ESTUDIO IMPACTO PARA LA CONEXIÓN

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1 &ESDI ESTUDIO ESTABILIDAD DINÁMICA PROYECTO FOTOVOLTAICO JAVIERA ESTUDIO IMPACTO PARA LA CONEXIÓN FECHA TITULO EJEC. REV/APROB APROB. REVISION (ESDI) (ESDI/RNE) (RNE) EMITIDO PARA OBSERVACIONES AC/CS OMV MC A EMITIDO PARA APROBACIÓN AC/CS OMV MC B ACTUALIZADO CON COMENTARIOS CDEC-SIC CS C 1

2 CENTRAL PV JAVIERA ESTUDIO DE ESTABILIDAD DINÁMICA PARA PROYECTO FOTOVOLTAICO JAVIERA INFORME DE ESTABILIDAD DINÁMICA JULIO

3 ESTUDIO ELÉCTRICO DE ESTABILIDAD DINÁMICA PROYECTO DE CENTRAL FOTOVOLTAICA JAVIERA INDICE 1. RESUMEN EJECUTIVO INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES ESPECÍFICOS DEL ESTUDIO Sistema eléctrico Topología del sistema eléctrico Descripción del sistema eléctrico en torno al proyecto Plan de Expansión de la Transmisión Escenarios propuestos Generación y Demanda Modelo eléctrico del Sistema CASOS A ANALIZAR ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS ESTUDIO DE ESTABILIDAD DINÁMICA Caso 1: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, con Central Taltal al máximo y con ERNC ajustadas en generación y con PV Javiera Caso 2: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, con Central Taltal al máximo y con ERNC ajustadas en generación y sin PV Javiera Caso 3: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, con Eólico Taltal al 10% y con ERNC ajustadas en generación y con PV Javiera Caso 4: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, con Eólico Taltal al 10% y con ERNC ajustadas en generación y sin PV Javiera Caso 5: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, central Taltal, con PV Javiera al máximo y con ERNC ajustadas CONCLUSIONES ANEXOS: ANEXO I: GRAFICOS DE RESULTADOS ANEXO II: DEMANDA ZONA NORTE DEL SIC

4 ESTUDIO DE ESTABILIDAD DINÁMICA PARA PROYECTO DE CENTRAL FOTOVOLTAICA JAVIERA 1. RESUMEN EJECUTIVO Este documento contiene los resultados de los Estudios de Estabilidad Dinámica, que se realizaron para la conexión de la central fotovoltaica Javiera en la zona norte del Sistema Interconectado Central (SIC). Entre los aspectos analizados se consideran las evaluaciones dinámicas que en el presente documento corresponden a estudios de estabilidad temporal ante grandes perturbaciones, las cuales son contrastadas según las disposiciones de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Estas evaluaciones dinámicas han sido ejecutadas para condiciones operacionales que caracterizan la posible operación que tendría la central.para el análisis se utilizó el software Power Factory de DigSilent. Para el Estudio de Estabilidad Dinámica se consideraron en total 5 casos de estudios, de los cuales los casos 1 y 2 (con y sin la central PV Javiera) corresponden a uno de los despachos propuestos por el CDEC-SIC en su carta D.O.N 1187/2013. Los casos 3 y 4 (con y sin la central Javiera), es un escenario con máxima generación de las centrales ERNC. Los casos sin la central PV Javiera se realizaron con el objeto de identificar cómo se comporta el sistema sin esta central de esta forma identificar los impactos que tiene la central en estudio sobre el sistema eléctrico. Finalmente el caso 5 se utilizará para evaluar la operación del sistema cuando se aísla el sistema al norte de Cardones. Todos los casos utilizan la demanda máxima en la zona norte del SIC. El análisis de Estabilidad Dinámica considera escenarios de contingencia para cada uno de los casos estudiados, en donde los elementos que fallan son de transmisión y generación, y se analizan los efectos desde la subestación Diego de Almagro hasta la subestación Nogales, de acuerdo a lo propuesto por el CDEC-SIC. Desde un punto de vista metodológico, el Estudio de Estabilidad Dinámica consiste en analizar el cumplimiento de los estándares establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCs), en lo referente a los niveles de tensión, frecuencia, flujos de potencia, factor de amortiguamiento, frente a contingencias en el sistema eléctrico, considerando la operación de la central PV Javiera. Como conclusión del Estudio se pudo inferir que la central PV Javiera no tiene un impacto en las condiciones operacionales que fueron estudiadas. La Central PV Javiera no influye en las variables eléctricas del sistema ya que con su presencia o no, estas variables aun cumplen con lo indicado en la NTSyCS. ESDI LTDA. 4

5 2. INTRODUCCIÓN Este documento tiene por objeto entregar los resultados delos Estudios de Estabilidad Dinámica que tienen relación con la conexión de central PV Javiera en la zona norte del Sistema Interconectado Central, específicamente en lo relacionado con las sobrecargas de líneas de transmisión, niveles de tensión, frecuencia y factor de amortiguamiento en forma temporal frente a contingencias en el sistema de transmisión y en el parque generador. Esta central fotovoltaica inyectará su electricidad en una subestación que seccionará la línea 1x110 kv Taltal - Diego de Almagro. En este estudio se utilizó el software Power Factory de DigSilent, dado lo anterior, la información utilizada para los casos de estudios se encuentra contenida en las Bases de Datos con formato Power Factory de DigSilent. Para este estudio se consideraron cinco casos de estudios, de los cuales los primeros dos (caso 1 y 2) corresponde a un caso operacional propuesto por el CDEC-SIC (con y sin PV Javiera, respectivamente). Mientras los otros dos casos (caso 3 y 4) corresponden a un caso propuesto por el consultor (con y sin la central PV Javiera). El quinto caso es utilizado para evaluar el desempeño del sistema al sur de Cardones cuando se genera una isla inestable al norte de dicha subestación. Para completar el análisis de Estabilidad Dinámica de la central PV Javiera se han considerado la contingencia de elementos de transmisión y generación en el norte del SIC (entre la S/E Diego de Almagro y la S/E Nogales). 5

