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Proyecto Estrategia de Expansin de las Energas Renovables en los Sistemas Elctricos Interconectados (MINENERGIA / GIZ) PN: 2009.9061.4
Estudio dinmico de escenarios de expansin de las Energas Renovables No Convencionales (ERNC) en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) Informe Final
Preparado por:
CENTRO DE ENERGA - FCFM UNIVERSIDAD DE CHILE Santiago de Chile Enero de 2013
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Informe Final
Estudio dinmico de escenarios de expansin de ERNC en el SING
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Aclaracin Este estudio fue elaborado por encargo de Deutsche Gesellschaft fr Internationale
Zusammenarbeit (GIZ) GmbH como parte del proyecto Estrategia de Expansin de las Energas
Renovables en los Sistemas Elctricos Interconectados, implementado por el Ministerio de Energa
y GIZ en el marco de la cooperacin intergubernamental entre Chile y Alemania. El proyecto se
financia a travs de la Iniciativa Internacional para la Proteccin del Clima (IKI) del Ministerio
Federal de Medio Ambiente, Proteccin de la Naturaleza y Seguridad Nuclear (BMU) de Alemania.
Sin perjuicio de ello, las conclusiones, opiniones y recomendaciones de los autores no
necesariamente reflejan la posicin del Gobierno de Chile. De igual forma, cualquier referencia a
una empresa, producto, marca, fabricante u otro similar no constituye en ningn caso una
recomendacin por parte del Gobierno de Chile o de GIZ. Se autoriza la reproduccin parcial o total,
siempre y cuando se cite la fuente de referencia.
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Tabla de Contenidos
1. Introduccin ............................................................................................................................ 1
1.1. Antecedentes ............................................................................................................................... 1
1.2. Objetivos ...................................................................................................................................... 2
1.3. Alcances ....................................................................................................................................... 4
2. Sistema de potencia considerado: SING .................................................................................... 5
1.4. Caractersticas generales del SING............................................................................................... 5
1.5. Unidades generadoras ................................................................................................................. 6
1.6. Sistema de transmisin ................................................................................................................ 9
1.7. Casos de estudio ........................................................................................................................ 11
3. Metodologa .......................................................................................................................... 15
3.1. Metodologa general .................................................................................................................. 15
3.2. Supuestos tcnicos..................................................................................................................... 18
4. Anlisis preliminar de la operacin del SING ........................................................................... 19
4.1. Control de frecuencia................................................................................................................. 19
4.2. Control de tensin y requerimientos de potencia reactiva ....................................................... 21
4.3. Restricciones existentes en la operacin del SING .................................................................... 22
4.3.1 Estudio de restricciones en el Sistema de Transmisin 2010 [43] .................................................... 22
4.3.2 Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas [44] ................................................. 24
4.3.3 Estudio de Control de Tensin y Requerimientos de Potencia Reactiva 2011 [41] .......................... 26
5. Definicin de escenarios ......................................................................................................... 29
5.1. Seleccin de contingencias crticas ............................................................................................ 29
5.2. Seleccin de puntos de operacin ............................................................................................. 31
6. Resultados ............................................................................................................................ 35
6.1. Caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC ................................................................................... 35
6.1.1 Demanda mxima ............................................................................................................................. 35
6.1.2 Demanda base .................................................................................................................................. 42
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6.1.3 Demanda mnima .............................................................................................................................. 49
6.1.4 Hora 5874 del ao, demanda de 3068 MW ...................................................................................... 52
6.1.5 Conclusiones caso Pesimista Sin ERNC .......................................................................................... 54
6.2. Caso de estudio 2: Base Costos de inversin ERNC optimistas .............................................. 56
6.2.1 Demanda mnima .............................................................................................................................. 56
6.2.2 Mxima inyeccin ERNC - Demanda de 3068 MW ........................................................................... 68
7. Conclusiones .......................................................................................................................... 85
8. Referencias ............................................................................................................................ 87
ANEXOS (Documento adicional)
9. Obras adicionales de transmisin y generacin ............................................................................. A-1
10. Requerimientos de reserva primaria .............................................................................................. A-3
11. Requerimientos tcnicos para la operacin del sistema en caso de falla de acuerdo a la
normativa Chilena ........................................................................................................................... A-5
12. Resultados dinmicos caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC. Demanda mxima ..................... A-9
13. Resultados dinmicos caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC. Demanda base ......................... A-31
14. Resultados dinmicos caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC. Demanda mnima .................... A-53
15. Resultados dinmicos caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC. Demanda 3068 MW
(hora 5874) .................................................................................................................................... A-75
16. Resultados dinmicos caso de estudio 2: Con ERNC. Demanda mnima. ..................................... A-97
17. Resultados dinmicos caso de estudio 2: Con ERNC. Mxima inyeccin ERNC. Con medidas
correctivas (90 MVA en bateras + recorte de 80 MW en Taltal). .............................................. A-147
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Listado de Figuras
Figura 2-1. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del norte del SING....................................... 7
Figura 2-2. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del centro del SING. .................................... 8
Figura 2-3. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del sur del SING. ......................................... 9
Figura 2-4. Diagrama del sistema de transmisin del SING utilizado .................................................................. 10
Figura 2-5. Distribucin de las ERNC en el caso de estudio ................................................................................. 13
Figura 3-1. Metodologa utilizada SING ............................................................................................................... 15
Figura 4-1. Esquema de la regulacin de frecuencia que opera en el SING ........................................................ 20
Figura 5-1. Curva de duracin del SING para el ao 2020 ................................................................................... 33
Figura 6-1. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad U16. Sin ERNC,
demanda mxima. ............................................................................................................................. 37
Figura 6-2. Tensin de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad U16. Sin ERNC,
demanda mxima. ............................................................................................................................. 38
Figura 6-3. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en las cercanas
de Crucero 220 kV. Sin ERNC, demanda mxima. ............................................................................. 39
Figura 6-4. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en las
cercanas de Crucero 220 kV. Sin ERNC, demanda mxima. ............................................................. 40
Figura 6-5. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en lnea
Cruceros-Lagunas 220kV con unidad CTTAR en mantenimiento. Sin ERNC, demanda mxima. ...... 41
Figura 6-6. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad Ang1. Sin ERNC,
demanda base. .................................................................................................................................. 43
Figura 6-7. Tensin de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad Ang1. Sin ERNC,
demanda base. .................................................................................................................................. 44
Figura 6-8. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en las cercanas
de Crucero 220 kV. Sin ERNC, demanda base. ................................................................................... 45
Figura 6-9. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en las
cercanas de Crucero 220 kV. Sin ERNC, demanda base. ................................................................... 46
Figura 6-10. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en lnea
Cruceros-Lagunas 220kV con unidad CTTAR en mantenimiento. Sin ERNC, demanda base. ............ 47
Figura 6-11. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en lnea
Cruceros-Lagunas 220kV con unidad CTTAR en mantenimiento. Sin ERNC, demanda base. ............ 48
Figura 6-12. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad Ang1. Sin ERNC,
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demanda mnima. .............................................................................................................................. 50
Figura 6-13. Tensin de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad Ang1. Sin ERNC,
demanda mnima. .............................................................................................................................. 51
Figura 6-14. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad U16. Sin ERNC,
demanda 3068. .................................................................................................................................. 53
Figura 6-15. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad 1 de Angamos.
