CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA RESPUESTAS CONSULTA NORMATIVA

Transcripción

1 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Documento: Requisitos mínimos de protecciones eléctricas de plantas generadoras que se conectan al SEN. 2 3 Apartado Observación / Consulta 2. Propósito Definir los requisitos mínimos de protección eléctrica con que deben contar las plantas generadoras que se interconectan al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y sus respectivos puntos de conexión a la red, desde el punto de vista de la red de transmisión. Los requisitos adicionales propios de protecciones de los elementos de las plantas generadoras no se contemplan en este documento. Comentario: Entendemos que es lo relacionado con Protecciones Eléctricas de la Línea de transmisión de la planta No se especifica claramente en las definiciones si las líneas de conexión en media tensión (específicamente los casos de 34,5 kv y 69 kv) serán consideradas líneas de transmisión. Efectuada por GS, Platanar (HPSA) Ing. Samuel Grant Chaves, ESPH Se acepta o rechaza Comentario El procedimiento define las protecciones mínimas que se requieren tanto en la planta como en las obras de acceso (incluye el elemento de conexión) hasta el punto de conexión, para garantizar la operación segura del SEN. Se incluye la definición de obras de acceso. Para efectos del esquema de protección, las líneas de interconexión que se mencionan en el procedimiento son todas aquellas líneas que sean de uso exclusivo para la transmisión de energía desde una planta, que no alimentan cargas en su trayecto, independientemente de su nivel de tensión.

2 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Apartado 3, Definiciones, Pág. 2 Con base en la definición de Participantes/agentes del SEN, cuando se mencione la palabra agente en este procedimiento, se entiende que se refiere a agente del SEN, y no a agente del SER (Sistema Eléctrico Regional). Cuando se indique Participantes/agentes del SEN debe entenderse agente del Sistema Eléctrico Nacional, no del SER. Apartado 3, Definiciones, Pág. 1 Con base en la definición de Participantes/agentes del SEN, cuando se mencione la palabra agente en este procedimiento, se entiende que se refiere a agente del SEN, y no a agente del SER (Sistema Eléctrico Regional). (HPSA) y HDG Cuando se indique Participantes/agentes del SEN debe entenderse agente del Sistema Eléctrico Nacional, no del SER

3 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Apartado 5, Consideracion es generales y filosofía de protecciones, pág. 3 Es necesario detallar y especificar los criterios con base en los cuales se determina la criticidad indicada en el punto b de este apartado: la consideración de requisitos del MER aplica para los agentes de mercado que en el caso de Costa Rica, el único agente es el ICE; esto hace necesario distinguir entre los requisitos que establece el ICE, los cuales solamente el ICE debe cumplir en calidad de agente único de mercado por parte de Costa Rica, de aquellos que aplican para los operadores en el SEN y no son agentes de mercado del MER. Los requisitos establecidos en este procedimiento, son de aplicación para todos los agentes del SEN, para cumplir con la nueva normativa de ARESEP. Los requisitos establecidos en este procedimiento, buscan garantizar la operación segura y confiable del SEN, por lo que serán aprobados por ARESEP para su acatamiento obligatorio por parte de todos los agentes nacionales. Los criterios de criticidad los define el Propietario de Red y el CENCE en función de la seguridad operativa del SEN y del nivel de protección establecido para el sistema de transmisión. Esta criticidad puede modificarse según los cambios al sistema y los estudios de seguridad operativa y protecciones que realiza el Propietario de Red y el CENCE, con base en esos estudios, se definen los requisitos mínimos de protecciones establecidos en este procedimiento.