6 3. ALCANCE DEL ESTUDIO Este informe contiene los supuestos y resultados del análisis de Estabilidad Dinámica, para las diferentes condiciones de operación del sistema eléctrico en el que se desea conectar la central PV Javiera. Se puede observar en este estudio el impacto que tendrá esta conexión en el sistema de transmisión, a través del análisis de las capacidades, niveles de tensión, frecuencia y factor de amortiguamiento, de los elementos del sistema de transmisión. La conexión de la central PV Javiera se realizará en una subestación que seccionará la línea 1x110 kv Taltal Diego de Almagro (a 20 km de la subestación Diego de Almagro), de propiedad de ELECDA. El estudio se realiza considerando la topología actual de SIC Norte, incorporando los siguientes proyectos ERNC que fueron informados por CDEC-SIC para efectos de realizar este análisis: Tabla N 1: Proyectos ERNC propuestos por el CDEC-SIC Proyecto Generación Punto de Conexión Capacidad Instalada MW Fecha de Puesta en Servicio Central Fotovoltaica Llano de Llampos Barra seccionadora en LT 220 kv Cardones - Cerro Negro Norte 100 dic-13 Proyecto Fotovoltaico San Andrés Proyecto Fotovoltaico "PV Salvador" Proyectos Fotovoltaicos Valleland I y Valleland II Barra seccionadora en LT 220 kv Cardones - Carrera Pinto. Tap off en LT 110 kv Diego de Almagro - Salvador Tap-Off en LT 220 kv Maitencillo - Cardones c trimestre º semestre º semestre 2014 Central Fotovoltaica Solar Atacama S/E Carrera Pinto 135 jul-14 Parque eólico Taltal Parque Eólico Pacífico y La Cebada (Los Cururos) Parque Eólico El Arrayán Tap Off en LT 220 kv Diego de Almagro - Paposo S/E Seccionadora circuito 1 Las Palmas Pan de Azúcar 220 kv (a 30 km de Las Palmas) Barra seccionadora en LT 220 kv Las Palmas Pan de Azúcar C2 99 sep trimestre de semestre 2014 Proyecto Solar Solaire Direct Generation x 05 S/E Los Loros 50 3º trimestre 2014 Además, en el sistema de transmisión se considera que se encuentra en operación el CER de Cardones (con fecha de puesta en servicio en octubre de 2014, Informe de Precios de Nudo de octubre de 2013). 6

7 4. ANTECEDENTES ESPECÍFICOS DEL ESTUDIO 4.1. Sistema eléctrico A continuación se describe la topología del sistema eléctrico de la zona en estudio, las consideraciones, características de las demandas, las generaciones utilizadas, y el modelo eléctrico utilizado. Cabe señalar que aunque el Sistema Interconectado Central (SIC) basa su operación en el mínimo costo de operación del sistema, existen casos de operación donde no es posible aplicar directamente este procedimiento, también conocido como orden de mérito. Estas situaciones son producidas por las restricciones técnicas en el sistema eléctrico, en especial por las restricciones de las líneas de transmisión, lo cual induce en algunos casos a operaciones forzadas de centrales que no se encuentran incluidas en primera instancia en la programación realizada únicamente considerando el orden de mérito. Este es un elemento relevante en la actual operación de la Zona Norte del SIC Topología del sistema eléctrico La central PV Javiera tendrá una capacidad máxima de generación de 65 MVA y fecha de puesta en servicio en diciembre de La central PV Javiera se conectará a una subestación que seccionará la línea 1x110 kv Taltal Diego de Almagro, de propiedad de ELECDA. La subestación seccionadora se encuentra inmediatamente al lado de la subestación elevadora de la central PV Javiera. La conexión al sistema será a 20 km de la subestación Diego de Almagro Descripción del sistema eléctrico en torno al proyecto Las subestaciones del sistema de transmisión troncal que se encuentran más cerca del punto de conexión de la central PV Javiera (ordenadas de norte a sur) son: Diego de Almagro, Carrera Pinto, Cardones y Maitencillo. La línea de Transmisión Troncal en 220 kv que pasa por la subestación Diego de Almagro, Carrera Pinto, y Cardones es de simple circuito, de propiedad de TRANSELEC. La línea que va desde la subestación Cardones hasta la subestación Maitencillo tiene tres circuitos, de propiedad de TRANSELEC. Las líneas simple circuito son operadas con un criterio de operación n, mientras que los sistemas de doble o más circuitos son operados actualmente con un criterio de seguridad n-1. Lo anterior se infiere del Estudios de Restricciones del Sistema de Trasmisión (ERST) del CDEC-SIC Paralelo al sistema de Transmisión Troncal en 220 kv, está el sistema de Subtransmisión en 110 kv, de propiedad de TRANSELEC, y que se extiende desde la subestación Cardones hasta la subestación Maitencillo. Este sistema alimenta las subestaciones de distribución primarias Copiapó, Cerrillos, Tierra Amarilla y Vallenar. Este sistema de subtransmisión se denomina SIC-1 en los estudios de precios en subtransmisión Existen varias centrales generadoras en la zona de estudio, una de ellas está ubicada en la subestación Diego de Almagro e inyecta su energía en la barra 110 kv de esta subestación, al igual que la central PV Javiera que evacuará sus flujos a través de la línea 1x110 kv Taltal Diego de Almagro. En la barra de 220 kv de esta subestación se conectan, por medio de los sistemas de transmisión adicionales, la central Taltal y la central San Lorenzo. Otras centrales conectadas al SIC Norte son la Central Guacolda, Central Termopacífico, Central Tierra Amarilla, Central Huaco, Central Olivos, entre otras. Adicional a lo anterior, entre las 7