Con ERNC, demanda mnima. ............................................................................................................ 59
Figura 6-16. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Lagunas 220
kV Sin desconexin de parques elicos ni PV. Con ERNC, demanda mnima. ................................ 60
Figura 6-17. Tensin en bornes de los parques PV y elicos en caso de cortocircuito trifsico en Lagunas
220 kV Sin desconexin de parques elicos ni PV. Con ERNC, demanda mnima. ......................... 61
Figura 6-18. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Crucero 220
kV Con desconexin de parques elicos Sierra Gorda, Calama Oriente, Calama Poniente y
parques fotovoltaicos en Crucero y Calama. Con ERNC, demanda mnima. ..................................... 62
Figura 6-19. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Crucero
220 kV Con desconexin de parques elicos Sierra Gorda, Calama Oriente, Calama Poniente
y parques fotovoltaicos en Crucero y Calama. Con ERNC, demanda mnima. .................................. 63
Figura 6-20. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Calama
Oriente 220 kV Sin desconexin de parque elico. Con ERNC, demanda mnima. ........................ 64
Figura 6-21. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Calama
Oriente 220 kV Con desconexin de parque elico. Con ERNC, demanda mnima. ....................... 65
Figura 6-22. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en lnea
Cruceros-Lagunas 220kV con unidad CTTAR en mantenimiento. Con ERNC, demanda mnima. ..... 66
Figura 6-23. Tensin de las principales barras del sistema en caso de la salida de la unidad CTTAR con
reduccin de las inyecciones del parque Taltal en 80 MW e inclusin de 30 MVA en bateras en
Tarapac. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ................................................................................. 71
Figura 6-24. Tensin de las principales barras del sistema en caso de la salida de Angamos con reduccin de
las inyecciones del parque Taltal en 80 MW e inclusin de 90 MVA en bateras. Con ERNC,
mxima inyeccin ERNC. ................................................................................................................... 72
Figura 6-25. Potencia activa y reactiva del grupo de bateras en caso de la salida de Angamos con reduccin
de las inyecciones del parque Taltal en 80 MW e inclusin de 90 MVA en bateras. Con ERNC,
mxima inyeccin ERNC. ................................................................................................................... 73
Figura 6-26. Tensin de las principales barras del sistema en caso de salida de Angamos con reduccin de
las inyecciones del parque Taltal en 210 MW. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ........................ 74
Figura 6-27. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Cruceros 220
kV Sin desconexin de parques elicos ni PV. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ...................... 77
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Figura 6-28. Tensin en bornes de los parques PV y elicos en caso de cortocircuito trifsico en Cruceros
220 kV Sin desconexin de parques elicos ni PV. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ............... 78
Figura 6-29. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Crucero 220
kV Con desconexin de parques elicos Sierra Gorda, Calama Oriente, Calama Poniente y
parques fotovoltaicos en Crucero y Calama. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ........................... 79
Figura 6-30. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Crucero
220 kV Con desconexin de parques elicos Sierra Gorda, Calama Oriente, Calama Poniente
y parques fotovoltaicos en Crucero y Calama. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ........................ 80
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Listado de Tablas
Tabla 2-1. Capacidad instalada (al ao 2020) de los casos de estudio ............................................................... 12
Tabla 5-1: Contingencias seleccionadas ............................................................................................................. 30
Tabla 6-1: Contingencias simuladas en caso de estudio 1. Demanda mxima. ................................................. 35
Tabla 6-2: Contingencias simuladas en caso de estudio 1. Demanda base. ....................................................... 42
Tabla 6-3: Contingencias simuladas en caso de estudio 1. Demanda mnima. .................................................. 49
Tabla 6-4: Contingencias simuladas en caso de estudio 1 .................................................................................. 52
Tabla 6-5: Resumen de resultados dinmicos en caso de estudio 1 .................................................................. 55
Tabla 6-6: Parques elicos en caso de estudio 2, demanda mnima. ................................................................. 57
Tabla 6-7: Parques fotovoltaicos en caso de estudio 2, demanda mnima. ....................................................... 57
Tabla 6-8: Contingencias simuladas en caso de estudio 2. Demanda mnima. .................................................. 58
Tabla 6-9: Comparacin de resultados dinmicos entre los casos de estudio 1 y 2. Demanda mnima. ........... 67
Tabla 6-10: Parques elicos en caso de estudio 2, mxima inyeccin ERNC. ....................................................... 69
Tabla 6-11: Parques fotovoltaicos en caso de estudio 2, mxima inyeccin ERNC. ............................................. 69
Tabla 6-12. Despacho para caso con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ................................................................. 70
Tabla 6-13: Contingencias simuladas en caso de estudio 2. Mxima inyeccin ERNC ......................................... 76
Tabla 6-14: Posibles desconexiones ERNC para cortocircuitos en caso de estudio 2. Mxima inyeccin ERNC .. 81
Tabla 6-15: Comparacin de resultados dinmicos entre los casos de estudio 1 y 2. Mxima inyeccin ERNC. . 82
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Listado de Abreviaciones
AC Corriente Alterna
AGC Control Automtico de la Generacin (Automatic Generation Control)
BESS Grandes Sistemas de Bateras (Battery Energy Storage System)
CAES Planta con Almacenamiento Energtico por Aire Comprimido (Compressed Air Energy
Storage)
CAES Almacenamiento Energtico por Aire Comprimido (Compressed Air Energy Storage)
CC Centros de Control
CDC Centro de Despacho de Carga
CDEC Centro de Despacho Econmico de la Carga
CE Centro de Energa
CNE Comisin Nacional de Energa
CPF Control Primario de Frecuencia
CSF Control Secundario de Frecuencia
CSP Tecnologa Solar Trmica (Concentrated Solar Power)
CTTAR Central Trmica Tarapac
DC Corriente Continua
DO Direccin de Operacin
DFIG Generador de Induccin Doblemente Alimentado (Double Fed Induction Generator)
DMC Desconexin Manual de Carga
EDAC Esquema de Desconexin Automtica de Carga
EDAG Esquema de Desconexin Automtica de Generacin
EDLC Supercondesadores o Capacitores de Doble Capa Electroqumica (Electrochemical Double-
Layer Capacitor)
ERNC Energas Renovables No Convencionales
ERST Estudio de Restriccin en el Sistema de Transmisin
FCFM Facultad de Ciencias Fsicas y Matemticas
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FESS Sistema de Almacenamiento por Volantes de Inercia (Flywheel Energy Storage System)
FRT Fault Ride Through
Geo Geotrmica
GIZ Deutsche Gesellschaft fr Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH - (Sociedad
Alemana para la Cooperacin Internacional)
GTO Gate Turn-Off thyristor
Gx Generacin
IGBT Insulated Gate Bipolar Transitor
MPPT Curva de Mximo Seguimiento de Potencia (Maximum Power Point Tracking)
MT Mnimo Tcnico
NaS Sulfuro de Sodio
NT de SyCS Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Suministro
PCC Punto de Conexin
PCS Sistema de Conversin de Potencia
PSS Estabilizadores del Sistema de Potencia (Power System Stabilizer)
PV Solar Fotovoltaico
RSF Regulacin Segundaria de Frecuencia
S/E o SS/EE Sub Estacin(es)
SEIA Servicio de Evaluacin de Impacto Ambiental
SEP Sistema Elctrico de Potencia
SI Sistema interconectado
SING Sistema Interconectado del Norte Grande
SITR Sistema de Informacin en Tiempo Real
SMES Sistemas de Almacenamiento de Energa Magntica por Superconduccin
(Superconducting Magnetic Energy Storage)
STATCOM Compensador Esttico (Static Compensator)
STT Sistema de Transmisin Troncal
SVC Compensadores Estticos de Reactivos (Static Var Compensator)
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TCR Bobinas Controladas por Tiristores
TMDF Tiempo Mximo de Despeje de Falla
TSC Condensadores Conmutados por Tiristores
TSR Bobinas Conmutadas por Tiristores
Tx Transmisin
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1. Introduccin
Bajo un escenario de alta penetracin de energas renovables no convencionales (ERNC) en los sistemas
elctricos de potencia, las inyecciones pertinentes comienzan a influir en el comportamiento de todo el
sistema pudiendo afectar fuertemente su operacin. Lo anterior se justifica principalmente por la
naturaleza incierta del recurso (viento o sol) y los diferentes conceptos de operacin de las tecnologas
renovables en comparacin a las centrales convencionales como el uso de generadores de induccin o
convertidores de potencia. Sin embargo, los efectos de las ERNC en los sistemas elctricos de potencia
dependen fuertemente de las caractersticas tcnicas del sistema por lo que los resultados y
conclusiones obtenidas para un determinado sistema de potencia -con sus propias caractersticas y
requerimientos tcnicos- no pueden ser aplicados directamente a otro sistema en los cuales el impacto
podra eventualmente no ser el mismo.
