ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

Transcripción

1 VALOR Y GESTIÓN

2 RESUMEN EJECUTIVO En el siguiente informe se presentan los resultados asociados al estudio de estabilidad, realizado para analizar el impacto que tendrá la conexión de la central Punta Palmeras, de propiedad de Acciona Energía Chile S.A., al Sistema Interconectado Central. Esta central, corresponde a un parque eólico, de 45 [MW] de potencia nominal, que se conectará al SIC por medio de la subestación Las Palmas, en un nivel de tensión de 220 [kv]. Para evaluar el impacto que tendrá la incorporación de la central en el SIC, se efectuó un estudio en régimen dinámico, esto de acuerdo al comportamiento transitorio que tienen los niveles de tensión y frecuencia en las barras cercanas a las nuevas instalaciones asociadas a la central. Del mismo modo, la transferencia de potencia de las líneas aledañas eléctricamente a ésta. Además, se analiza el ángulo rotórico de generadores con respecto al ángulo de la máquina de referencia, la cual corresponde al generador Ralco 1, que inyecta potencia al sistema a través de la S/E Charrúa. Los ángulos analizados corresponden a generadores tanto del sistema al que se conecta la central como algunos de los más grandes del SIC. Todo lo anterior debe cumplir con las disposiciones establecidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente. A fin de realizar el análisis, la empresa Acciona entregó la información necesaria para la modelación del parque eólico Punta Palmeras, y la Subestación Las Palmas de propiedad de Transelec, por medio de la cual se conecta al SIC. Este estudio se realizó con la base de datos entregada por el CDEC-SIC, de Diciembre de 2013, la cual se actualizó a Agosto de 2014, mes en que se espera la puesta en servicio de la central Punta Palmeras. Esta actualización se efectuó incorporando en dicha base las correspondientes actualizaciones de generación, transmisión y demanda, del programa del SIC, publicado en el informe de fijación de precios de nudo de Octubre de 2013 de la CNE. Adicionalmente, se consideró los proyectos de generación indicados en la carta D.O. Nº0988/2013. Para estudiar el impacto provocado por la inyección del Parque Eólico Punta Palmeras, se analizaron distintos escenarios operacionales, requeridos por el CDEC en la carta antes indicada. Estos escenarios incluyen la operación tanto en condición normal como bajo las contingencias específicas solicitadas por el CDEC. También se incluyen los casos en que la central Punta Palmeras sale de servicio intempestivamente, así también se simuló la salida intempestiva del total de la generación eólica de la zona, entre otras contingencias. El resultado del análisis realizado permite corroborar que el comportamiento de las instalaciones de la central eólica Punta Palmeras, cumple con los requisitos impuestos por 2

3 la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Del mismo modo lo hace la conexión de ésta al Sistema Interconectado Central, por medio de la subestación Punta Palmeras. Se verifica entonces que la incorporación de la central al SIC no produce inconvenientes en la operación normal de éste, no siendo necesario modificar las instalaciones existentes. Se destaca que en la carta D.O. Nº0988/20 el Programa de Obras de Gx y Tx del SIC indicado por el CDEC-SIC no concuerda con el listado obras de Gx (construcción y estudio) indicado por la CNE en el Informe de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de 2013 (documento vigente). En particular no están contempladas todas las plantas fotovoltaicas indicadas por CDEC para el análisis. Esto implica que las condiciones objetivas del sistema pudieran no ser tan críticas como se indica en el estudio completo. No obstante lo anterior, la interconexión de la central Punta Palmeras en la red del SIC, no implica un impacto perjudicial en la zonas en estudio, manteniendo tensión, frecuencia, transmisión y ángulos rotóricos de los generadores normales durante su funcionamiento y salida de servicio, y por lo tanto, el ingreso a este Sistema Interconectado es técnicamente factible según los resultados de este estudio de estabilidad. 3

4 ESTUDIO DE ESTABILIDAD REV. FECHA PREPARÓ REVISÓ APROBÓ DESCRIPCIÓN F.R.S L.C.B. J.A.C. Emitido para revisión CDEC-SIC F.R.S L.C.B. J.A.C. Atiende observaciones CDEC-SIC VALGESTA ENERGÍA S.A. Alonso de Córdova Nº 5900 Piso 4, Of. 402 Las Condes Santiago Chile Tel: (+562) Fax: (+562) MARZO 2014 EL PRESENTE INFORME HA SIDO ELABORADO POR VALGESTA ENERGÍA, PARA EL CDEC-SIC POR ORDEN DE ACCIONA ENERGIA QUIEN LO RECIBE Y ACEPTA PARA SU USO CONFIDENCIAL, NO PUDIENDO DIVULGARLO A TERCEROS PREPARADO PARA: CDEC-SIC POR ORDEN DE ACCIONA ENERGÍA CHILE S.A. 4