8 subestaciones Los Vilos y Pan de Azúcar se conectan las primeras centrales eólicas que se instalaron en el SIC: Canela 1, Canela 2, Central Eólica Totoral y Central Eólica Monte Redondo. También en la zona norte del SIC existe un EDAG para la Central Guacolda y un SVS en la S/E Diego de Almagro, ambos elementos importantes para la estabilidad de la zona. Por último se puede indicar que en la zona que se está analizando existen clientes libres con un alto nivel de demanda, como por ejemplo las mineras: La Candelaria, La Coipa y El Salvador Plan de Expansión de la Transmisión De acuerdo a los planes de transmisión troncal, a la fecha de puesta en servicio de la Central PV Javiera no se visualizan ampliaciones o modificaciones al sistema de transmisión de la zona norte del SIC. Por otro lado, si se prevé la puesta en servicio del CER de Cardones en octubre de 2014, antes de la puesta en servicio de la central PV Javiera. Se puede señalar que se prevé que en el año 2017 se ponga en servicio la línea 2x220 kv Cardones Diego de Almagro, tendido primer circuito. De acuerdo al último informe de expansión troncal emitido por la CNE, además se prevé la instalación del 2 circuito de la línea 2x220 kv Cardones Diego de Almagro y su seccionamiento en la subestación Carrera Pinto, la fecha de puesta en servicio de estos proyecto será el A través de este proyecto se espera aumentar la capacidad de transmisión del extremo norte del SIC, zona de directa relación con el proyecto en estudio Escenarios propuestos De acuerdo a lo indicado en el anexo 1 de su carta DO N 1187/2013, de los escenarios que se deben desarrollar en el estudio de impacto de flujos de potencia, se decidió analizar en el Estudio de Estabilidad Dinámica el caso con una unidad de la central Taltal en operación. Además del caso indicado se incorpora un caso de estudio con el despacho de la central PV Javiera a máxima capacidad. Juntos con los dos casos indicados se analizaron los mismos casos pero sin la central PV Javiera. Se debe considerar que el nivel de demanda para este caso es alta en la Zona Norte del SIC (demanda medida desde el extremo norte del SIC hasta S/E Nogales) y tomando como base un escenario con hidrología seca. Caso 1: 4 Unidades Guacolda Mínimo Técnico + Central Taltal (1 unidad) + ERNC Ajusta Generación. Caso 2: Caso 1 Sin PV Javiera en Operación. Caso 3: 4 Unidades Guacolda Mínimo Técnico +ERNC Máxima Capacidad con Eólica Taltal a Baja producción. Caso 4: Caso 3 Sin PV Javiera en Operación. Caso 5: 4 Unidades Guacolda Mínimo Técnico + Central Taltal (1 unidad) + PV Javiera a máxima capacidad y ERNC ajustadas. Los despachos seleccionados (como se pueden ver en el punto 5. CASOS A ANALIZAR) consideran el respeto a los límites de transferencia que tienen las líneas de transmisión de la zona. Sobre las contingencias, se plantea el análisis de los siguientes escenarios de contingencias para cada uno de los cuatro primeros casos de estudio, considerando la salida de servicio no simultánea de cada uno de los siguientes elementos: 8

9 Desconexión intempestiva del total de la generación de la central PV Javiera (solo en los casos con PV Javiera). Desconexión intempestiva de una unidad de la Central Guacolda. Desconexión intempestiva de una unidad de la Central Taltal. Falla bifásica a tierra en línea 1x220 kv Diego de Almagro Carrera Pinto, 5% y 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. Falla bifásica a tierra en línea 1x220 kv Carrera Pinto Cardones, 5% y 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. Falla bifásica a tierra en línea 220 kv Cardones Maitencillo, 5% y 95% de la línea con apertura simultánea en ambos extremos. Para el caso 5 se analiza únicamente la contingencia: Falla bifásica en línea 1x220 kv San Andrés - Cardones en el extremo Cardones (95%) y apertura simultánea en ambos extremos. Se han analizados en estos estudios el impacto en el sistema de transmisión troncal hasta la subestación Nogales por el Sur Generación y Demanda A partir de los modelos disponibles del SIC, y de los escenarios propuestos por el CDEC-SIC se definieron los despachos de las centrales generadoras que permitirán la operación dentro de los límites establecidos para el sistema de transmisión. De acuerdo a lo propuesto por el CDEC-SIC para los estudios de flujos de potencia, la demanda que se ha considerado utilizar para el desarrollo de los Estudios de Estabilidad Dinámica la demanda alta del sistema norte del SIC (medida desde la subestación Nogales hasta la subestación Diego de Almagro) Modelo eléctrico del Sistema Para modelar el sistema el eléctrico, se utilizó el software DigSilent Power Factory y los parámetros utilizados corresponden a los de la Base de Datos DigSilent del CDEC-SIC de diciembre de Para el modelo de las centrales fotovoltaicas se utilizó el modelo de Ingecon para Power Factory, que fue entregado por Sun Edison al consultor del estudio. Para el modelo de los parques eólicos se replicó el modelo de la central Talinay contenido en la base de datos DigSilent del CDEC-SIC de diciembre de Para la fecha de puesta en servicio se considerarán los proyectos de generación y transmisión de la zona norte del SIC que están indicados en el informe de precios de nudo de la CNE y los proyectos de generación ERNC indicados por el CDEC-SIC en su carta DO N 1187/2013 (o Tabla N 1). La información para la modelación de los proyectos ERNC que fueron incorporados en este análisis se obtuvieron de su EIA (Estudio de Impacto Ambiental) y/o información entregada por el CDEC-SIC. 9