4 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Apartado 5, Consideracion es generales y filosofía de protecciones, pág. 3 Es necesario detallar y especificar los criterios de criticidad indicados en el punto b de este apartado (HPSA) y HDG Los criterios de criticidad los definen el Propietario de Red y el CENCE en función de la seguridad operativa del SEN y del nivel de protección establecido para el sistema de transmisión. Esta criticidad puede modificarse según los cambios al sistema y los estudios de seguridad operativa y protecciones que realiza el Propietario de Red y el CENCE, con base en esos estudios, se definen los requisitos mínimos de protecciones establecidos en este procedimiento. Apartado 5, Consideracion es generales y filosofía de protecciones, pág. 4 Para que el punto h) se lea de la siguiente forma: Cada planta generadora debe tener un plan de mantenimiento del sistema de liberación de fallas.. Se requiere la información indicada en el inciso 14, para garantizar la debida coordinación del sistema de protecciones de todo el SEN y se requiere que sea actualizada anualmente para garantizar la información real y veraz del estado de la planta. Apartado 5, Consideracion es generales y filosofía de protecciones, pág. 4 Para que el punto l) se lea de la siguiente forma: En caso de eventos mayores en el sistema la planta generadora deberá entregar al transmisor un informe con las oscilografías, registros para su análisis y ajustes de protecciones en caso de ser necesario. Nota: La definición de evento mayor es la misma que se aplica en el Procedimiento para reporte de eventos del SEN Se especifica con mayor detalle el tipo de eventos en que la planta debe entregar un informe.

5 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Apartado 5, Consideracion es generales y filosofía de protecciones, pág. 4 Para que el punto l) se lea de la siguiente forma: En caso de eventos mayores en el sistema la planta generadora deberá entregar al transmisor un informe con las oscilografías, registros para su análisis y ajustes de protecciones en caso de ser necesario. Nota: La definición de evento mayor es la misma que se aplica en el Procedimiento para reporte de eventos del SEN (HPSA) y HDG Se especifica con mayor detalle el tipo de eventos en que la planta debe entregar un informe. Apartado 5, Consideracion es generales y filosofía de protecciones, pág. 4 Para que el punto n) se lea de la siguiente forma: El CENCE podrá ampliar estos requisitos en caso de considerarlo necesario. Se modifica la redacción. Apartado 5, Consideracion es generales y filosofía de protecciones, pág. 4 Para que el punto n) se lea de la siguiente forma: El CENCE podrá ampliar estos requisitos en caso de considerarlo necesario. (HPSA) y HDG. Se modifica redacción.

6 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA 5 Para la entrega anual de un informe que incluya como mínimo lo indicado en el inciso 14. Resultados de mantenimiento. Tendrá algún tipo de auditoría o inspección? Y a cual oficina o área del CENCE se debe dirigir dicho informe?. Ing. Samuel Grant Chaves, ESPH Se modifica transmisor por Propietario de Red. La información se debe presentar al Propietario de Red, no al CENCE. El Propietario de Red podrá aceptar o rechazar el informe, en caso de que la información esté incompleta, y solicitará al agente completarlo en un plazo de 5 días hábiles. Se agrega este último punto en la redacción. El Propietario de Red definirá el medio para recibir esta información. Apartado 5, L No se definió ningún plazo para este punto se puede entregar en cualquier momento?. Debería ser plazo de3 días para que la información sea útil. Se incluye plazo para presentar esta información. 5 h),i) 5. Consideraciones generales y filosofía de protecciones h) Cada planta generadora debe tener un plan de mantenimiento del sistema de liberación de fallas. Anualmente cada planta generadora debe entregar al transmisor un informe que contenga como mínimo lo indicado en el inciso 14. Consulta: las pruebas a las protecciones las realizamos cada dos años. l) En caso de eventos en el sistema la planta generadora deberá entregar al transmisor un informe con las oscilografías, registros para su análisis y ajustes de protecciones. Consulta: Que sucede con eventos ajenos a la planta que provocan la salida de Línea de Transmisión entre la planta y el punto de entrega, en el caso de CHP, son las protecciones en la subestación ICE las que disparan la línea., Platanar no tiene capacidad operativa de abrir el interruptor de Línea ubicado en la subestación ICE (punto de entrega). GS, Platanar (HPSA) La planta debe tener un plan anual, en éste establece el ciclo de mantenimiento que puede ser cada año, cada 2 años o mayor, pero debe ser debidamente ejecutado. El ciclo obedece más bien al elemento protegido, por lo que puede ser con una periodicidad mayor o menor a un año. 5l: Se especifica con mayor detalle en cuáles eventos las plantas deben entregar un informe de actuación de protecciones.