5 TABLA DE CONTENIDOS 1 INTRODUCCIÓN OBJETIVOS RECOPILACION DE ANTECEDENTES ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES ASPECTOS CONSIDERADOS DE LA NORMA TÉCNICA ESTUDIO DE ESTABILIDAD ESCENARIOS ANALIZADOS MODELAMIENTO DE NUEVAS CENTRALES AGREGADAS RESULTADOS SIMULACIONES Escenario operacional 1: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada Escenario operacional 2: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona Escenario operacional 3: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona Escenario operacional 4: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda Escenario operacional 5: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II Escenario operacional 6: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 7: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 8: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 9: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 10: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 11: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos

6 Escenario operacional 12: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada Escenario operacional 13: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona Escenario operacional 14: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona Escenario operacional 15: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda Escenario operacional 16: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II Escenario operacional 17: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 18: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 19: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 20: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 21: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 22: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 23: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada Escenario operacional 24: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona Escenario operacional 25: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona Escenario operacional 26: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda Escenario operacional 27: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II Escenario operacional 28: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos 107 6

7 Escenario operacional 29: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 30: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 31: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 32: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 33: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 34: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada Escenario operacional 35: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona Escenario operacional 36: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona Escenario operacional 37: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda Escenario operacional 38: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II Escenario operacional 39: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 40: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 41: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 42: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos Escenario operacional 43: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos

8 Escenario operacional 44: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kv Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos CONCLUSIONES

9 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Centrales en construcción. ITD Octubre Tabla 2: Centrales recomendadas. ITD Octubre Tabla 3: Obras de Transmisión en construcción. ITD Octubre Tabla 4: Obras de Transmisión recomendadas. ITD Octubre Tabla 5: Proyección de crecimiento, consumo Regulado + Industrial, por zonas características. ITD Octubre Tabla 6: Proyección de crecimiento, consumo Regulado, por zonas características. ITD Octubre Tabla 7: Proyección de crecimiento, consumo Industrial, por zonas características. ITD Octubre Tabla 8: Actualización de la demanda a Agosto 2014 (p.u.) realizado en la Base Digsilent Tabla 9: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/ Tabla 10: Datos Generador Tabla 11: Datos Cables Media Tensión Tabla 12: Datos Transformador de poder Tabla 13: Datos Línea de Transmisión Tabla 14: Escenarios Operacionales (44) solicitados en carta D.O. Nº0988/ Tabla 15: Centrales Fotovoltaicas prontas a conectarse al SIC Tabla 16: Centrales Eólicas conectadas y prontas a conectarse al SIC Tabla 17: Características centrales Guacolda, Taltal y El Peñón Tabla 18: Temporizaciones comunes de las simulaciones Tabla 19: Despachos de interés realizados para los Escenarios 1 al Tabla 20: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 21: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 22: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 23: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 24: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 25: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 26: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 27: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 28: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 29: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 30: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 31: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 32: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 33: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 34: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 35: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 36: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 37: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario

10 Tabla 38: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 39: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 40: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 41: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 42: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 43: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 44: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 45: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 46: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 47: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 48: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 49: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 50: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 51: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 52: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 53: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 54: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 55: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 56: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 57: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 58: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 59: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 60: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 61: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 62: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 63: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 64: Despachos de interés realizados para los Escenarios 12 al Tabla 65: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 66: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 67: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 68: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 69: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 70: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 71: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 72: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 73: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 74: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 75: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 76: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 77: Evolución de la Tensión en barras, Escenario

11 Tabla 78: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 79: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 80: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 81: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 82: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 83: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 84: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 85: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 86: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 87: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 88: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 89: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 90: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 91: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 92: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 93: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 94: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 95: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 96: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 97: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 98: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 99: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 100: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 101: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 102: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 103: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 104: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 105: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 106: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 107: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 108: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 109: Despachos de interés realizados para los Escenarios 23 al Tabla 110: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 111: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 112: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 113: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 114: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 115: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 116: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 117: Evolución de la potencia en líneas, Escenario