10 Se modeló el SIC completo, incluyendo los sistemas de Transmisión Troncal, de Subtransmisión y de Transmisión Adicional. El nivel de demanda alta para el Norte del SIC se obtuvo a partir de la demanda alta contenida en la base de datos DigSilent del CDEC-SIC y las tasas de crecimiento para los consumos libres y residenciales del Informe de Precios de Nudo del Como criterio de seguridad para la realización de los estudios, no se consideraron aumentos de demanda por proyectos mineros que no se encuentran en operación, ya que su puesta en servicio se puede retrasar. Para los límites de transmisión utilizados para la preparación de los casos se consideraron los límites descritos en el Estudios de Restricciones del Sistema de Transmisión (ERST) del CDEC-SIC 2013 y el EDAG de la Central Guacolda que opera frente a fallas sobre la línea Pan de Azúcar - Maitencillo, ambos entregan los criterios de operación de las líneas de transmisión troncal en la zona de estudio y los supuestos para la realización de este estudio se mantienen al fecha. 5. CASOS A ANALIZAR Como se ha mencionado anteriormente, el estudio de impacto de la conexión de la central PV Javiera se realiza sobre 4 casos de estudios, en condiciones secas y demanda máxima para la zona norte del SIC, sobre los cuales se incorpora la central PV Javiera. Cabe destacar que el análisis de los casos de estudio que no consideran la conexión de la central PV Javiera se realizan con el objetivo de revisar el estado en que está operando el sistema eléctrico del Norte del SIC sin la conexión de la central PV Javiera, es decir, para poder comparar los casos con PV Javiera contra un escenario sin PV Javiera, estos casos se encuentran ajustados como si la central PV Javiera no estuviera disponible para su operación. Los escenarios analizados son los siguientes: Número Código Observación 1 C1 + PV Javiera 2 C1 Sin PV Javiera 3 C2 + PV Javiera 4 C2 - Sin PV Javiera 5 C3 + PV Javiera Caso 1: Se considera las 4 Guacoldas operando a mínimo técnico, Taltal 1 unidad, las ERNC indicas, y con PV Javiera. Caso 2: Se considera las 4 Guacoldas operando a mínimo técnico, Taltal 1 unidad, las ERNC indicas, y sin PV Javiera. Caso 3: Se considera las 4 Guacoldas operando a mínimo técnico, las ERNC indicas y Eólica Taltal con baja producción, y con PV Javiera. Caso 4: Se considera las 4 Guacoldas operando a mínimo técnico, las ERNC indicas y Eólica Taltal con baja producción, y sin PV Javiera. Caso 5: Se considera las 4 Guacoldas operando a mínimo técnico, Taltal 1 unidad, con PV Javiera al máximo de su capacidad y ERNC ajustadas. 10

11 Se presenta a continuación los despachos de potencia activa de cada escenario: Guacolda Solares Fotovoltaicos Parques Eólicos Escenarios G1 G2 G3 G4 PV1 PV2 PV3 PV4 PV5 PV6 Eólico 1 Eólico 2 Eólico 3 PV Javiera Taltal T. Pacifico Total Inyecciones MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW Caso 1: C1 + PV Javiera Caso 2: C1 - PV Javiera Caso 3: C2 + PV Javiera Caso 4: C2 - PV Javiera Caso 5: C3 + PV Javiera , Siglas: PV1: PV2: PV3: PV4: PV5: PV6: Eólico 1: Eólico 2: Eólico 3: Llano Llampo San Andrés Salvador Valleland Sol Atacama Los Loros Taltal Los Cururos El Arrayan Además, en la zona norte del SIC se mantuvo la operación de las centrales el Peñón con 20 MW, Los Molles con 1 MW, Río Huasco 1 MW. Se debe recordar que las subestaciones Nogales y Quillota reciben las inyecciones de las centrales de la zona de Quintero y San Luis, que no se encuentran descritas en este cuadro de despachos. La demanda utilizada en los estudios para la zona norte del SIC alcanza los 1027 MW, de acuerdo a la distribución de demanda por zona de la base de datos DigSilent de diciembre de 2013, por lo que algunos consumos se encuentran conectados a la subestación Quillota de acuerdo a esta distribución, (para más detalles ver anexo III). 11

12 6. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS A continuación se presentan los resultados obtenidos del Estudio de Estabilidad Dinámica ESTUDIO DE ESTABILIDAD DINÁMICA El estudio de estabilidad dinámica evaluó el impacto de la conexión de la Central PV Javiera en las variables de tensión, frecuencia, ángulos rotóricos, flujos por las líneas, el factor de amortiguamiento del SIC y el cumplimiento de estas variables según lo indicado en la NTSyCS. El análisis se concentró en el área de influencia de Central PV Javiera, es decir, el sistema entre las Subestaciones Diego de Almagro, Taltal, Carrera Pinto, Cardones y Maitencillo, obstante se extendió dicho análisis desde la Subestación Taltal hasta la Subestación Nogales del SIC. Las contingencias a analizar se basaran en las indicadas en la NTSyCS, las cuales el sistema debe superar sin la perdida de sincronismo de las unidades generadoras de este y lograr al final del transitorio de falla el cumplimientos de los estándares de tensión para estado alerta en el caso de una contingencia de Severidad 3 y estándares de tensión para estado de emergencia para contingencias de Severidad 4 y 5. Las contingencias a considerar son: Contingencia de 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. Contingencia de 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 en 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. Contingencia de 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. Para realizar el estudio de estabilidad dinámica se utilizó el software DigSilent Power Factory y las simulaciones contemplan realizar las contingencias anteriores en diferentes partes del sistema evaluando el impacto en la estabilidad transitoria. Cada contingencia se analiza por separado y se verifica el cumplimiento de la NTSyCS, en especial el capítulo 5 que indica los estándares de seguridad del servicio. Se verificara el cumplimiento principalmente de los estándares de recuperación dinámica de voltaje, frecuencia y factor de amortiguación según lo siguiente: Artículo 5-43: Encontrándose en Estado Normal al ocurrir una Contingencia hasta severidad 7, la tensión no deberá descender transitoriamente por debajo de 0,70 por unidad luego de 10 [ms] de despejada la contingencia, en ninguna barra del Sistema de Transmisión. La tensión tampoco podrá permanecer por debajo de 0,80 por unidad, por un tiempo superior a 1 segundo. La magnitud de la 12