En el contexto, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) pertenece a un tipo especial de
sistemas de potencia con caractersticas y comportamientos particulares que lo hacen ser poco flexible,
con varias restricciones operacionales que lo llevan a experimentar problemas en situaciones en que
otros sistemas de potencia no los experimentaran. Un parque de generacin puramente trmico,
unidades de generacin concentradas y alejadas de los centros de consumo, un alto porcentaje de
demanda industrial y un control secundario de frecuencia manual, son algunas de las caractersticas que
lo hacen un caso muy particular en el contexto elctrico mundial. Estudios realizados por el Centro de
Despacho Econmico de Carga del SING (CDEC-SING) han mostrado preocupacin frente a una
incorporacin masiva de ERNC, en particular, de energa elica. Las preocupaciones se basan en las
restricciones tcnicas asociadas a las unidades de generacin trmica del sistema (como la velocidad de
toma y bajada de carga, el tiempo mnimo de operacin y detencin entre otras), las que fijan lmites a la
generacin convencional disponible afectando directamente la capacidad de regulacin de frecuencia
del sistema y, por ende, la seguridad del sistema frente a grandes inyecciones de ERNC.
1.1. Antecedentes
1. El CE-FCFM, a solicitud de la GIZ, ha desarrollado durante el ao 2011 el proyecto Expansin de
largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING (en adelante Estudio de
Expansin) en el cual se determinaron 31 planes de expansin conjunta de generacin y
transmisin (Tx y Gx) para el SING considerando diferentes escenarios de desarrollo de ERNC en el
sistema para luego evaluarlos desde el punto de vista eficiencia y seguridad de suministro mediante
los llamados escenarios de evaluacin.
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2. Los resultados obtenidos en el estudio anteriormente mencionado indican niveles de penetracin
relevantes de energas renovables en el SING. No obstante, los modelos usados hacen
simplificaciones importantes a la operacin del sistema. Por lo que sobre la base de los escenarios
desarrollados, se identifica la necesidad de evaluar los efectos que tienen los distintos planes de
expansin y su correspondiente penetracin de ERNC en trminos de la dinmica operacional del
sistema elctrico de forma tal de verificar la factibilidad tcnica de los niveles de penetracin de
generacin no convencional obtenidos tanto en condiciones de rgimen permanente como
transitoria.
3. Motivados por el punto anterior, se desarrollan -a solicitud de la GIZ- dos nuevos estudios, cada uno
de ellos abarcando reas distintas de la operacin de los sistemas elctricos de potencia:
a. Estudio dinmico de escenarios de expansin de las Energas Renovables No Convencionales
(ERNC) en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en adelante Estudio Dinmico
b. Impacto de Niveles de Penetracin de Energas Renovables No Convencionales en la Operacin
del Sistema Interconectado del Norte Grande en adelante Estudio de Predespacho 1.
El presente informe resume los resultados obtenidos en el Estudio Dinmico y sus vnculos con el Estudio
de Predespacho sin entrar en detalles con respecto a este ltimo. Para mayores detalles del Estudio de
Predespacho, se debe solicitar el informe final a la GIZ.
1.2. Objetivos
El objetivo general del presente estudio consiste en evaluar el comportamiento dinmico del SING en el
ao 20202 considerando parte de los resultados obtenidos en el proyecto Expansin de largo plazo para
distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING incluyendo un anlisis detallado de la estabilidad
transitoria del sistema.
1 El objetivo principal de este estudio es dimensionar el impacto tcnico econmico que tiene la variabilidad e
incertidumbre de la generacin basada en energas renovables en la operacin del sistema.
2 El ao 2020 constituye un punto apropiado en el tiempo para analizar el desempeo del sistema frente a cambios
en la matriz de generacin. Aos posteriores significaran estudiar un sistema poco representativo del actual y un
ao muy prximo resultara, por el contrario, con muy poca penetracin de ERNC.
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Basado en el objetivo general antes descrito, se identifican los siguientes objetivos especficos:
1. Desarrollo de modelos dinmicos del SING para el ao 2020 para 3 casos de estudio3. El objetivo
aqu es modelar cada una de las componentes del sistema incluyendo modelos dinmicos del
parque generador convencional, de los equipos de control, de las cargas en cada punto de inyeccin
y de otros elementos de la red.
2. Modelacin dinmica de tecnologas ERNC (elica, solar fotovoltaica, solar trmica y geotermia)
incluyendo el sistema de control pertinente.
3. Aplicacin de tcnicas de agregacin para las tecnologas ERNC de forma tal de reducir los tiempos
de simulacin involucrados en el estudio.
4. Implementacin y validacin de los modelos dinmicos desarrollados.
5. Seleccin del peor(es) escenario(s) -para cada caso de estudio- que podra ser experimentado por el
sistema (punto de operacin). Ejemplos de puntos de operacin a seleccionar son demanda mxima
o mnima, mxima inyeccin de tecnologas ERNC, un determinado despacho de centrales
convencionales, entre otros.
6. Seleccin de fallas crticas del sistema para cada caso de estudio (salida intempestiva de lneas o
generadores, cortocircuitos trifsico en bornes de generadores elicos, etc.).
7. Estudio de la estabilidad transitoria del sistema para los casos de estudio seleccionados mediante la
simulacin dinmica de contingencias crticas.
8. Determinacin de medidas correctivas necesarias frente a una incorporacin masiva de ERNC
manteniendo los niveles de seguridad y calidad de suministro del sistema de acuerdo a la normativa
vigente. Dentro de las posibles medidas correctivas se incluye conexin de equipamiento adicional
(almacenamiento, aporte dinmico de reactivos, entre otros), niveles de reserva operativa,
estrategias de control de generadores elicos. Adems se detallan los costos referenciales asociados
a cada una de las medidas.
3 La gran complejidad involucrada en el desarrollo de modelos dinmicos para sistemas elctricos de potencia (SEP)
as como los tiempos asociados a la simulacin dinmica de los mismos, lleva a que el anlisis de los 31 planes de
expansin obtenidos en el Estudio de Expansin sea un problema impracticable debido al tiempo que se requerira
para su desarrollo.
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1.3. Alcances
Para las etapas definidas en los objetivos especficos se consideran los siguientes alcances:
Los modelos dinmicos del SING para el ao 2020 se basan en los casos de estudio seleccionados
del Estudio de Expansin incluyendo, adems, obras en construccin definidas en la ltima
fijacin de precios de nudo que no estn consideradas en dicho plan de expansin.
Siguiendo los supuestos adoptados en el Estudio de Expansin, las tecnologas ERNC a considerar
en las simulaciones dinmicas son: elica, solar trmica (CSP), solar fotovoltaica (PV) y energa
geotrmica. En cuanto a los parques elicos, estos se basan en generadores de induccin
doblemente alimentados (DFIG).
Debido a la dificultad asociada a la recopilacin de informacin tcnica necesaria para la
modelacin dinmica de turbinas elicas, los modelos desarrollados sern de tipo general, sin
imponer un tipo de turbina en particular. Lo anterior aplica tambin a las otras tecnologas ERNC
consideradas as como a los modelos de generacin convencional adicional obtenida como
resultado de la planificacin al 2020 que no forma parte del parque generador actual.
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2. Sistema de potencia considerado: SING
El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) pertenece a un tipo especial de sistemas de potencia
con caractersticas y comportamientos particulares que lo hacen ser poco flexible, con diversas
restricciones operacionales que lo llevan a experimentar problemas en situaciones en que otros sistemas
de potencia no los experimentaran. Un parque de generacin puramente trmico con baja inercia,
unidades de generacin concentradas y alejadas de los centros de consumo, un alto porcentaje de
demanda industrial y un control secundario de frecuencia manual [1], son algunas de las caractersticas
que lo hacen un caso muy particular en el contexto elctrico mundial.
Estudios realizados por el Centro de Despacho Econmico de Carga del SING (CDEC-SING) han mostrado
preocupacin frente a una incorporacin masiva de ERNC, en particular, de energa elica [2]. Las
principales preocupaciones se relacionan con las restricciones tcnicas asociadas a las unidades de
generacin del sistema (como la velocidad de toma y bajada de carga, el tiempo mnimo de operacin,
partida y detencin entre otras), las que imponen severos lmites a la generacin convencional dispo-
nible afectando, por ende, la regulacin de frecuencia del sistema y el nivel de penetracin ERNC. Si bien
la mantencin de la estabilidad de frecuencia en el SING es una de las principales preocupaciones frente
a grandes inyecciones de ERNC, otros temas relacionados con la estabilidad del sistema durante
perturbaciones no pueden, a priori, ser descartados.