12 Tabla 118: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 119: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 120: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 121: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 122: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 123: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 124: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 125: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 126: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 127: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 128: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 129: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 130: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 131: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 132: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 133: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 134: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 135: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 136: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 137: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 138: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 139: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 140: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 141: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 142: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 143: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 144: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 145: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 146: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 147: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 148: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 149: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 150: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 151: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 152: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 153: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 154: Despachos de interés realizados para los Escenarios 34 al Tabla 155: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 156: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 157: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario

13 Tabla 158: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 159: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 160: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 161: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 162: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 163: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 164: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 165: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 166: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 167: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 168: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 169: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 170: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 171: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 172: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 173: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 174: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 175: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 176: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 177: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 178: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 179: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 180: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 181: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 182: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 183: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 184: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 185: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 186: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 187: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 188: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 189: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 190: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 191: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 192: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 193: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario Tabla 194: Evolución de la potencia en líneas, Escenario Tabla 195: Evolución de la Tensión en barras, Escenario Tabla 196: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario Tabla 197: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario

14 Tabla 198: Evolución de la potencia en líneas, Escenario ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras Figura 2. Unilineal Parque Eólico y S/E Punta Palmeras Figura 3. Diagrama Unilineal Digsilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC Figura 4. Diagrama Unilineal simplificado de la zona

15 1 INTRODUCCIÓN La empresa Acciona Energía Chile S.A., en adelante el Cliente, está construyendo el parque eólico Punta Palmeras, en adelante la central, en la zona cercana a la ciudad de Los Vilos y espera conectarla al SIC, específicamente a la subestación Las Palmas en 220 [kv]. Dicha subestación es propiedad de la empresa Transelec. En el marco de la normativa vigente, todo central que desee conectarse al SIC, debe cumplir con requerimientos técnicos identificados en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, NT de SyCS. El presente documento corresponde al estudio de flujo de potencias, en el cual se analiza el comportamiento dinámico de la tensión y frecuencia en las barras aledañas a la central. También los ángulos rotóricos de los generadores de la zona y de los más grandes del SIC. Del mismo modo la potencia activa de las líneas eléctricamente adyacentes a la central. Se proyecta que la central inyectará en el SIC, en condición de generación normal, una potencia de 45 [MW]. Se estima que la central se incorporará al SIC en el mes de Agosto de

16 2 OBJETIVOS El Parque Eólico Punta Palmeras debe ser evaluado técnicamente, en forma dinámica, de acuerdo a las disposiciones y normativas vigentes. Esto con el fin de determinar la estabilidad transitoria del sistema al que se conecta la central, y con esto el impacto eléctrico que tendrá en el SIC su incorporación. Lo anterior basado en la evolución de las variables analizadas, desde ocurrida la contingencia, hasta llegar nuevamente a un punto de equilibrio. El análisis de la evolución que tendrán las variables anteriormente mencionadas, y con las cuales se podrá determinar el impacto de la conexión de la central en el SIC, se realiza utilizando la base de datos entregada por el CDEC-SIC, a la que se le ha agregado la central. Las simulaciones se efectuaron utilizando el software Power Factory de Digsilent. La evaluación se efectúa realizando simulaciones dinámicas de la operación del SIC, en distintos escenarios de operación, incluyendo en las centrales que estarán en funcionamiento al momento de la puesta en servicio de la central en estudio, reflejando con esto las condiciones de operación futuras del sistema. Se determina la estabilidad del sistema al incorporar la central en el SIC luego de comprobar si las variables analizadas cumplen con las exigencias establecidas en la NT de SyCS. Las contingencias aplicadas son las solicitadas en la carta D.O. generada por el CDEC- SIC, esto debido a que la topología de la zona en la que se conectan las nuevas instalaciones, corresponde a una subestación del sistema troncal del SIC. 16