7 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA 5 i) Apartado 5, Consideracion es generales y filosofía de protecciones, pág. 4 Se recomienda que el sistema permita oscilografía y registro de eventos. No necesariamente cada equipo lo debe de tener Para que el punto l) se lea de la siguiente forma: En caso de eventos mayores en el sistema la planta generadora deberá entregar al transmisor un informe con las oscilografías, registros para su análisis y ajustes de protecciones en caso de ser necesario. Nota: La definición de evento mayor es la misma que se aplica en el Procedimiento para reporte de eventos del SEN JASEC Todos los equipos deben contar con estas capacidades. (HPSA) 5l: Se especifica con mayor detalle en cuáles eventos las plantas deben entregar un informe de actuación de protecciones.

8 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Apartado 6. Requisitos mínimos de protección, pág. 5 El último párrafo de este apartado describe, para cada caso, los requisitos mínimos de protección, que se detallan en los apartados del 7 al 10. EN ninguno de ellos se considera la criticidad de la conexión (indicada en el punto b) del apartado 5). Debe evaluarse, en cada caso, el esquema mínimo de protecciones a utilizar incluyendo este concepto. Además, es necesario hacer explícito si el origen del requerimiento nace de la regulación del MER, la cual aplica solamente al ICE como agente único del mercado en Costa Rica. EN el caso particular de las plantas entre 5 MW y 20 MW con interconexión radial a barras de media tensión, el requisito de la protección intercomunicada en ambos extremos (diferencial de línea y sobrecorriente) y el requisito de la protección por sobreflujo deben eliminarse porque son innecesarios. 1 2 Criticidad: En todos los apartados del 7 al 10 se considera la criticidad de la conexión. Los criterios de criticidad los define el Propietario de Red y el CENCE en función de la seguridad operativa del SEN y del nivel de protección establecido para el sistema de transmisión. Esta criticidad puede modificarse según los cambios al sistema y los estudios de seguridad operativa y protecciones que realiza el Propietario de Red y el CENCE, con base en esos estudios, se definen los requisitos mínimos de protecciones establecidos en este procedimiento. Los requisitos establecidos en este procedimiento, son de aplicación para todos los agentes del SEN, para cumplir con la nueva normativa de ARESEP. Estos requisitos buscan garantizar la operación segura y confiable del SEN, por lo que serán aprobados por ARESEP para su acatamiento obligatorio por parte de todos los agentes nacionales. Este comentario aplica, al menos, para los apartados del 7 al 11. Rechazado Con respecto al requisito de las plantas entre 5 y 20 MW, el esquema busca minimizar tiempos de operación y maximizar selectividad en eliminación de fallas en la línea, por lo que sí son necesarias.