13 tensión en todas las barras del SI deberá converger a su valor final, ingresando dentro de una banda de tolerancia de ±10% en torno al mismo, en un tiempo no superior a 20 segundos, medido desde el instante de aplicación de la contingencia. Artículo 5-44: En el caso de una Contingencia Simple, la frecuencia mínima admitida en instalaciones del Sistema de Transmisión de tensión superior a 200 [kv] será igual a 48,30 [Hz], aceptándose en instalaciones de Sistemas de Subtransmisión o Sistemas de Transmisión Adicional, un descenso transitorio de la frecuencia por debajo de 48,30 [Hz] durante un tiempo inferior a los 200 [ms]. Artículo 5-47:Luego de ocurrida una Contingencia Simple, el factor de amortiguación (ζ) de las oscilaciones electromecánicas, medido sobre las oscilaciones de potencia activa en la línea de transmisión que transporta mayor potencia y cuya localización sea la más cercana al lugar de ocurrencia de la contingencia, deberá tener un valor mínimo del 5%. Artículo 5-48: La determinación del factor de amortiguación ( ζ ) se realizará a través de la medición de los máximos de la onda de potencia activa en la línea de transmisión evaluada, correspondientes a dos semiciclos consecutivos de igual signo, ya sea positivo o negativo, sean A1 y A2 respectivamente, y a continuación, se calculará el coeficiente RA mediante el cociente entre A2 y A1. El factor ζ resultará de aplicar la siguiente fórmula: En el caso que las oscilaciones iníciales tengan una forma irregular y en situaciones que ello aplíquese podrán utilizar metodologías para descomponer señales irregulares en sus componentes oscilatorias y amortiguadas. En este caso, se adoptará como valor de amortiguamiento el correspondiente al modo de oscilación amortiguada dominante, es decir aquel que tiene un período similar a la oscilación irregular. En el caso de no ser posible la descomposición anterior el factor de amortiguamiento se calculará cuando la forma de onda presente un comportamiento oscilatorio amortiguado, luego del tiempo irregular de la onda. Artículo 5-49: Con el fin de garantizar la recuperación del SI frente a las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 y Artículo 5-42 de la presente NT, los tiempos de actuación de las protecciones propias de la instalación afectada deberán asegurar el efectivo despeje de las fallas en tiempo: a) Inferior a 6 ciclos, para unidades generadoras directamente conectadas a instalaciones del Sistema de Transmisión Trocal o Sistemas de Subtransmisión. b) Inferior a 20 ciclos, para líneas y transformadores del Sistema de Transmisión Troncal o Sistemas de Subtransmisión con tensión nominal inferior a 200 [kv]. c) Inferior a 6 ciclos, para líneas y transformadores del Sistema de Transmisión Troncal o Sistemas de Subtransmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kv], según corresponda. 13

14 No obstante lo anterior, a solicitud del Coordinado y previa entrega de los estudios técnicos correspondientes, la DO del CDEC podrá aceptar tiempos de operación mayores a 20 ciclos en instalaciones del Sistema de Subtransmisión, con nivel de tensión inferior a 100 kv y que no estén conectadas mediante equipos de transformación a instalaciones del Sistema Troncal, cuando estos tiempos no comprometan la seguridad del sistema ni la continuidad de suministro a clientes finales. Asimismo, los tiempos de protección de las Instalaciones de Clientes dispondrán de rangos de tiempo suficientes para una adecuada coordinación de las protecciones de acuerdo a curvas características tiempo-corrientes, estándares, según las Normas IEC o ANSI/IEEE, para su adecuado ajuste según los estudios de ajuste de protecciones que deberán realizar los propietarios de las instalaciones en cada caso. Para cada uno de los casos de falla analizados se muestran reportes de las variables mencionadas en la zona norte del SIC (Atacama y Coquimbo). Para efectos de presentación en este documento se muestra un resumen de los resultados mientras que en anexo se acompañan los gráficos con las variables analizadas en cada contingencia, para poder apreciar los resultados con un mayor nivel de detalle. Los escenarios de contingencia se obtienen considerando la falla de líneas troncales y la salida de la Central PV Javiera. Los escenarios analizados para cada caso son los siguientes: Nº Nombre Descripción 1 Cont 1 Desconexión intempestiva de la Central PV Javiera. 2 Cont 2 Desconexión intempestiva de una unidad de Central Guacolda. 3 Cont 3 Desconexión intempestiva de una unidad de Central Taltal GNL (solo caso 1 y 2). 4 Cont Cont Cont 5 Falla bifásica a tierra en línea 220 kv Cardones Maitencillo, en el 5% de la línea con apertura simultánea en ambos extremos. Falla bifásica a tierra en línea 220 kv Cardones Maitencillo, en el 95% de la línea con apertura simultánea en ambos extremos. Falla bifásica a tierra en línea San Andrés Cardones, al 95 % de la línea con apertura simultánea en ambos extremos. Los primeros 5 escenarios de contingencia se aplican en los casos 1, 2, 3 y 4. El escenario 6 de contingencia (Cont 5) se aplica únicamente al caso 5 (por solicitud del CDEC-SIC). Cabe recordar que la contingencia que incluye la falla de la central PV Javiera sólo se aplica para los escenarios en que esta central está operando. La secuencia de operación para la simulación de las contingencias es la siguiente: 0,000 ms: Comienzo de la simulación. 1,000 ms: Aplicación de la contingencia respectiva. 1,120 ms: Apertura simultanea de ambos extremos de la línea respectiva (en caso de fallas). 20,000 ms: Termino de la simulación. 14

15 Cabe destacar que las contingencias que a continuación se describen tuvieron un resultado inestable para el sistema, por lo que no se han incluido los resultados en este informe. Lo anterior se debe a los excedentes de generación que se encuentran operando al momento de la falla al norte de las subestaciones Diego de Almagro y Cardones respectivamente. Esto ocurre en ambos casos, ya sea con la central PV Javiera Conectada o sin esta. Falla bifásica a tierra en línea 220 kv Diego de Almagro Carrera Pinto, 5% y 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. Falla bifásica a tierra en línea 220 kv Carrera Pinto Cardones, 5% y 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. A pesar de lo anterior, por solicitud del CDEC-SIC, se ha agregado el caso 5 y la contingencia 6 al estudio. La contingencia 6 será evaluada únicamente en el caso 5. Dicha contingencia aísla el sistema al norte de Cardones, provocando inestabilidad en la isla norte debido a excedentes de generación. No obstante, el sistema al sur de Cardones se mantiene estable en el estado post-contingencia, por esto se analizará el desempeño dinámico desde Cardones a Nogales. 15