17 3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES 3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO A objeto de poder realizar las modelaciones, el cliente ha enviado la información necesaria de las instalaciones de la central, de la subestación de conexión, y los equipos de ambas. Además se cuenta con la base de datos del programa Power Factory de DigSilent, enviada por el CDEC-SIC de fecha diciembre de 2013, actualizada por el consultor a Agosto de 2014, mes en que se espera que la central comience su inyección al SIC. Está proyectado que la central genere en 12 [kv] mediante 15 turbinas modelo AW IECIIa [50Hz] Acciona Windpower de 3 [MW] de potencia cada una, con un total de 45 [MW] para el parque eólico. Dichas unidades generadoras se conectarán mediante tres alimentadores a la barra de 12 [kv] que conecta con el transformador de 12/220 [kv] y 50 [MVA] de potencia, ver Figura 1. Finalmente, y por medio de un línea en 220 [kv] y de 6,4 [km] de longitud, se inyecta la potencia generada por la central al SIC, conectándose a un paño de la subestación Las Palmas de Transelec. 3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN El diagrama unilineal que se expone a continuación, en la Figura 1, muestra la configuración de la central en estudio modelo Digsilent, en la Figura 2 el unilineal detallado de la S/E Punta Palmeras y en la Figura 3 la subestación de conexión y parte del sistema SIC en la zona de conexión extraída de Digsilent. 17

18 Las Palmas J2 Line(32) Punta Palmeras J P Palmeras 220/12kV 50 MVA 11 Punta Palmeras C Line(17) Line(18) Line(26) Line(20) Line(21) Line(28) Line(25) Line(30) A.5.3(1) A5.2(2) A5.1(3) A3.3(6) A3.2(7) A3.1(8) A1.2(12) A1.1(13) Line(27) Line(29) Line(31) G ~ AW(3) G ~ AW(2) G ~ AW(1) G ~ AW(6) G ~ AW(7) G ~ AW(8) G ~ AW(1.. G ~ AW(1.. Line(19) Line(22) Line(23) Line(24) A4.2(4) A4.1(5) A2.3(9) A2.2(10) A2.1(11) A6.2(15) A6.1(14) G ~ AW(4) G ~ AW(5) G ~ AW(9) G ~ AW(1.. G ~ AW(1.. G ~ AW(1.. G ~ AW(1.. Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras 18

19 Figura 2. Unilineal Parque Eólico y S/E Punta Palmeras unilineal.pdf 19

20 0 Marquesa 66 kv TOTORAL Totora/Z PAN DE AZUCAR 0 Totoral El Arrayan PAzu/J1 PAz.. El Arrayan (.. 2-Winding Tra.. EL ARRAYAN Pan de Az.. Pan de Az PAzu/H2 PAzu SJo/H -8 PAzu/Reg 2 R. Anda Ca V Totora/E2 TALINAY 0 PAz.. Totora/E1 Totora/B2 0 0 Talinay (1) 2-Winding Talina.. Talinay Tap Talin.. Tap Talin.. I. MCDA Carga I LOS CURUROS Los Cururos.. 2-Winding T.. Los Cururos_.. MONTE REDONDO Monte Redondo (.. 2-Winding Transf.. Peñon/H 2 R. San Joaquin 110 kv Carga R Ovalle/C R. Vicu Ca Ovall Totora/B1 0 G ~ G ~ G ~ Monte Redond.. G ~ G ~ S/E Las Piedras.. I. SS/AA El Peñón Carga I 0 Ov.. -2 Totora/J V V Espino/E 0 0 Peñon/E Las Palmas/J2 Punta Palmer.. CANELA I Ca.. Punta Palmeras(43.. AAAC FLINT 375 mm.. LAS PALMAS LOS VILOS LVilos/J2 PUNTA PALMERAS I. SS/AA Las Palma.. Carga I I. Pto. Chungo + SS/AA Los Vilos 110 kv Carga I CANELA II 0 10 I. SS/AA Los Espinos Carga I Espino/J Choapa/H 0 EL PEÑON Olivos/E R. Quereo 110 kv Carga R G ~ G ~ G ~ G ~ G ~ G ~ G ~ G ~ SS/AA Olivos Carga I Illape/H Ovalle/C2 I. Ovalle 66 kv Carga I R. Ovalle 66 kv Carga R 0 NOGALES Nog.. Nog.. I. Los Piuquenes 220 kv Carga I 3 Qui.. Quill/H Quill/R 12 R. Marbella 110 kv Carga R 2 CVieja/H Quinqu L... 3 Ventan/J Qui.. R. Casas Viejas 110 kv Carga R Figura 3. Diagrama Unilineal Digsilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC 20