9 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Apartado 6. Requisitos mínimos de protección, pág. 5 7 g) 7g Apartado 9, pag 8 El último párrafo de este apartado describe, para cada caso, los requisitos mínimos de protección, que se detallan en los apartados del 7 al 10. EN ninguno de ellos se considera la criticidad de la conexión (indicada en el punto b) del apartado 5). Debe evaluarse, en cada caso, el esquema mínimo de protecciones a utilizar incluyendo este concepto. EN el caso particular de las plantas entre 5 MW y 20 MW con interconexión radial a barras de media tensión, el requisito de la protección intercomunicada en ambos extremos (diferencial de línea y sobrecorriente) y el requisito de la protección por sobreflujo deben eliminarse porque son innecesarios. Este comentario aplica, al menos, para los apartados del 7 al 11. Aclarar sobre el uso de recloser en el lado de media tensión para plantas generadoras menores a 1 MW. Será requisito o será opcional dependiendo de las condiciones del circuito a conectarse?. No se comprende el término recloser En la tabla barra de alta tensión, logitud corta, cambiar 67/67n por impedancia comunicada. (HPSA) y HDG Ing. Samuel Grant Chaves, ESPH 1 Criticidad: En todos los apartados del 7 al 10 se considera la criticidad de la conexión. Los criterios de criticidad los define el Propietario de Red y el CENCE en función de la seguridad operativa del SEN y del nivel de protección establecido para el sistema de transmisión. Esta criticidad puede modificarse según los cambios al sistema y los estudios de seguridad operativa y protecciones que realiza el Propietario de Red y el CENCE, con base en esos estudios, se definen los requisitos mínimos de protecciones establecidos en este procedimiento. Con respecto al requisito de las plantas entre 5 y 20 MW, el esquema busca minimizar tiempos de operación y maximizar selectividad en eliminación de fallas en la línea, por lo que sí son necesarias. Se aclara en el documento que es opcional. JASEC Se debe entender recloser como recerrador de distribución. Se modifica en el documento.

10 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA 9, 10 Siempre que entre en alta tensión con una línea corta o larga debe tener respaldo por impedancia para poder respaldar para fallas externas. Las impedancias en ambos extremos de la línea deben estar comunicadas para el esquema de teleprotección. Ronald Valle,. Se incluye en el documento. 9. Planta generadora mayor a 5 MW y hasta 20 MW Con respecto al requisito de las plantas entre 5 y 20 MW, el esquema busca minimizar tiempos de operación y maximizar selectividad en eliminación de fallas en la línea, por lo que sí son necesarias. 9 GS, Platanar (HPSA) Comentario: Resulta muy oneroso el implementar las protecciones contra estado de falla y sobre-corrientes comunicadas según tabla. Consideramos que no son necesarios estos elementos de protección en líneas de transmisión como el caso de Platanar (24,9 KV, longitud 8.5 kmts). Apartado10, pag 9 En barra de alta tensión cambiar sobrecorriente por impedancia. Se incluye en el documento. Apartado 10 pag 10 En barra de alta tensión cambiar sobrecorriente direccional comunicada 67/67n por impedancia comunicada. Se incluye en el documento.

11 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Apartado 11, Plantas eólicas y solares, pág. 10 Para que el segundo párrafo de este apartado se lea de la siguiente forma: No es posible establecer requisitos de protección de unidad generales válidos para todos los tipos de plantas eólicas y solares. Por lo tanto, para estas plantas los requisitos de protección de unidad deben establecerse según cada caso, (no aplica lo establecido para protección de unidad en las tablas de los incisos 8, 9 y 10) de acuerdo con la tecnología utilizada y aceptada para fines de operación, cumpliendo los principios básicos de consideraciones generales y filosofía de protecciones contenidos en el punto 5 de esta normativa. Estos requisitos serán definidos por el CENCE. Se modifica transmisor por Propietario de Red. El Propietario de Red, como responsable de los estudios de coordinación y ajuste de protecciones, debe garantizar la adecuada coordinación de protecciones de la planta y del punto de conexión, para garantizar la operación segura y confiable del SEN, por lo que debe participar en la definición de requisitos de protección. Apartado 11, Plantas eólicas y solares, pág. 10 Para que el segundo párrafo de este apartado se lea de la siguiente forma: No es posible establecer requisitos de protección de unidad generales válidos para todos los tipos de plantas eólicas y solares. Por lo tanto, para estas plantas los requisitos de protección de unidad deben establecerse según cada caso, (no aplica lo establecido para protección de unidad en las tablas de los incisos 8, 9 y 10) de acuerdo con la tecnología utilizada y aceptada para fines de operación, cumpliendo los principios básicos de consideraciones generales y filosofía de protecciones contenidos en el punto 5 de esta normativa. Estos requisitos serán definidos por el CENCE. (HPSA) y HDG Se modifica transmisor por Propietario de Red. El Propietario de Red, como responsable de los estudios de coordinación y ajuste de protecciones, debe garantizar la adecuada coordinación de protecciones de la planta y del punto de conexión, para garantizar la operación segura y confiable del SEN, por lo que debe participar en la definición de requisitos de protección.