16 Caso 1: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, con Central Taltal al máximo y con ERNC ajustadas en generación y con PV Javiera El comportamiento del Voltaje en las barras analizadas del sistema ante las distintas contingencias es el siguiente: Tensión Transitoria 10 ms después del despeje de la falla en Barras Principales de la Zona Barras Tensión Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Respuesta Cumplimiento NT Art. Nominal Tensión Tensión (pu) Tensión (pu) Tensión (pu) Tensión (pu) Dinámica 5-43 Barras (kv) (pu) Taltal 110 0,988 0,980 0,981 1,167 1,122 Amortiguada Diego de Almagro 110 1,009 0,998 0,998 1,150 1,119 Amortiguada Diego de Almagro 220 1,001 0,999 0,999 1,120 1,100 Amortiguada Carrera Pinto 220 1,002 0,998 1,003 1,079 1,056 Amortiguada Cardones 220 1,007 1,006 1,007 1,038 1,012 Amortiguada Maitencillo 220 1,029 1,030 1,030 1,012 0,982 Amortiguada Punta Colorada 220 1,031 1,032 1,032 1,010 0,985 Amortiguada Pan de Azúcar 220 1,028 1,029 1,029 1,008 0,988 Amortiguada Las Palmas 220 1,044 1,045 1,045 1,037 1,028 Amortiguada Los Vilos 220 1,040 1,041 1,041 1,038 1,033 Amortiguada Nogales 220 1,030 1,030 1,030 1,034 1,034 Amortiguada 16

17 El comportamiento de la frecuencia en las barras analizadas del sistema ante las distintas contingencias es el siguiente: Evolución Frecuencia Barras Principales de la Zona Barras Tensión Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Cumplimiento Respuesta Nominal Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia NT Dinámica Barras (kv) mínima Hz mínima Hz mínima Hz mínima Hz mínima Hz Art Taltal ,98 49,95 49,96 47,71 48,73 Amortiguada Diego de Almagro ,98 49,95 49,96 48,83 49,21 Amortiguada Diego de Almagro ,98 49,95 49,96 48,87 49,28 Amortiguada Carrera Pinto ,98 49,95 49,96 49,18 49,50 Amortiguada Cardones ,98 49,95 49,96 49,62 49,60 Amortiguada Maitencillo ,98 49,95 49,96 49,60 49,52 Amortiguada Punta Colorada ,98 49,95 49,96 49,68 49,65 Amortiguada Pan de Azúcar ,98 49,95 49,96 49,75 49,74 Amortiguada Las Palmas ,98 49,95 49,96 49,88 49,88 Amortiguada Los Vilos ,98 49,95 49,96 49,92 49,92 Amortiguada Nogales ,98 49,95 49,96 49,98 49,98 Amortiguada La frecuencia mínima en Taltal desciende bajo los 48.3 Hz, pero como se trata de un Sistema de Subtransmisión, esta puede descender bajo los 48.3 Hz por un tiempo no superior a los 200 ms. 17

18 El factor de amortiguamiento calculado en la línea que transporta mayor potencia cercana a la falla son los siguientes para las distintas contingencias. Instalación medida Crítica Amortiguamiento Potencia Activa Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 ζ ζ ζ ζ ζ % % % % % Respuesta Dinámica Cumplimiento NT Art Diego de Almagro - Carrera Pinto 9, Amortiguada Maitencillo - Punta Colorada - 12, Amortiguada Diego de Almagro - Carrera Pinto , Amortiguada Carrera Pinto - Cardones ,75 - Amortiguada Maitencillo - Punta Colorada ,66 Amortiguada 18

19 Caso 2: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, con Central Taltal al máximo y con ERNC ajustadas en generación y sin PV Javiera El comportamiento del Voltaje en las barras analizadas del sistema ante las distintas contingencias es el siguiente: Tensión Transitoria 10 ms después del despeje de la falla en Barras Principales de la Zona Barras Tensión Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Respuesta Cumplimiento Nominal Tensión Tensión Tensión Tensión Tensión Dinámica NT Art Barras (kv) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) Taltal 110-0,979 0,979 1,072 1,068 Amortiguada Diego de Almagro 110-1,000 1,000 1,092 1,088 Amortiguada Diego de Almagro 220-0,998 0,998 1,086 1,082 Amortiguada Carrera Pinto 220-0,998 1,002 1,054 1,043 Amortiguada Cardones 220-1,006 1,007 1,024 1,004 Amortiguada Maitencillo 220-1,030 1,030 1,003 0,977 Amortiguada Punta Colorada 220-1,032 1,032 1,003 0,981 Amortiguada Pan de Azúcar 220-1,029 1,029 1,002 0,984 Amortiguada Las Palmas 220-1,045 1,045 1,035 1,027 Amortiguada Los Vilos 220-1,041 1,041 1,036 1,032 Amortiguada Nogales 220-1,030 1,030 1,033 1,034 Amortiguada 19

20 El comportamiento de la frecuencia en las barras analizadas del sistema ante las distintas contingencias es el siguiente: Evolución Frecuencia Barras Principales de la Zona Barras Tensión Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Cumplimiento Respuesta Nominal Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia NT Dinámica Barras (kv) mínima Hz mínima Hz mínima Hz mínima Hz mínima Hz Art Taltal ,952 49,959 49,028 49,629 Amortiguada Diego de Almagro ,952 49,959 48,856 49,411 Amortiguada Diego de Almagro ,952 49,959 48,473 48,906 Amortiguada Carrera Pinto ,952 49,959 48,859 49,157 Amortiguada Cardones ,952 49,958 49,694 49,664 Amortiguada Maitencillo ,950 49,952 49,644 49,582 Amortiguada Punta Colorada ,952 49,959 49,730 49,714 Amortiguada Pan de Azúcar ,952 49,959 49,798 49,806 Amortiguada Las Palmas ,953 49,959 49,916 49,927 Amortiguada Los Vilos ,953 49,959 49,945 49,954 Amortiguada Nogales ,953 49,959 49,980 49,983 Amortiguada 20