En el presente estudio, los modelos y simulaciones dinmicas para el SING se realizan mediante el
programa Digsilent Power Factory cuya licencia se encuentra a disposicin del Centro de Energa de la
Facultad de Ciencias Fsicas y Matemticas de la Universidad de Chile. Para el sistema actual existente
(i.e. sistema Tx y Gx hasta finales del ao 2011), el modelo a utilizar se realiza en base a una versin
reducida de la base de datos de Digsilent entregada por el CDEC-SING (va el Misterio) para el desarrollo
del presente proyecto. La base de datos original entregada incluye 395 barras en niveles de baja y alta
tensin (BT y AT) abarcando desde los 400 V hasta los 345 kV, con 42.786 km de lneas y 61 generadores
convencionales con sus respectivos controladores. Finalmente es importante destacar que el modelo
utilizado para el desarrollo del presente trabajo considera el esquema actual para los EDAC.
2.1. Caractersticas generales del SING
El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se extiende entre Arica y Antofagasta. Cubre una
superficie de 185.142 km2 equivalentes a 24,5% del territorio continental de Chile. En esta zona
predomina un clima de extrema sequedad, donde gran parte del territorio est constituido por el
desierto de Atacama. Lo anterior ha determinado que la mayor parte de la poblacin se concentre en
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ciudades costeras, mientras que la mayor parte de la actividad econmica, esencialmente minera, se
concentra en el interior y hacia zonas cordilleranas [3]. En este sistema se pueden identificar las si-
guientes caractersticas [4]:
Escasos recursos de agua para usos de generacin elctrica
Consumos industriales (90% de consumos mineros)
Parque concentrado y alejado de los grandes centros de consumo
Centros de consumo separados por grandes distancias
Generacin trmica con un 99,6% de penetracin (restricciones operacionales)
La capacidad de generacin actualmente instalada en el SING es cercana a los 4580 MW4 [5]. Esta
capacidad instalada tiene como principales combustibles el gas natural y el carbn, los que concentran el
46.11 y 45.85% respectivamente. En cuanto al sistema de transmisin, el sistema cuenta con cerca de
5600 km de lneas con tensiones nominales sobre los 110 kV.
Las caractersticas tcnicas del parque generador y sistema de transmisin del SING generan importantes
desafos para la operacin del sistema [4] que lo hacen ser un caso particular dentro del contexto
mundial de los sistemas elctricos de potencia.
2.2. Unidades generadoras
El parque de generacin del SING se caracteriza por importantes restricciones tcnicas asociadas a sus
unidades generadoras como la potencia mxima y mnima, la tasa de toma y bajada de carga, el tiempo
mnimo de operacin, detencin y partida5 las que imponen severos lmites a la flexibilidad de la
generacin convencional disponible afectando la capacidad de regulacin de frecuencia del sistema.
Las siguientes figuras muestran las principales caractersticas operativas de las unidades generadoras del
SING de acuerdo a [4].
4 Incluyendo la Central Salta en Argentina con 642.8 MW.
5 El tiempo de partida corresponde al tiempo requerido, en horas, para realizar el proceso de partida de una unidad
generadora. El tiempo de detencin corresponde al tiempo requerido, en horas, para realizar el proceso de
detencin de una unidad generadora.
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Figura 2-1. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del norte del SING.
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Figura 2-2. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del centro del SING.
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Figura 2-3. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del sur del SING.
2.3. Sistema de transmisin
Tal como se dijo previamente, la base de datos entregada por el CDEC-SING incluye 395 barras en los
niveles de baja y alta tensin con 42.786 km de lneas. Para efectos del proyecto, el sistema es reducido
a poco menos de 300 barras, incluyendo los mismos niveles de tensin. Las reducciones realizadas se
concentraron en los niveles de baja tensin correspondientes bsicamente a consumos. La Figura 2-4
muestra la vista en Digsilent del sistema de transmisin del SING reducido.
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Figura 2-4. Diagrama del sistema de transmisin del SING utilizado
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La base de datos entregada por el CDEC-SING se extiende para hacerla vlida para el ao 2020
incluyendo:
Obras Tx y Gx obtenidas de los planes de expansin de los casos de estudio del proyecto
Expansin de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING. Dado que en
este proyecto slo se consider un sistema de 14 barras, adicionalmente se incluyen obras de
transmisin necesarias para cubrir el crecimiento de la demanda al ao 2020 (ver Anexo 9 para
detalles).
Obras en construccin definidas en la ltima fijacin de precios de nudo de Abril del ao 2012
que no estn consideradas en dichos planes de expansin.
2.4. Casos de estudio
Tal como se indic en la Introduccin, en el presente estudio se evala el comportamiento dinmico del
SING en el ao 2020 considerando parte de los resultados obtenidos en el proyecto Expansin de largo
plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING. En comn acuerdo con la contraparte6,
se decide analizar los siguientes casos de estudio:
Caso de estudio 1: Pesimista - Sin ERNC. Obtenido directamente del estudio Expansin de largo
plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING.
Caso de estudio 2: Base Costos de inversin ERNC optimistas. Caracterizado por las siguientes
inyecciones ERNC (en capacidad instalada):
1500 MW de generacin elica
180 MW de generacin CSP
761 MW de generacin PV
160 MW de generacin geotrmica
En este escenario, la distribucin utilizada para las ERNC (i.e. energa elica, solar y geotrmica)
no es la obtenida en el estudio original Expansin de largo plazo para distintos escenarios de
desarrollo ERNC en el SING. En este caso de estudio, la ubicacin de los proyectos ERNC se
establece considerando nueva informacin disponible en el SEIA, licitaciones elicas segn
Bienes Nacionales, y otras fuentes de informacin oficiales. La idea de lo anterior es poder
representar de la mejor forma posible la evolucin de las ERNC en el sistema durante los
prximos aos dadas las condiciones existentes para estas tecnologas.
6 En la reunin realizada el 20 de Enero de 2012 en el Centro de Energa Minuta de reunin N3.
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Es importante destacar que si bien la distribucin de las ERNC en este caso de estudio est
fija7 de acuerdo a la informacin adicional considerada, la planificacin de la expansin del
sistema (Tx y Gx) se realiz de acuerdo a criterios de mnimo costo desde el punto de vista
de un planificador centralizado, considerando los mismos supuestos y herramientas
utilizados en el proyecto Expansin de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo
ERNC en el SING.
La siguiente tabla muestra la capacidad instalada al ao 2020 de los casos de estudio ya definidos.
Tabla 2-1. Capacidad instalada (al ao 2020) de los casos de estudio
Tecnologa
Caso de estudio 1
(sin ERNC)
Caso de estudio 2
(con ERNC)
MW % MW %
Carbn 2951 59 2074 31
Diesel 132 3 132 2
Fuel 226 5 226 3,3
Gas 1669 33 1669 25
Hidrulica 10 0,1 10 0,1
Elica 0 0 1500 22,3
CSP 0 0 180 3
PV 0 0 761 11
Geotermia 0 0 160 2,3
Total [MW] 4988 100 6708 100
% ERNC 0 39
La siguiente figura muestra la distribucin de las ERNC en el sistema y las zonas de inyeccin para el
segundo caso de estudio8. Tal como se dijo previamente, la ubicacin y distribucin de las ERNC en el
sistema se estableci en comn acuerdo con la contraparte considerando nuevas fuentes de informacin
en cuanto al posible desarrollo ERNC en el SING. A partir de la figura es posible observar que la
integracin de energa elica y geotrmica en el caso de estudio 2 involucra algunas obras de Tx
(marcadas en rojo en la figura):
Lnea Taltal - Escondida 220 kV de 120 km de longitud
7 En el software de expansin se fuerza la inyeccin ERNC en cada una de las zonas de desarrollo considerados en el
ao 2020.
8 El caso de estudio 1 no se muestra pues no incluye ERNC.
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Lnea Sierra Gorda - Encuentro 220 kV de 90 km de longitud
Lnea Calama Poniente - Crucero 220 kV de 50 km de longitud
Lnea Calama Oriente - Crucero 220 kV de 100 km de longitud
Calama O. 220 kV
Puchuldiza = 40 MW
Tarapac
Crucero
Escondida
Mejillones
Atacama
Encuentro
Collahuasi
DomeykoAntofagasta
Pozo Almonte
Elico 200 MW
Elico 660 MW
PV 370 MW
Lagunas
PV 110 MW
Irrupuntuncu = 40 MW
PV 78 MW
Taltal 220 kV
Elico 340 MW
Calama
CSP 180 MW
Elico 300 MW
Apacheta = 80 MW
PV 147 MW
PV 48 MW
PV 8 MW
Calama P. 220 kV
Sierra G. 220 kV
Figura 2-5. Distribucin de las ERNC en el caso de estudio
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3. Metodologa
3.1. Metodologa general
La siguiente figura presenta un esquema de la metodologa de trabajo utilizada en el estudio de acuerdo
a los objetivos especficos.