12 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Apartado 12, Diseño y coordinación del esquema de protecciones, pág. 11 Para que el título de este apartado se lea de la siguiente forma: Diseño y coordinación del esquema de protecciones para plantas nuevas (HPSA) y HDG Este apartado aplica para plantas nuevas y existentes. Se agrega un transitorio en el documento en el que se otorga un plazo de 3 años para que todas las plantas existentes del SEN realicen los ajustes y cumplan con todo lo establecido en este procedimiento. Este procedimiento debe ser cumplido por todos los agentes, dado que con la aplicación de estos requisitos se garantiza la operación segura y confiable del SEN. Apartado 12, Diseño y coordinación del esquema de protecciones, pág. 11 Para que el título de este apartado se lea de la siguiente forma: Diseño y coordinación del esquema de protecciones para plantas nuevas Este apartado aplica para plantas nuevas y existentes. Se agrega un transitorio en el documento en el que se otorga un plazo de 3 años para que todas las plantas existentes del SEN realicen los ajustes y cumplan con todo lo establecido en este procedimiento. Este procedimiento debe ser cumplido por todos los agentes, dado que con la aplicación de estos requisitos se garantiza la operación segura y confiable del SEN.

13 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA 12 Consulta: el documento tiene como campo de aplicación todas las plantas que se conectan al SEN (entendemos existentes y nuevas por construir), sin embargo el numeral 12 deja entrever que solo aplicará a plantas nuevas. Es necesario aclarar. En el caso de CNFL la aplicación de estos requisitos a plantas existentes desde hace años implicaría una importante inversión y tiempo de trabajo. Erick Esquivel Porras, CNFL Este apartado aplica para plantas nuevas y existentes. Se agrega un transitorio en el documento en el que se otorga un plazo de 3 años para que todas las plantas existentes del SEN realicen los ajustes y cumplan con todo lo establecido en este procedimiento. Este procedimiento debe ser cumplido por todos los agentes, dado que con la aplicación de estos requisitos se garantiza la operación segura y confiable del SEN. Apartado 13, Puesta en servicio, pág. 11 Para que el título de este apartado se lea de la siguiente forma: Puesta en servicio de plantas nuevas Este apartado aplica para plantas nuevas y existentes. Se agrega un transitorio en el documento en el que se otorga un plazo de 3 años para que todas las plantas existentes del SEN realicen los ajustes y cumplan con todo lo establecido en este procedimiento. Este procedimiento debe ser cumplido por todos los agentes, dado que con la aplicación de estos requisitos se garantiza la operación segura y confiable del SEN.

14 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Apartado 13, Puesta en servicio, pág. 11 Para que el título de este apartado se lea de la siguiente forma: Puesta en servicio de plantas nuevas (HPSA) y HDG Este apartado aplica para plantas nuevas y existentes. Se agrega un transitorio en el documento en el que se otorga un plazo de 3 años para que todas las plantas existentes del SEN realicen los ajustes y cumplan con todo lo establecido en este procedimiento. Este procedimiento debe ser cumplido por todos los agentes, dado que con la aplicación de estos requisitos se garantiza la operación segura y confiable del SEN.