21 3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS La base de datos entregada por el CDEC-SIC, correspondiente a diciembre de 2013, fue actualizada a agosto de 2014, ingresando en esta las obras en construcción de: generación, transmisión y proyección de demanda publicadas por la CNE en el informe de precios de nudo vigente: FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2013 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC), OCTUBRE DE 2013, INFORME TECNICO DEFINITIVO. Así también los proyectos de generación indicados en la carta D.O. Nº0988/2013 generada por el CDEC-SIC a petición del cliente. Dichas actualizaciones se muestran en las tablas siguientes. Para llevar el SIC al escenario futuro, se seleccionaron las obras que debieran estar en servicio en agosto de Tabla 1: Centrales en construcción. ITD Octubre

22 Tabla 2: Centrales recomendadas. ITD Octubre

23 Tabla 3: Obras de Transmisión en construcción. ITD Octubre 2013 Tabla 4: Obras de Transmisión recomendadas. ITD Octubre

24 Tabla 5: Proyección de crecimiento, consumo Regulado + Industrial, por zonas características. ITD Octubre 2013 Tabla 6: Proyección de crecimiento, consumo Regulado, por zonas características. ITD Octubre 2013 Tabla 7: Proyección de crecimiento, consumo Industrial, por zonas características. ITD Octubre

25 Tabla 8: Actualización de la demanda a Agosto 2014 (p.u.) realizado en la Base Digsilent CONSUMO RESIDENCIAL CONSUMO INDUSTRIAL SISTEMA ago-14 SISTEMA ago-14 SIC NORTE 1,04 SIC NORTE 1,13 SIC CENTRO 1,05 SIC CENTRO 1,01 SIC ITAHUE 1,06 SIC ITAHUE 1,06 SIC CONCEP 1,06 SIC CONCEP 1,03 SIC SUR 1,07 SIC SUR 1,07 SIC AUSTRAL 1,07 SIC AUSTRAL 1,01 Tabla 9: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/2013 Proyecto Generación Punto de Conexión Capacidad Fecha de Puesta en Servicio Instalada MW Proyecto Fotovoltaico Javiera Barra seccionadora en LT 220 kv Diego de Almagro - Paposo 70 4º trimestre 2014 Proyecestos Fotovoltaicos Canto del Agua, Denersol II y Denersol III S/E Maitencillo 110 kv 59 Julio 2014 Central Fotovoltaica Llano de Llampos Barra seccionadora en LT 220 kv Cardones - Cerro Negro Norte 100 Diciembre 2013 Parque Eólico El Arrayán Barra seccionadora en LT 220 kv Las Palmas - Pan de Azúcar C Proyecto Fotovoltaico San Andrés Barra seccionadora en LT 220 kv Cardones - Carrera Pinto 50 Diciembre 2013 Parque Eólico Pacífico y La Cebada (Los S/E Seccionadora circuito 1 Las Palmas - Pan de Cururos) Azúcar 220 kv (a 30 km de Las Palmas) 72 Fines de 2013 Proyectos Fotovoltaicos Inca de Varas I y S/E Carrera Pinto II 50 1º semestre 2014 Proyecto Fotovoltaico "PV Salvador" Tap off en LT 110 kv Diego de Almagro - Salvador 68 1º semestre 2014 Proyectos Fotovoltaicos Valleland I y Valleland II Tap-Off en LT 220 kv Maitencillo - Cardones c1 67 1º semestre 2014 Proyectos Fotovoltaica Solar Atacama S/E Carrera Pinto 135 Julio 2014 Proyecto Solar SolaireDirect Generation x S/E Los Loros º trimestre 2014 Suma

26 3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES Tabla 10: Datos Generador Datos Generador Cantidad de unidades del Parque 15 Modelo AW109/3000 IECIIa [50Hz] Fabricante Acciona Windpower S.A. Tipo de generador Máquina asíncrona Tipo de máquina Doblemente alimentada (DFIG) Voltaje nominal 12 kv Potencia Aparente Nominal 3599 kva Potencia activa nominal 3000 kw Frecuencia nominal 50 Hz Zecuencia cero R p.u. Zecuencia cero X0 0.1 p.u. Resistencia estator Rs p.u. Mreactancia mag. Xm p.u. Reactancia estator Xs p.u. Resistencia rotor RrA p.u. Reactancia estator XrA p.u. Corriente de rotor bloqueado (IIr/In) 2.25 p.u. R/X de roto bloqueado p.u. Tabla 11: Datos Cables Media Tensión Cables de Media Tensión (1) Tipo (cable aislado) Sección Voltaje nominal Corriente nominal (subt.) Corriente nominal (aéreo) Frecuencia nominal Resistencia R1 (20 ºC) Reactancia X1 Resistencia R0 (20 ºC) Reactancia X0 XLPE Al 500 kcm 15 kv ka 1 ka 50 Hz Ω/km Ω/km 0.42 Ω/km Ω/km 26