21 El factor de amortiguamiento calculado en la línea que transporta mayor potencia cercana a la falla son los siguientes para las distintas contingencias. Amortiguamiento Potencia Activa Instalación medida Crítica Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Cumplimiento Respuesta ζ ζ ζ ζ ζ NT Dinámica % % % % % Art Maitencillo - Punta Colorada - 12, Amortiguada Diego de Almagro - Carrera Pinto , Amortiguada Carrera Pinto - Cardones ,52 - Amortiguada Maitencillo - Punta Colorada ,68 Amortiguada 21

22 Caso 3: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, con Eólico Taltal al 10% y con ERNC ajustadas en generación y con PV Javiera El comportamiento del Voltaje en las barras analizadas del sistema ante las distintas contingencias es el siguiente: Tensión Transitoria 10 ms después del despeje de la falla en Barras Principales de la Zona Barras Tensión Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Respuesta Cumplimiento Nominal Tensión Tensión Tensión Tensión Tensión Dinámica NT Art Barras (kv) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) Taltal 110 0,986 0,992-0,994 0,985 Amortiguada Diego de Almagro 110 1,008 0,995-1,001 0,993 Amortiguada Diego de Almagro 220 1,001 1,000-1,029 1,029 Amortiguada Carrera Pinto 220 1,005 1,004-1,084 1,079 Amortiguada Cardones 220 1,008 1,008-1,033 1,021 Amortiguada Maitencillo 220 1,029 1,031-1,012 0,991 Amortiguada Punta Colorada 220 1,029 1,034-1,009 0,991 Amortiguada Pan de Azúcar 220 1,025 1,029-1,006 0,991 Amortiguada Las Palmas 220 1,041 1,044-1,033 1,027 Amortiguada Los Vilos 220 1,038 1,040-1,035 1,032 Amortiguada Nogales 220 1,029 1,030-1,033 1,033 Amortiguada 22

23 El comportamiento de la frecuencia en las barras analizadas del sistema ante las distintas contingencias es el siguiente: Evolución Frecuencia Barras Principales de la Zona Barras Tensión Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Respuesta Cumplimiento Nominal Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia Dinámica NT Barras (kv) mínima Hz mínima Hz mínima Hz mínima Hz mínima Hz Art Taltal ,968 49,935-48,847 48,765 Amortiguada Diego de Almagro ,972 49,935-48,655 48,604 Amortiguada Diego de Almagro ,972 49,935-49,372 49,209 Amortiguada Carrera Pinto ,972 49,936-49,769 49,874 Amortiguada Cardones ,972 49,936-48,869 48,913 Amortiguada Maitencillo ,968 49,935-48,996 48,891 Amortiguada Punta Colorada ,972 49,938-48,948 48,833 Amortiguada Pan de Azúcar ,972 49,939-49,030 48,911 Amortiguada Las Palmas ,972 49,940-49,530 49,525 Amortiguada Los Vilos ,972 49,940-49,677 49,674 Amortiguada Nogales ,972 49,940-49,899 49,900 Amortiguada 23

24 El factor de amortiguamiento calculado en la línea que transporta mayor potencia cercana a la falla son los siguientes para las distintas contingencias. Amortiguamiento Potencia Activa Instalación medida Crítica Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Respuesta Cumplimiento ζ ζ ζ ζ ζ Dinámica NT % % % % % Art Diego de Almagro - Carrera Pinto 8, Amortiguada Maitencillo - Punta Colorada - 10, Amortiguada Carrera Pinto - Cardones ,065 - Amortiguada Maitencillo - Punta Colorada ,854 Amortiguada 24

25 Caso 4: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, con Eólico Taltal al 10% y con ERNC ajustadas en generación y sin PV Javiera El comportamiento del Voltaje en las barras analizadas del sistema ante las distintas contingencias es el siguiente: Tensión Transitoria 10 ms después del despeje de la falla en Barras Principales de la Zona Barras Tensión Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Respuesta Nominal Tensión Tensión Tensión Tensión Tensión Dinámica Cumplimiento Barras (kv) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) NT Art Taltal 110-0,977-1,156 1,110 Amortiguada Diego de Almagro 110-0,998-1,175 1,129 Amortiguada Diego de Almagro 220-0,999-1,168 1,124 Amortiguada Carrera Pinto 220-1,005-1,193 1,154 Amortiguada Cardones 220-1,009-1,105 1,070 Amortiguada Maitencillo 220-1,032-1,053 1,019 Amortiguada Punta Colorada 220-1,034-1,044 1,016 Amortiguada Pan de Azúcar 220-1,030-1,033 1,012 Amortiguada Las Palmas 220-1,044-1,047 1,038 Amortiguada Los Vilos 220-1,041-1,044 1,038 Amortiguada Nogales 220-1,030-1,035 1,035 Amortiguada 25

26 El comportamiento de la frecuencia en las barras analizadas del sistema ante las distintas contingencias es el siguiente: Evolución Frecuencia Barras Principales de la Zona Barras Tensión Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Respuesta Cumplimiento Nominal Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia Frecuencia Dinámica NT Barras (kv) mínima Hz mínima Hz mínima Hz mínima Hz mínima Hz Art Taltal ,953-48,102 47,841 Amortiguada Diego de Almagro ,953-48,484 48,252 Amortiguada Diego de Almagro ,953-48,504 49,030 Amortiguada Carrera Pinto ,953-48,516 48,948 Amortiguada Cardones ,952-49,282 49,217 Amortiguada Maitencillo ,952-49,318 49,278 Amortiguada Punta Colorada ,953-49,268 49,201 Amortiguada Pan de Azúcar ,953-49,313 49,241 Amortiguada Las Palmas ,954-49,669 49,629 Amortiguada Los Vilos ,954-49,773 49,745 Amortiguada Nogales ,954-49,928 49,920 Amortiguada La frecuencia mínima en Taltal desciende bajo los 48.3 Hz, pero como se trata de un Sistema de Subtransmisión, esta puede descender bajo los 48.3 Hz por un tiempo no superior a los 200 ms. 26

27 El factor de amortiguamiento calculado en la línea que transporta mayor potencia cercana a la falla son los siguientes para las distintas contingencias. Amortiguamiento Potencia Activa Instalación medida Crítica Cont 1 Cont 2 Cont 3 Cont 4-5 Cont 4-95 Respuesta Cumplimiento ζ ζ ζ ζ ζ Dinámica NT % % % % % Art Maitencillo - Punta Colorada - 11, Amortiguada Carrera Pinto - Cardones ,218 - Amortiguada Maitencillo - Punta Colorada ,783 Amortiguada 27