Escenariosa analizar
Recopilacin de parmetros
Revisin bibliogrfica
Parmetros de tecnologas
ERNC
Parmetros del sistema
Modelacin dinmica de tecnologas ERNC
Modelacin dinmica de componentes
Implementacin y validacin
Medidas correctivasEstudio de la
estabilidad del sistema
Seleccin de puntos de operacin crticos
Seleccin de fallas crticas
Desarrollo modelo dinmico del sistema
Caso 1
Caso 2
Despacho econmico y flujos de potencia
Caso 1
Caso 2
Estudio de Predespacho
Figura 3-1. Metodologa utilizada SING
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Recopilacin de parmetros: El primer paso de la metodologa es la recopilacin de parmetros
del sistema y de las tecnologas ERNC consideradas. Lo anterior incluye datos de lneas, transfor-
madores, generadores convencionales, consumos a lo largo del sistema, controladores
relevantes as como los parmetros de las tecnologas ERNC obtenidos a partir de informacin
suministrada por fabricantes o existente en la literatura especializada en el tema. Para el sistema
de transmisin y generacin existente se utiliza una base de datos facilitada por el CDEC-SING.
Revisin bibliogrfica: Una vez recopilados los parmetros se formulan los modelos dinmicos de
simulacin para cada una de las componentes del sistema de potencia as como las diferentes
tecnologas ERNC consideradas (parques elicos, centrales solares y geotrmicas) incluyendo el
sistema de control pertinente as como de la red donde se los conecta (SING). El modelo de la
red incluye la modelacin de las plantas de generacin convencional del sistema, equipos de
control de las mismas, consumos, equipos de compensacin y dems componentes relevantes
en la dinmica del sistema. La determinacin de los modelos apropiados de cada una de las
componentes, y en particular de las tecnologas ERNC, se realiza en base a una completa revisin
bibliogrfica del estado del arte actual en el mundo.
Implementacin y validacin: Los diferentes modelos dinmicos asociados a las tecnologas ERNC
se implementan y validan mediante ejemplos citados en la literatura. Los modelos dinmicos
sern implementados en el software de simulacin DigSILENT que permite analizar el
comportamiento dinmico de sistemas elctricos de potencia. Las componentes elctricas del
sistema se encuentran a disposicin en la biblioteca del programa mientras que las diversas
componentes de los parques elicos, centrales solares y geotrmicas deben ser implementadas
por el usuario mediante un lenguaje de programacin interno que permite el desarrollo de
modelos y mdulos propios.
Desarrollo modelo dinmico del sistema: Una vez realizadas las etapas anteriormente descritas,
se obtiene un modelo dinmico para el SING para el ao 2020 para cada uno de los casos de
estudio. Lo anterior incluye realizar una reduccin de la base de datos del sistema del ao 2011
facilitada por el CDEC-SING, incorporar las obras Tx y Gx obtenidas a partir del plan de expansin
obtenido del ejercicio de planificacin y finalmente incorporar las obras en construccin
definidas en la ltima fijacin de precios de nudo que no estn consideradas en el plan de
expansin pertinente. Dado que en el Estudio de Planificacin slo se considera un sistema de 14
barras, adicionalmente se incluyen obras de transmisin necesarias para cubrir el crecimiento de
la demanda (Ver Anexo 9).
Escenarios a analizar: La gran complejidad involucrada en el desarrollo de modelos dinmicos
para sistemas elctricos de potencia as como los tiempos asociados a la simulacin dinmica de
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los mismos, lleva a que el anlisis de la operacin de las 8760 horas del ao y de todas las fallas
que podran surgir en el sistema sea un problema impracticable debido al tiempo que se
requerira para su desarrollo. Por este motivo, el siguiente paso de la metodologa es la deter-
minacin de escenarios a analizar mediante simulaciones dinmicas (definidos por el punto de
operacin del sistema junto a la contingencia a simular) para cada uno de los casos de estudio.
En este contexto, en los estudios de estabilidad, la prctica usual es seleccionar aquellos esce-
narios que representen el peor escenario, desde el punto de vista dinmico, que podra ser expe-
rimentado por el sistema. Dos son los pasos involucrados en esta etapa de la metodologa:
1. Seleccin de puntos de operacin crticos: esta parte hace referencia a la hora del ao a
simular dinmicamente. Ejemplos de puntos de operacin a seleccionar son demanda
mxima o mnima, un determinado punto de operacin de tecnologas ERNC, un determinado
despacho de centrales convencionales, entre otros. Con respecto a este ltimo punto, es im-
portante destacar que en esta parte se utilizan los resultados del Estudio de Predespacho de
forma tal de seleccionar las condiciones de operacin del sistema (dadas por el despacho de
las unidades convencionales en conjunto con la demanda del sistema) que podran ser crticas
frente a grandes inyecciones de ERNC debido a la poca flexibilidad del parque generador del
SING.
2. Seleccin de contingencias crticas: El tipo de contingencia depender del fenmeno dinmico
que se quiera analizar. Ejemplos de posibles contingencias son la salida intempestiva de lneas
o generadores, cortocircuito trifsico en bornes de generadores elicos, etc.
Una vez seleccionado el(los) punto(s) de operacin a evaluar para cada caso de estudio, se
calculan las condiciones en rgimen permanente necesarias para las diferentes simulaciones.
Para esto se hace uso ya sea de herramientas de simulacin de sistemas elctricos desarrolladas
por el CE-FCFM o de programas reconocidos a nivel internacional cuya licencia se encuentre
disponible en el CE-FCFM.
El penltimo paso de la metodologa es el estudio de la estabilidad del sistema para los casos de
estudio considerados. Esta parte incluye un estudio detallado principalmente de aquellos
problemas que aquejan los sistemas de potencia con altas inyecciones de generacin ERNC como
son estabilidad de frecuencia, tensin.
Finalmente, en caso de surgimiento de problemas con la estabilidad del sistema durante las
contingencias consideradas, se determinarn medidas de mitigacin necesarias para mantener
los niveles de seguridad existentes en el sistema. Dentro de las posibles medidas correctivas se
incluye conexin de equipamiento adicional (equipos de almacenamiento, de aporte dinmico
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de reactivos, entre otros), aumento de niveles de reserva operativa, modificacin de las
estrategias de control de generadores elicos o solares.
3.2. Supuestos tcnicos
A continuacin se numeran los principales supuestos tcnicos del estudio:
El modelo del sistema para el ao 2020 incluye obras de transmisin necesarias para cubrir el
crecimiento de la demanda (ver Anexo 9).
El modelo del sistema para el ao 2020 incluye las nuevas obras de generacin determinadas en
el Estudio Expansin de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING
(ver Anexo 9).
Los modelos dinmicos de las nuevas unidades generadoras se asumieron igual a una central
representativa (en capacidad instalada) existente en el SING y por ende modelada en la base de
datos del CDEC-SING.
El modelo del SING utilizado considera el esquema actual de los EDAC.
Se asume que los equipos de compensacin actualmente existentes en el sistema se encuentran
en funcionamiento al ao 2020.
En las simulaciones dinmicas se considera Norgener 220 kV como generador de referencia.
Parques elicos y fotovoltaicos se conectan al sistema de transmisin va una lnea de doble
circuito, es decir, cumplen el criterio n-1.
Se consideran generadores elicos y paneles fotovoltaicos capaces de mantenerse conectados al
sistema en caso de cadas de tensin de incluso 0% en bornes.
Parques fotovoltaicos y elicos controlan tensin en bornes.
Se adopta como criterio un aporte mximo a reserva primaria conjunta de parques elicos y
fotovoltaicos de un 10% de la generacin pronosticada en la hora, es decir puede darse
vertimiento de ERNC de hasta un 10% de la generacin. Debido a que los montos efectivamente
usados son determinados por el predespacho y corresponden a la reserva con mayor costo de
oportunidad, su aporte debe ser bajo.