27 Cables de Media Tensión (2) Tipo (cable aislado) XLPE Al Sección 1000 kcm Voltaje nominal 15 kv Corriente nominal (subt.) 0.65 ka Corriente nominal (aéreo) 1 ka Frecuencia nominal 50 Hz Resistencia R1 (20 ºC) Ω/km Reactancia X Ω/km Resistencia R0 (20 ºC) 0.26 Ω/km Reactancia X Ω/km Cables de Media Tensión (3) Tipo (cable aislado) XLPE Al Sección 1250 kcm Voltaje nominal 15 kv Corriente nominal (subt.) 0.8 ka Corriente nominal (aéreo) 1 ka Frecuencia nominal 50 Hz Resistencia R1 (20 ºC) Ω/km Reactancia X Ω/km Resistencia R0 (20 ºC) Ω/km Reactancia X0 0.4 Ω/km Cables de Media Tensión (4) Tipo (cable desnudo) LA-180 Sección (total) 182 mm2 Voltaje nominal 15 kv Corriente nominal (subt.) --- Corriente nominal (aéreo) ka Frecuencia nominal 50 Hz Resistencia R1 (20 ºC) Ω/km Reactancia X Ω/km Resistencia R0 (20 ºC) Ω/km Reactancia X Ω/km 27

28 Tabla 12: Datos Transformador de poder Datos Transformador de poder Tipo de transformador 2 enrollados Potencia nominal 50 MVA Tensión 220/12 kv Tipo de conexión YNd11 R1 0,00392 p.u. X1 0, p.u. R0 0,0 p.u. X0 0,06 p.u. Corriente en vacío 0,08 % Pérdidas en vacío 23,5 kw (a 100% de voltaje primario; 220/12 kv) Cambiador de Tap lado AT Taps ± 10 x 1,25 % (bajo carga Tabla 13: Datos Línea de Transmisión Datos Transformador de Poder Línea de transmisión Tipo de transformador 2 enrollados Tipo AAAC Flint Potencia nominal 50 MVA Sección 375 mm2 Tensión 220/12 kv Largo 6.4 km Voltaje nominal Tipo de conexión 220 kv YNd11 Corriente nominal R ka p.u. Frecuencia nominal X1 50 Hz p.u. Resistencia R1 (20º C) R Ohm/km 0 p.u. Reactancia X1 X Ohm/km 0.06 p.u. Resistencia R0 Corriente en vacío Ohm/km 0.08 % Reactancia X0 Pérdidas en vacío Ohm/km kw Cambiador de T ap lado AT Taps ± 11 x 1.25% (bajo carga) 28

29 4 ASPECTOS CONSIDERADOS DE LA NORMA TÉCNICA Cabe mencionar que de acuerdo con los artículos 1-4, 1-5 y 2-7 de la NT de SyCS vigente (año 2010 Modif. Rex442), todas sus disposiciones son aplicables a las instalaciones de la Central en estudio tanto en los aspectos de diseño de las instalaciones que las interconectan al SIC, como en cuanto a las condiciones de operación y su correspondiente coordinación operativa con el centro de despacho económico de carga, en adelante CDEC- SIC. Los estudios desarrollados permiten verificar el cumplimiento de aquellos aspectos que tienen relación con las condiciones de operación de la instalación con el resto del SIC. Enmarcado en el capítulo 5, en donde se establecen las exigencias para estándares de seguridad y calidad de servicio, a continuación se destacan alguno de sus artículos. Artículo 5-2 El alcance del presente capítulo es: a) Establecer estándares de SyCS que permitan calificar los estados de operación del SI y discriminar los estados aceptables de aquellos que no lo son, a partir de la definición de un conjunto de indicadores característicos de la operación del SI. b) Establecer las exigencias mediante las cuales se definen las capacidades y condiciones de operación de las instalaciones del SI. c) Definir las especificaciones y requerimientos de los Estudios Específicos que debe realizar la DO para la determinación de los límites o márgenes operacionales. Artículo 5-23 Las Instalaciones de Clientes no sometidos a regulación de precios deberán tener un Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 60 minutos, en cualquier condición de carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel de tensión como se indica a continuación: a) 0,93 inductivo y 0,96 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensión nominal inferior a 30 [kv]. b) 0,96 inductivo y 0,98 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores a 30 [kv] e inferiores a 100 [kv]. c) 0,98 inductivo y 0,995 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores a 100 [kv] e inferiores a 200 [kv]. 29