28 Caso 5: Sistema funcionando con 4 unidades de Central Guacolda a mínimo técnico, central Taltal, con PV Javiera al máximo y con ERNC ajustadas. El comportamiento del voltaje y la frecuencia en las barras analizadas del sistema ante las distintas contingencias es el siguiente: Tensión Transitoria 10 ms después del despeje de la falla y Frecuencia en Barras Principales de la Zona Barras Tensión Cont 5 Respuesta Cumplimiento Cumplimiento Nominal Tensión Frecuencia Dinámica NT Art NT Barras (kv) (pu) [Hz] Art Cardones 220 1,008 49,612 Amortiguada Maitencillo 220 0,998 49,685 Amortiguada Punta Colorada 220 1,003 49,727 Amortiguada Pan de Azúcar 220 1,004 49,770 Amortiguada Las Palmas 220 1,036 49,845 Amortiguada Los Vilos 220 1,038 49,846 Amortiguada Nogales 220 1,034 49,848 Amortiguada El factor de amortiguamiento calculado en la línea que transporta mayor potencia cercana a la falla son los siguientes para las distintas contingencias. Amortiguamiento Potencia Activa Cont 5 Respuesta Cumplimiento Instalación medida Crítica ζ Dinámica NT % Art Cardones - Maitencillo 10,376 Amortiguada 28

29 7. CONCLUSIONES De los casos estudiados para el desarrollo de este estudio se puede concluir lo siguiente: Independiente de los casos estudiados se observa que la falla de la línea 1x220 kv Cardones Carrera Pinto y Carrera Pinto Diego de Almagro entrega como resultados inestabilidad sistémica en la isla norte del sistema frente a contingencias de severidad 3. Lo anterior no se relaciona con la conexión de la central PV Javiera ya que ocurre con y sin la conexión de esta central, de igual forma que se obtuvieron resultados inestables en el estudio de flujos de potencia estáticos para esta falla. En base a la comparación de resultados del sistema operando con y sin la Central PV Javiera para los casos realizados, se puede afirmar que la Central PV Javiera no tiene un impacto en el sistema ya que con y sin esta central en funcionamiento el sistema cumple con lo indicado en la NTSyCS. Casos 1 y 2 En los casos 1 y 2 el voltaje y la frecuencia en las barras estudiadas cumplen con lo establecido en la Norma Técnica. A continuación se presenta la frecuencia mínima observada entre todas las barras estudiadas en cada contingencia. Contingencia Frecuencia Mínima [Hz] Con Javiera Sin Javiera Cont. 1 49, Cont. 2 49,95 49,95 Cont. 3 49,96 49,96 Cont. 4 5% 48,83/47,71(*) 48,47 Cont. 4 95% 48,73 48,91 (*) Los 47,71 Hz se presentan en la barra Taltal de 110 kv (Sistema de Subtransmisión) por un tiempo inferior a 200 ms, mientras que los 48,83 Hz corresponden a la menor frecuencia presente en las barras de 220 kv evaluadas en el estudio. El factor de amortiguamiento medido en las líneas de mayor potencia en las cercanías de cada punto de falla supera el 5% en todas las contingencias evaluadas en el caso 1 y 2. Casos 3 y 4 El voltaje en las barras analizadas cumplen establecido en el Artículo 5-43 de la NTSyCS ya que las tensiones no descienden transitoriamente bajo los 0.7 p.u. después de 10 ms del despeje de la falla. Las tensiones vuelven a un estado estable con voltaje cercano al nominal en un tiempo inferior a 20 [s], además en ningún momento el voltaje estuvo por debajo de los 0.8 p.u. por más de 1 [s]. 29

30 La frecuencia en las barras analizadas cumplen con lo establecido en el Artículo 5-44 en la NTSyCS al estar PV Javiera en funcionamiento o no. A continuación se presenta la frecuencia mínima observada entre todas las barras estudiadas en cada contingencia. Contingencia Frecuencia Mínima [Hz] Con Javiera Sin Javiera Cont. 1 49, Cont. 2 49,94 49,95 Cont Cont. 4 5% ,48/48.10(*) Cont. 4 95% 48, /47.84(*) (*) Los Hz y los Hz se presentan en la barra Taltal de 110 kv (Sistema de Subtransmisión) por un tiempo inferior a 200 ms. mientras que los 48,48 Hz y los Hz corresponden a la menor frecuencia presente en las barras de 220 kv evaluadas en el estudio. El factor de amortiguamiento medido en las líneas de mayor potencia en las cercanías de cada punto de falla cumple con lo indicado en el Artículo 5-47 y supera el 5% en todas las contingencias evaluadas en el caso 3 y 4. Caso 5: El voltaje observado en este caso no desciende bajo 0.7 p.u. 10 [ms] después del despeje de la falla, y se mantiene en las bandas de tolerancia de un 10% a los 20 segundos. Por este motivo, el sistema al sur de Cardones cumple con lo establecido en la NTSyCS para el desempeño dinámico del voltaje en el sistema. La frecuencia observada en las barras principales del sistema en este caso no disminuye de los 48,3 [Hz]. Por lo tanto el sistema al sur de Cardones cumple con lo establecido en la NTSyCS para el desempeño dinámico de la frecuencia. El factor de amortiguamiento observado en la línea con mayor transferencia en el entorno de la falla es mayor al 5%. Por lo tanto se cumple con lo establecido por el Artículo 5-47 de la NTSyCS. La única falla evaluada en este caso aísla el sistema al norte de Cardones. Esta isla es inestable debido a excedentes de generación. Sin embargo, la operación del sistema desde Cardones al sur es viable y no presenta incumplimientos de los estándares definidos en la NTSyCS. 30

31 ANEXOS: ANEXO I: GRAFICOS DE RESULTADOS ANEXO II: DEMANDA ZONA NORTE DEL SIC 31