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4. Anlisis preliminar de la operacin del SING
En el presente captulo se presentan las principales caractersticas del control de frecuencia y tensin del
SING as como las principales restricciones existentes en la operacin del sistema tanto a nivel de
generacin como transmisin (Gx y Tx). Lo anterior se realiza en base a informacin y estudios realizados
por el CDEC-SING.
4.1. Control de frecuencia
Actualmente el SING tiene la capacidad de realizar Control Primario de Frecuencia (CPF) y Control
Secundario de Frecuencia (CSF). En la prctica, para cada una de las perturbaciones experimentadas por
el sistema, el control de frecuencia se realiza por medio de una combinacin de CPF, CSF manual y
desprendimiento de carga (utilizando un esquema de desconexin de cargas por medio de la utilizacin
de rels de baja frecuencia).
En el esquema de control primario se le asigna la regulacin de frecuencia a un conjunto de unidades
capaces de realizar esta regulacin. De esta forma, el CPF se hace a travs de aportes instantneos de las
unidades generadoras de acuerdo a las caractersticas tcnicas de estatismo y bandas muertas de sus
sistemas de control de velocidad. En condiciones de contingencias es esta misma reserva primaria ms el
aporte de los rels de baja frecuencia, la que mantiene los niveles de frecuencia dentro de los mrgenes
permitidos [6]. En la operacin de tiempo real el despacho de las unidades generadoras se ajusta en cada
hora a la demanda real existente. De acuerdo a [7], este ajuste se realiza a partir de la capacidad fsica en
MW que tienen las unidades generadoras para subir o bajar carga, respecto de los valores previos a la
recepcin de una consigna por parte del CDEC. Dicho incremento (o decremento) de generacin ocurre a
expensas de la reserva en giro disponible en las unidades, correspondiente a la diferencia existente entre
la potencia mxima de despacho y la potencia generada. Cabe destacar que las unidades que participan
en el CPF deben ser despachadas en una potencia tal que permita preservar su capacidad para
incrementar carga mediante CPF, en cambio las unidades que no participen en el CPF podrn ser
despachadas hasta su potencia mxima.
En el esquema de control secundario tambin son asignadas unidades capaces de realizar esta
regulacin. La funcin de dichas unidades es restaurar o mantener la frecuencia del sistema cercana a la
nominal. Este control se lleva a cabo mediante la modificacin de las consignas de potencia activa de las
unidades asignadas al CSF, pertenecientes al rea de control en que se produce el desequilibrio. El CSF es
efectuado de forma manual en el SING, mediante la accin de los operadores de planta, quienes siguen
las instrucciones entregadas por el despachador. A diferencia del CPF, su accin es lenta y coordinada,
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debido a que debe tomar en cuenta caractersticas de las unidades, como su velocidad de respuesta. El
rango de accin del CSF abarca desde los segundos hasta varios minutos posteriores a una contingencia y
no debiese intervenir en la accin del CPF. En el caso que las acciones de CSF conlleven a un uso
intensivo de este recurso, acercndose a los valores mnimos establecidos, se deber dar accin a los
recursos de reserva detenida o a la desconexin manual de carga.
El esquema de regulacin de frecuencia que actualmente opera en el SING es presentado a continuacin
[7].
Frecuencia del
Sistema
Control Primario
de Frecuencia
Control Secundario
de Frecuencia
Reserva
Detenida / DMC
Restaura Valor Nominal
Limita
Desviacin
Libera
Reservas
Libera Reservas luego
de una Contingencia
Libera
Reservas
Activa
Activa
Figura 4-1. Esquema de la regulacin de frecuencia que opera en el SING
Segn el Estudio de Control de Frecuencia y Determinacin de Reservas para el SING del ao 2010, las
potencias asignadas al CPF y al CSF son 70 [MW] y 30 [MW] respectivamente. Sin embargo, en el informe
del ao 2011 [7] se recomienda la modificacin de la potencia asignada para el CSF, pasando de los 30
[MW] a 60 [MW], acotando as una eventual aplicacin de la Desconexin Manual de Carga (DMC).
Con respecto a los Esquemas Automticos de Desconexin, cabe destacar lo siguiente:
A finales del 2008 se implement el Esquema de Desconexin Automtica de Generacin (EDAG)
por sobre frecuencia en el SING. ste ya ha permitido un control satisfactorio de contingencias
que derivan en una gran desconexin de carga, evitando el apagn total que ocurrira en
ausencia de dicho control.
Con respecto al Esquema de Desconexin Automtica De Carga (EDAC) por sub frecuencia, la
carga nominal disponible en el SING en el EDAC por sub frecuencia es de 621 [MW] [42]. Este
esquema est diseado para afrontar una contingencia simple en generacin en estado de
emergencia, lo que equivale a desconexiones de bloques de generacin en torno a los 520
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[MW]. Segn el Estudio de EDAC por sub frecuencia del ao 2011, el EDAC que se encuentra
implementado actualmente en el SING, evidencia un adecuado control de las contingencias
asociadas a sub frecuencia. Adems se ha informado que Atacama Agua se encuentra en la etapa
de implementacin de su EDAC, esperando finalizar el 30 de junio de 2012 y que Minera
Esperanza inform que el 31 de enero de 2012 enviar una propuesta de implementacin de
EDAC.
4.2. Control de tensin y requerimientos de potencia reactiva
El objetivo del control de tensin consiste en mantener los niveles de tensin en todas las barras del
sistema, dentro de mrgenes adecuados que aseguren el correcto funcionamiento de los equipos y un
nivel de tensin satisfactorio en los puntos de consumos. Actualmente el control de tensin que se
efecta en el SING es realizado mediante tres estrategias [41]:
Unidades generadoras: controlan la tensin en terminales del generador, o una barra remota,
mediante el ajuste de la tensin de excitacin. Como resultado de ello generan o absorben
potencia reactiva, manteniendo la potencia activa constante si es necesario.
Uso de reactores y/o condensadores instalados en subestaciones: Se utilizan como una fuente de
inyeccin o retiro de potencia reactiva, aumentando o disminuyendo la tensin en las barras
donde se conectan.
Desconexin Manual de Carga.
Adems se cuenta con Esquemas de Desconexin Automtica de Generacin (EDAG) por sobre
frecuencia en varias instalaciones del SING, que a diferencia de las medidas de control antes mencio-
nadas, permiten de forma automtica, un satisfactorio control de aquellas contingencias que deriven en
una desconexin masiva de carga, producto de una condicin inicial de sub tensin que pudiera ser
experimentada.
En el Estudio de Control de Tensin y Requerimientos de Potencia reactiva del ao 2009 se realiz una
propuesta con el fin de implementar un esquema de control de tensin en base a un Sistema de
Informacin en Tiempo Real (SITR). Dicha propuesta no ha sido implementada hasta el momento, debido
a que el estado actual de la supervisin de las seales de inters incorporadas al SITR no es ptimo, de
acuerdo a los estndares de seguridad y calidad de servicio establecidos en la NT, para realizar el control
de tensin en el SING. Sin embargo, una vez que se disponga de las seales requeridas para realizar el
control de tensin mediante el SITR, la Direccin de Operacin deber revisar y actualizar el estudio del
ao 2009 con el fin de incorporar las nuevas condiciones de operacin del sistema y las nuevas
instalaciones incorporadas al SING.
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4.3. Restricciones existentes en la operacin del SING
Los distintos estudios publicados por el CDEC-SING entregan informacin detallada de los problemas
existentes en la operacin real del SING y cmo ellos restringen las transferencias de potencia por el
sistema de transmisin y la generacin de las distintas unidades del sistema. En las siguientes secciones
se indican las principales conclusiones de los siguientes estudios:
Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisin,
Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas y
Estudio de Control de Tensin y Requerimientos de Potencia Reactiva
4.3.1 Estudio de restricciones en el Sistema de Transmisin 2010 [43]
Las principales conclusiones del estudio indican lo siguiente:
Para aquellas contingencias que derivan en la desconexin masiva de carga (eventos ocurridos
durante el desarrollo del denominado Invierno Boliviano), se espera un control satisfactorio a
travs del EDAG por sobrefrecuencia implementado en el ao 2008; evitando as la condicin de
apagn total que fuera detectada anteriormente en ausencia de dicho control.
La incorporacin del EDAG por sobrecarga en Central Termoelctrica Tocopilla, realizada en
octubre de 2008, permite incrementar el nivel de generacin mxima a despachar en dicha
Central por condiciones de seguridad, observndose un desempeo apropiado en todos los
casos de falla analizados. De esta forma, se considera que no existe limitante en la evacuacin de
potencia en Central Termoelctrica Tocopilla.