30 d) 0,98 inductivo y 1,000 en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores 200 [kv]. El factor de potencia se deberá calcular de la siguiente forma: FP = Coseno(ArcoTangente((QST+QGI)/(PST+PGI))) Donde: PST: Potencia Media Real Activa medida en la Instalación de Conexión de Cliente con el Sistema de Transmisión. Valor positivo cuando fluye desde el Sistema de Transmisión. QST: Potencia Media Real Reactiva medida en la Instalación de Conexión de Cliente con el Sistema de Transmisión. Valor positivo cuando fluye desde el Sistema de Transmisión. PGI: Potencia Media Real Activa total medida en las Instalaciones de Conexión de la Generación Interna a las Instalaciones del Cliente Libre correspondiente a la Instalación de Conexión en cuestión. Valor positivo cuando fluye desde la Generación Interna. QGI: Potencia Media Real Reactiva medida en las Instalaciones de Conexión de la Generación Interna a las Instalaciones del Cliente Libre correspondiente a la Instalación de Conexión en cuestión. Valor positivo cuando fluye desde la Generación Interna. En el caso de existir más de un Punto de Conexión de un mismo Cliente en la misma instalación del Sistema de Transmisión, el cálculo del Factor de Potencia se realizará sumando las mediciones de cada Instalación de Conexión del Cliente. En caso de existir Instalaciones de Conexión de Clientes enmalladas, el factor de potencia deberá calcularse para el conjunto de instalaciones que presentan esta característica. La exigencia del factor de potencia medido deberá cumplirse en al menos un 98% del tiempo estadístico de cada mes. Artículo 5-25 El SI deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones del Sistema de Transmisión y compensación de potencia reactiva disponibles, y suficientes márgenes y reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras, compensadores estáticos y sincrónicos, para lo cual el CDC y los CC, según corresponda, deberán controlar que la magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre: 30

31 a) 0,97 y 1,03 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 500 [kv]. b) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kv] e inferior a 500 [kv]. c) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kv]. En casos debidamente justificados en reemplazo de las tensiones nominales a que se refiere el presente artículo, la DO podrá definir tensiones de servicio para las distintas instalaciones del SI. La DO deberá justificar el uso de las tensiones de servicio mediante un Estudio Específico que se actualizará cada 2 años el cual deberá ser enviado a la SEC. En todo caso, en sus respectivas evaluaciones, el Estudio de Transmisión Troncal y los Estudios de Subtransmisión sólo deberán utilizar tensiones nominales. Artículo 5-26 Para mantener las tensiones permanentemente dentro de la banda de variación permitida en el presente título, el CDC podrá instruir a los Coordinados la operación, conexión y/o desconexión de: a) Bancos de condensadores shunt. b) Condensadores síncronos. c) Reactores shunt. d) Compensadores estáticos de potencia reactiva. e) Bancos de transformadores y autotransformadores con cambiadores de tap. f) Unidades generadoras con capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva. Artículo 5-27 En Estado Normal, el control de las tensiones del SI dentro de la banda de variación permitidas deberá efectuarse manteniendo la potencia reactiva de las unidades generadoras dentro del Diagrama PQ, de acuerdo a lo especificado en el TÍTULO 6-7 de la presente NT Artículo 5-28 Para cumplir con lo indicado en el artículo precedente, el aporte de potencia reactiva de las unidades generadoras estará limitado por los valores de la tensión máxima admisible en terminales de la unidad. Artículo 5-29 En Estado de Alerta el CDC y los CC deberán controlar que la magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre: 31

