720 0,66 6 Turbina Solar Saturno a GAS 0,800 0,720 0,72 0,220 0,470 7 Motor-Generador Caterpillar a DIESEL 1,500 1,350 8 Motor-Generador a GAS - Waukesha 1, , Jenbacher 1.42 MW 1,420 1,278 1,278 1,278 1,278 0,140 1,278 0,220 1,278 0, JM ,816 1,634 1,634 1,500 1,634 1,500 1,634 1,634 Total Demanda Neta 4,635 1,553 4,849 1,624 5,075 1,700 5,321 1,779 Generación Bruta 4,780 1,570 5,010 1,640 5,248 1,720 5,498 1,804 Cuadro 10 Despachos generación Periodo SM Puerto Natales Despacho de Generación SM Porvenir Años ==> Tipo de Demanda ==> Dmáx Dmín Dmáx Dmín Dmáx Dmín Dmáx Dmín Mes Demanda ==> Octubre Noviembre Abril Noviembre Abril Noviembre Abril Noviembre Nº Unidad Pmax Pmax con reserva MW MW MW MW MW MW MW MW 1 Generador Caterpillar DIESEL 1 0,500 0,450 2 Generador Deutz DIESEL 0,200 0,180 3 Generador Deutz DIESEL 0,200 0,180 4 Generador a GAS Waukesha 0,875 0,788 0,788 0,161 0,323 0,494 5 Generador Caterpillar DIESEL 2 0,920 0,828 6 Generador a GAS - Waukesha 1, , , , ,354 7 Generador a GAS - Waukesha 1, , Palmero 1.36 MW 1,360 1,224 0,220 9 Generador Caterpillar DIESEL 0,923 0, GE Jenbacher JM , , , ,354 Total Demanda Neta 3,111 0,613 3,295 0,643 3,457 0,675 3,628 0,708 Generación Bruta 3,124 0,614 3,295 0,643 3,457 0,675 3,628 0,708 Cuadro 11 Despachos generación Periodo SM Porvenir I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 2 5

26 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o Despacho de Generación SM Puerto Williams Años ==> Tipo de Demanda ==> Dmáx Dmín Dmáx Dmín Dmáx Dmín Dmáx Dmín Mes Demanda ==> Nº Unidad Pmax Pmax con reserva Octubre Noviembre Mayo Diciembre Mayo Diciembre Mayo Diciembre MW MW MW MW MW MW MW MW 1 Generador Caterpillar Diesel 3508B 0,590 0,531 0,531 0,168 0,531 0,170 0,531 0,173 0,531 0,175 2 Generador Caterpillar Diesel PW3508 0,500 0,450 0,206 0,245 0,256 0,267 3 Generador Diesel Caterpillar 0,360 0,324 4 Generador Cummins Diesel 0,282 0,254 5 Generador Cummins Diesel 0,282 0,254 6 Generador Deutz Diesel 0,252 0,226 7 Generador Deutz Diesel 0,252 0,226 Total Demanda 0,737 0,168 0,776 0,170 0,787 0,173 0,798 0,175 Cuadro 12 Despachos generación Periodo SM Puerto Williams 4.5 Modelos Dinámicos de Unidades Generadoras Para cada uno de los sistemas medianos de propiedad de Edelmag, con excepción del SM Puerto Williams se utilizó la información de modelos de unidades generadoras que fueron ensayados recientemente y que formaban parte de la información provista en la base de datos de Power Factory. Para el caso de Puerto Williams se usó modelos de unidades de características similares a los ya obtenidos. A los modelos proporcionados no se han efectuado ningún tipo de modificaciones en los ajustes del control de tensión y control de velocidad, por lo que se asume que su comportamiento da cumplimiento a los estándares exigidos en el Capítulo Nº3 de Exigencias mínimas para diseño de instalaciones, especialmente el Título 3-3 para instalaciones de generación. En el Anexo Nº 03 se encuentran resumidos los artículos que definen el comportamiento de las unidades generadoras y sus elementos de control. 4.6 Modelos de Carga Alimentadores Para la modelación de la carga de alimentadores y ante el desconocimiento que existe en su comportamiento dinámico se ha decidido utilizar el modelo que indica la NT en las disposiciones transitorias definidas en el Capítulo Nº9, en el artículo 9-16, y que indica lo siguiente: I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 2 6

27 4 A n t e c e d e n t e s y C o n s i d e r a c i o n e s d e l E s t u d i o Para efectos de lo dispuesto en el Título 6-2 de la presente NT, y en el caso que la Empresa no disponga de información de la variación de la demanda con la frecuencia, en el estudio de EDAC se deberá utilizar la siguiente expresión: Donde: P : Demanda a frecuencia F1 0.8 : Factor en por unidad que representa la parte de la demanda sensible a la frecuencia F 1 : frecuencia mínima de acuerdo al transitorio de frecuencia K f : Factor para representar la variación de la carga con la frecuencia igual a 1.5. Cabe destacar que el modelo propuesto en la NT sólo presenta sensibilidad de la carga con la frecuencia, pero no con la tensión. 4.7 Herramientas de Simulación Los estudios aludidos consideran realizar sendas simulaciones estáticas y dinámicas del sistema eléctrico de Edelmag. Para tales efectos, tanto en lo referente a estudios de flujos de potencia, cortocircuitos, coordinación de protecciones como a estudios dinámicos, se utilizará el programa Power Factory Versión de GmbH (u otra superior), software de amplio uso en el sector eléctrico chileno. Para ello se empleará la más completa modelación de los sistemas eléctricos de Edelmag existente en la actualidad, cuya topología para SM se indicó en términos gráficos en las figuras Nº2, 3, 4 y 5 respectivamente. I n f o r m e T é c n i c o P á g i n a 2 7