La modificacin al EDAG por sobrecarga en Central Termoelctrica Mejillones, realizada en junio
de 2009, permite incrementar el nivel de generacin mxima a despachar en dicha Central por
condiciones de seguridad, observndose un desempeo apropiado en todos los casos de falla
analizados. Si bien ello libera en cierto grado la restriccin de inyeccin por parte de Central
Termoelctrica Mejillones a S/E Chacaya 220 kV, la incorporacin de nuevos proyectos de
generacin en la zona requerira la incorporacin de nuevas lneas de transmisin de modo de
evacuar la posible generacin que se inyectara en dicha subestacin.
En condiciones de alta demanda en los consumos de Escondida y Zaldvar y baja generacin en la
Zona Sur, se debe controlar la transferencia de potencia por la Lnea 220 kV Mejillones-
OHiggins, limitando la inyeccin en S/E Chacaya 220 kV. Al respecto se encuentra informado un
proyecto de mejora de las caractersticas de transferencia de potencia por la Lnea 220 kV
Mejillones-OHiggins, que consiste en un cambio de conductor con capacidad nominal de 256
MVA.
Para escenarios de operacin especficos, y condiciones de mantenimiento de lneas de
transmisin de la zona Sur-Cordillera, se debe restringir la inyeccin en S/E Chacaya de modo de
evitar la presencia de sobrecargas en el sistema de transmisin; esto en condiciones de pre- y
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post-falla. La incorporacin de nuevos proyectos de generacin en la zona requerira la
incorporacin de nuevas lneas de transmisin de modo de evacuar la posible generacin que se
inyectara en dicha subestacin.
La operacin del sistema con la Lnea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en S/E Antofagasta
desde abril de 2010, permite evitar problemas de sobrecarga en la zona Mejillones-Antofagasta-
Capricornio; conforme a lo detectado en los estudios anteriores, especficamente en el
Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV, en condiciones de alta demanda en la zona
Mejillones-Antofagasta-Capricornio. Al respecto, para restablecer la operacin en paralelo de los
transformadores, se recomienda analizar el aumento de la capacidad de transformacin o la
implementacin de un EDAC por sobrecarga y la habilitacin de protecciones por sobrecarga en
dichas instalaciones.
La presencia de eventuales sobrecargas en la Lnea 220 kV Encuentro-Collahuasi o en la Lnea
220 kV Crucero-Lagunas 2, segn la temperatura ambiente presente al momento de la falla, en
condiciones de alta demanda en la Zona Norte, requieren el despacho de unidades fuera de
orden econmico y eventualmente aplicacin de DMC en dicha zona, de acuerdo a la poltica de
operacin vigente. A fin de evitar el sobrecosto de operacin y la aplicacin de DMC requerido
para prevenir sobrecargas post-falla, se recomienda analizar el aumento de capacidad de las
instalaciones proclives a sobrecarga o la implementacin de un EDAC por sobrecarga en dichas
instalaciones para prevenir eventuales daos en las instalaciones. La incorporacin de una nueva
lnea entre las SS/EE Encuentro 220 kV y Collahuasi 220 kV, adems de nuevas lneas entre SS/EE
Crucero 220 kV y Lagunas 220 kV mejoraran los niveles de seguridad en la transferencia de
potencia entre la Zona Centro y la Zona Norte del SING.
Para mantenimientos de lneas de la zona Sur-Cordillera, en los casos en que la Central Salta se
encuentra fuera de servicio y alta demanda en la zona Sur-Cordillera, se evidencian bajas
tensiones en la zona Escondida-Zaldvar, por lo que se debe incrementar la tensin con las
unidades de Central Atacama y Central Termoelctrica Mejillones, o realizar una desconexin
manual de carga en la zona. Se recomienda analizar la instalacin de compensacin reactiva en
la zona con problemas de baja tensin.
Para despachos especficos y ante ciertas contingencias se evidencian oscilaciones electro-
mecnicas con bajo amortiguamiento, principalmente asociados a la Central Atacama, Central
Termoelctrica Tocopilla y Central Termoelctrica Mejillones; ante lo cual se deben adoptar
medidas operacionales basadas en la limitacin de la generacin en las respectivas centrales.
Cabe sealar que en todos los casos analizados, las situaciones que evidencian un amortigua-
miento ms crtico se observan en escenarios de mantenimiento; cuya periodicidad y tiempo de
duracin son relativamente reducidos. La implementacin de Estabilizadores del Sistema de
Potencia (PSS), as como el ajuste de los ya existentes, surge como alternativa para mejorar el
amortiguamiento de las oscilaciones electromecnicas, evitando a su vez la operacin fuera de
orden econmico. Sin embargo, dada la incorporacin prxima de 4 unidades generadoras
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(Hornitos, Angamos, y Andinos), se prev una modificacin significativa de las caractersticas de
los modos de oscilacin del SING, lo que hace recomendable que dicha alternativa sea evaluada
en una etapa posterior a la puesta en servicio de dichas unidades.
4.3.2 Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas [44]
En el ao 2007 el CDEC-SING desarroll un Plan de Defensa contra Contingencias Extremas segn lo
dictado en la Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Suministro (NT de SyCS) [13] de acuerdo a lo
indicado en el Artculo 6-58. Este plan, considerando la fecha de emisin del mismo y un perodo de 12
meses para realizar la implementacin, comprende el perodo entre el 1 de Enero de 2009 y el 31 de
Diciembre de 2012.
A continuacin se listan algunas definiciones de acuerdo a la NT de SyCS necesarias para comprender el
marco de este estudio9.
Contingencia Extrema: Falla o sucesin de fallas intempestivas que no pueden ser controladas mediante
los recursos generales de control de contingencias, debindose aplicar recursos especiales de control de
contingencias.
Contingencia Severa: Falla con una tasa de ocurrencia de hasta una vez cada 5 aos. Esta contingencia
puede estar dada por la prdida de un bloque de generacin o la salida de un tramo del sistema de
transmisin.
Contingencia Simple: Falla intempestiva de un elemento del sistema interconectado (SI), pudiendo ser
ste una unidad generadora, un consumo o un elemento serie del sistema de transmisin, que puede ser
controlada con los recursos generales de control de contingencias.
Estado de Alerta: Estado que se alcanza luego de una o ms contingencias encontrndose el SI
previamente en estado normal, en el cual no existe energa no suministrada y se superan sin prdida de
sincronismo contingencias simples de severidad 1 y 2, estando el SI estable sin estar disgregado en islas,
caracterizado por la existencia de alguna de las siguientes condiciones:
Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de estado normal,
pero no se encuentran fuera de los rangos establecidos para el estado de alerta.
Se ha perdido reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda, la frecuencia
del SI excursiona fuera de los rangos de estado normal, pero no fuera de los rangos
definidos para el estado de alerta.
9 Extradas del artculo 1-7 de la NT de SyCS y del Artculo 6-56 b) de la NT de SyCS
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Estado de Emergencia: Estado que se alcanza luego de una o ms contingencias encontrndose el SI
previamente en estado normal o en estado de alerta y en el cual se presentan alguna de las siguientes
condiciones:
El SI se encuentra disgregado en Islas o existe energa no suministrada.
Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de estado normal y
alerta.
Se ha perdido la reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda la
frecuencia del sistema excursiona fuera de los rangos de estado normal y alerta con riesgo
de que el SI o algunas islas pierdan sincronismo.
Estado Normal: Estado del SI en que se satisfacen simultneamente las siguientes condiciones:
Inexistencia de energa no suministrada.
Las tensiones en todas las barras del SI se encuentran dentro de los rangos definidos para
estado normal.
La frecuencia se encuentra dentro del rango definido para estado normal.
Las reservas de potencia en giro y de capacidad de transmisin y aporte de reactivos estn
dentro de los valores programados.
En estado normal el SI debe ser capaz de superar sin prdida de sincronismo las
contingencias establecidas en el Captulo N5 de la NT de SyCS.
Estado de Recuperacin: Estado que alcanza el SI cuando se produce algn apagn total o parcial, en el
cual se inician las acciones para la reconexin de las instalaciones y la recuperacin de la demanda.