32 a) 0,96 y 1,04 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 500 [kv]. b) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kv] e inferior a 500 [kv]. c) 0,91 y 1,09 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kv]. En casos debidamente justificados en reemplazo de las tensiones nominales a que se refiere el presente artículo, la DO podrá definir tensiones de servicio para las distintas instalaciones del SI. La DO deberá justificar el uso de las tensiones de servicio mediante un Estudio Específico que se actualizará cada 2 años el cual deberá ser enviado a la SEC. En todo caso, en sus respectivas evaluaciones, el Estudio de Transmisión Troncal y los Estudios de Subtransmisión sólo deberán utilizar tensiones nominales. Artículo 5-30 En Estado de Alerta, la potencia reactiva aportada por cada unidad generadora deberá poder alcanzar el 100 % de la capacidad máxima definida en el diagrama PQ de cada unidad, por un tiempo no superior a 30 minutos, siempre que la tensión en los terminales de la unidad generadora esté comprendida en los rangos admisibles de operación de cada unidad. Artículo 5-31 La frecuencia nominal de cada SI es 50 [Hz], ante lo cual el CDC deberá adoptar todas las medidas posibles para que ésta permanezca constante, aceptándose en régimen permanente para el Estado Normal y de Alerta, que el valor promedio de la frecuencia fundamental, medida en intervalos de tiempo de 10 segundos durante todo período de siete días corridos, se encuentre en los rangos siguientes: a) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas, durante los siete días de control, supere el 60% del consumo total: - sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 99% del período; - entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante no más de un 0,5% del período; - entre 50,2 y 50,7 Hz durante no más de un 0,5% del período. 32

33 b) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas, durante los siete días de control, no supere el 60% del consumo total: - sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 97% del período; - entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período; - entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período. Artículo 5-32 La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión, el Límite por Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DO deberá mantener debidamente actualizada esta información en la página WEB del CDEC. Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente la máxima transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en riesgo el sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas determinadas por los extremos receptor y el emisor de la instalación de transmisión. El CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100 % de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. Artículo 5-39 En Estado Normal o Estado de Alerta, y en condiciones inmediatamente posteriores a una Contingencia Simple, el CDC podrá operar los Elementos Serie del Sistema de Transmisión manteniendo la corriente transportada en un valor inferior al límite de sobrecarga admisible de corta duración definido por cada uno de los Coordinados. Para efectos de lo señalado anteriormente, se entenderá por corta duración al período de duración igual a 15 minutos. Para la definición del anterior límite, se deberá considerar como condición inicial de operación previa a la Contingencia Simple, aquella condición de operación más probable entre las condiciones de operación capaces de producir la sobrecarga más severa. Artículo 5-41 En Estado Normal, las Contingencias Simples de severidad creciente que deberán ser consideradas y superadas sin pérdida de sincronismo de las unidades generadoras del SI, 33

34 logrando al final del transitorio de falla el cumplimiento de los estándares definidos en el Artículo 5-29 de la presente NT, serán las siguientes: a) Severidad 1, b) Severidad 2, c) Severidad 3, d) Severidad 4, y e) Severidad 5. Severidades (descripción) Severidad 1 : Desconexión de un condensador serie sin recurrir a los EDAC ni al EDAG. Severidad 2 : Cortocircuito monofásico sin impedancia de falla aplicado sobre uno de los circuitos de las líneas de transmisión de doble circuito o sobre una línea de simple circuito con o sin Redundancia de Vínculo, seguido de la apertura en tiempo normal de la fase fallada por acción de la protección primaria y posterior reconexión monofásica exitosa con un retardo de tiempo definido, sin actuación de los EDAC y/o EDAG y/o ERAG. Tratándose de enlaces HVDC consiste en la falla de un polo con re-encendido exitoso en tiempo definido. Severidad 3 : Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla aplicado sobre líneas de transmisión de simple circuito, sin Redundancia de Vínculo, seguido de la desconexión de la línea en tiempo normal por acción de la protección primaria, admitiendo la actuación del EDAC y/o EDAG y/o ERAG. Severidad 4 : Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla aplicado sobre uno de los circuitos de las líneas de transmisión de doble circuito o sobre una línea de simple circuito con Redundancia de Vínculo, seguido de la desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de la protección primaria, admitiendo la actuación limitada del EDAC y/o EDAG y/o ERAG. Tratándose de enlaces HVDC de más de un polo, consiste en la falla permanente de un polo. Severidad 5 : Desconexión intempestiva de la unidad generadora de mayor tamaño admitiendo desconexión automática limitada de carga, y/o pérdida del mayor módulo de carga admitiendo la actuación limitada del EDAG y/o ERAG. También son Severidad 5 las fallas permanentes en el polo de enlaces HVDC monopolares. Severidad 6 : Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla aplicado sobre uno de los circuitos de las líneas de transmisión de doble circuito, seguido de la desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de la protección primaria y salida del circuito 34