15 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Para que este apartado se lea de la siguiente forma: 14. Actualización de la información Con el fin de garantizar la correcta operación del sistema de protecciones ante diferentes configuraciones y estados de falla de la red, y para poder evaluar el desempeño de las plantas ante fallas, las plantas generadoras deberán presentar al CENCE la siguiente información actualizada, o cada vez que haya un cambio para el caso de plantas ya existentes y en operación: a) Unifilar actualizado con posición de los transformadores de corriente y potencial, interruptores, barras, transformadores y generadores. Se modifica transmisor por Propietario de Red. La información debe ser entregada al Propietario de Red, no al CENCE, ya que el Propietario de Red es quien la evalúa y utiliza en sus estudios. Además, se requiere la actualización anual de la información para garantizar que la misma es veraz y actualizada. El Propietario de Red definirá el medio para recibir esta información. Apartado 14, Actualización anual de la información b) Los datos eléctricos de relación de transformación de los transformadores de corriente y potencial. c) Datos eléctricos de transformadores y generadores (potencia, reactancias, constantes de tiempo, entre otros). Con respecto al punto e) se aclara cuáles eventos se deben considerar. En el Anexo 4 se incluye una pestaña para reportar la información del punto e). d) Marca, versión y ajustes de todas las protecciones de la planta de generación. e) Plan de mantenimiento y reporte de cumplimiento de dicho plan. Este reporte debe incluir todas las operaciones de los equipos asociadas a eventos mayores y la evaluación de su causa. Esta información debe ser presentada en el formato del Anexo 4 Actualización de la información de protecciones.

16 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA Observación: Numeral (e) no puede ser presentada en formato anexo 4 según se indica Debe aclarase que es el plan anual de mantenimiento. Debería contener la información de los equipos, evaluación de los resultados y las mejoras a realizar producto del mantenimiento. 14.e Este sería el plan anual de mantenimiento de solo las protecciones? pag4 Anexo1 pag 9 pag10 pag13 pag14 pag15 pag16 La función 67, 67n comunicada no ofrecen respaldo como lo pide el punto 5.d) de la norma. Debe incorporarse en el dibujo la 50, 51 para dar respaldo a las protecciones aledañas La función 67, 67n comunicada no ofrecen respaldo como lo pide el punto 5.d) de la norma. Debe incorporarse en el dibujo la 50, 51 para dar respaldo a las protecciones aledañas La función 67, 67n comunicada no ofrecen respaldo como lo pide el punto 5.d) de la norma. Debe incorporarse en el dibujo la 50, 51 para dar respaldo a las protecciones aledañas Esta protección (50-51) alta trafo debería ser direccional ( ) para poder implementar esquemas alternativo de respaldo en las barras de alta tensión. Estas protecciones (50-51) alta trafo debería ser direccionales ( ) para poder implementar esquemas alternativos de respaldo en las barras de alta tensión. La 67/67n se debe cambiar por 21 para bridar respaldo para fallas externas. La 67/67n se debe cambiar por 21 para bridar respaldo para fallas externas. Erick Esquivel Porras, CNFL Ronald Valle,. Se incluye pestaña en el Anexo 4 para reportar lo solicitado en el inciso e). Se incluye texto. JRA, HDG. El plan de mantenimiento es del sistema de protecciones únicamente. El respaldo es la protección de unidad. La protección primaria es 87L, y el respaldo es la 67. La protección primaria es 87L, y el respaldo es la 67.

17 CERO NACIONAL DE COROL DE ENERGÍA pag20 La 67/67n se debe cambiar por 21 para bridar respaldo para fallas externas. pag21 La función 67, 67n comunicada no ofrecen respaldo como lo pide el punto 5.d) de la norma. Debe incorporarse en el dibujo la 50, 51 para dar respaldo a las protecciones aledañas pag24 Cambiar por protección direccional (67 o 21) para poder implementar esquemas alternativos de protección. pag25 Cambiar por protección direccional (67 o 21) para poder implementar esquemas alternativos de protección. pag26 La 67/67n se debe cambiar por 21 para bridar respaldo para fallas externas. pag27 La 67/67n se debe cambiar por 21 para bridar respaldo para fallas externas.