Isla Elctrica: Subsistema conformado por aquellas instalaciones del SI cuyo suministro puede quedar
aislado del conjunto ante la ocurrencia de una contingencia, causado por la propia contingencia o
inducido por medio de la actuacin de un esquema automtico de control, y de la cual existen
antecedentes en la programacin de la operacin.
Como resultados del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, las contingencias extremas que
conduciran a un apagn total del SING son las siguientes:
Contingencia simple en una de las siguientes lneas: Crucero-Lagunas 220 kV o Encuentro-
Collahuasi 220 kV, estando el SING en estado de alerta proveniente de una contingencia simple
en una de las dos lneas restantes, con la unidad CTTAR fuera de servicio. Esta situacin
corresponde a una contingencia simple en estado de alerta, en donde el respectivo esquema de
control est basado en un EDAC por sobrecarga o, alternativamente, en un EDAG.
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Contingencia severa en la Lnea Crucero-Chuquicamata 220 kV y Crucero-Salar220 kV. Esta
situacin corresponde a una contingencia severa en estado normal, en donde el respectivo
esquema de control est basado en un EDAC por sub tensin o, alternativamente, en un EDAG.
Contingencia severa en la Lnea Central Tocopilla-Crucero220 kV. Esta situacin corresponde a
una contingencia severa en estado normal, en donde el respectivo esquema de control prev
formacin de islas. En este caso cada una de las islas se compone bsicamente de:
Isla 1: Las instalaciones de generacin, las de transmisin y las de consumo que se
conectan a las subestaciones de la Central Tocopilla, Salar y Chuquicamata.
Isla 2: Las instalaciones de generacin, las de transmisin y las de consumo que se
conectan a las subestaciones Andes, Lagunas, Crucero, Encuentro, Atacama, etc.; las
cuales corresponden a todas las subestaciones no incluidas en la primera isla.
Se puede observar del Estudio para el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, que la nica
contingencia que conducira al apagn total del SING, debido a que no puede ser controlada en base a
esquemas de EDAC o EDAG, correspondera a una contingencia severa en la Lnea 220 kV Central
Tocopilla-Crucero, pero que esta podra ser controlada mediante un esquema basado en la formacin de
islas, cuyo desempeo se prev resultara exitoso.
4.3.3 Estudio de Control de Tensin y Requerimientos de Potencia Reactiva 2011 [41]
En el Estudio de Estabilidad de Tensin y Requerimientos de Potencia Reactiva del ao 2011 se realizan
ciertas recomendaciones u observaciones con el fin de mejorar el desempeo del control de tensin del
SING. Estas se clasifican segn la zona del sistema.
Recomendaciones u observaciones para la Zona Norte10
El reactor en la subestacin Cndores y el condensador de la subestacin Parinacota debiesen
permanecer desconectados, manteniendo as a la unidad CTTAR sobreexcitada e inyectando una
potencia reactiva mayor a 10 MVAR. Lo anterior, debido a la posibilidad que, ante una
desconexin de carga significativa, la unidad tenga un comportamiento oscilatorio inestable
producto de la reduccin adicional en la tensin de excitacin, en funcin del control de tensin
que ella realiza. Sin embargo, dado el beneficio que producen el reactor en Cndores y el
condensador en Parinacota en trminos de minimizar las prdidas en el sistema de transmisin,
estos quedan bajo la responsabilidad del Centro de Despacho Econmico de Carga (CDEC), que
en conjunto con los respectivos Centros de Control (CC), debern manejar los equipos de
10
Corresponde a la zona que comprende las instalaciones al Norte de la subestacin Crucero
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compensacin reactiva con el objetivo de mantener la unidad CTTAR sobreexcitada e inyectando
una potencia reactiva mayor a los 10 MVAR.
Si la unidad CTTAR no se encuentra despachada, la recomendacin es que el reactor de Cndores
est desconectado, a efectos de minimizar las prdidas del sistema. Sin embargo, debido a las
condiciones de demanda presente en la zona, el CDC deber determinarla puesta en servicio de
este equipo, as como de los restantes en la zona, a fin de verificar que las tensiones satisfagan
los estndares establecidos en la NT de SyCS.
En condiciones de alta demanda e indisponibilidad de la unidad CTTAR, frente a una contingencia
en una de las lneas de transmisin que transfieren potencia desde la Zona Centro11 a la Zona
Norte, se vislumbran problemas de sub tensin.
Considerando un escenario en que la unidad CTTAR no se encontrase despachada, existiesen
transferencias de potencia mximas hacia la Zona Norte desde la Zona Centro, y se produjese
una contingencia simple en el sistema de transmisin, los efectos ms crticos en trminos de
sub tensiones se observan ante la desconexin intempestiva de la Lnea 220 kV Encuentro-
Collahuasi, en el cual la tensin en la barra Collahuasi 220 kV alcanza un valor en torno a 0.9 p.u.
Existe una condicin de baja tensin en la barra de la sub estacin La Cascada 66 kV. Esto genera
una cada de tensin significativa a lo largo de la Lnea 66 kV Pozo Almonte-La Cascada, lo que se
debe, en parte, a una alta demanda y una alta impedancia.
En esta zona se mantienen los problemas de sub tensin y sobre tensin. Cuando estas
problemticas derivan de una situacin de indisponibilidad de lneas de transmisin, su solucin
requiere el diseo de elementos de control tales como el Esquema de Desconexin Automtica
de Carga (EDAC) por subtensin o sobrecarga; situacin que compete a estudios especficos.
En el caso particular de disponibilidad total del sistema de transmisin, el anlisis de
contingencias simples, a partir del estudio, no revela condiciones crticas en lo relativo al
comportamiento de las tensiones; dada la factibilidad de ser tratadas mediante las recomen-
daciones incluidas en el estudio (operacin de esquemas EDAC).
Recomendaciones u observaciones para la Zona Centro
Los resultados analizados a partir del estudio, dan cuenta que las unidades consignadas en el
control de tensin de la Sub Estacin Tocopilla 110 kV se encuentran cercanas a su lmite de
mxima inyeccin de potencia reactiva indicada en la NT de SYCS.
11
Se refiere principalmente a las SS/EE entre la SS/EE Encuentro y la SS/EE Crucero.
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Recomendaciones u observaciones para la Zona Sur Cordillera
Ante un escenario que incluya la ausencia de la Central Salta en el despacho, alta demanda en la
zona e indisponibilidad de lneas de transmisin, se presentan condiciones de sub tensin para
determinadas contingencias. stas se deben a la insuficiencia de recursos locales para realizar el
control de tensin, a la gran distancia existente entre los centros de generacin y los consumos
con mayor demanda en esta zona, y a la ausencia de elementos de control de tensin locales.
Ante este escenario, las unidades generadoras de la Central Atacama y la Central Mejillones,
seran prcticamente las nicas presentes, por lo cual los problemas de tensin en barras
asociadas a los consumos Zaldvar y Escondida seran ms notorios y severos ante la ausencia de
alguna de las unidades o componentes de las centrales mencionadas.
Recomendaciones u observaciones para la Zona Escondida-Zaldivar
Se debe verificar la incidencia que tiene la Central Angamos en el control de tensin de la Zona
Escondida-Zaldvar, debido a que durante el ao 2011 se realiz la incorporacin de dos grandes
unidades.
Se deben verificar los aspectos relevantes de la puesta en servicio de la Lnea 220 kV Mejillones-
OHiggins, la cual fue repotenciada y se esperaba para mediados de Junio del 2011.
Recomendaciones u observaciones para el sur de la SS/EE Mejillones y Capricornio
Frente a determinadas contingencias, se detectan tensiones bajo el rango establecido en la NT
de SyCS, principalmente en torno a las SS/EE Antofagsta, Alto Norte y Capricornio. En este caso
las condiciones de subtensin podran ser sobrellevadas mediante la implementacin de
desconexin automtica de carga (DAC) o desconexin manual de carga (DMC) en la zona, segn
resulte ms conveniente.
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5. Definicin de escenarios
La gran complejidad involucrada en el desarrollo de modelos dinmicos para sistemas elctricos de
potencia as como los tiempos asociados a la simulacin dinmica de los mismos, lleva a que el anlisis
de la operacin de las 8760 horas del ao y de todas las fallas que podran surgir en el sistema sea un
problema impracticable debido al tiempo que se requerira para su desarrollo. Por este motivo, es
necesario acotar la cantidad de escenarios a analizar mediante simulaciones dinmicas para cada uno de
los casos de estudio. En el presente proyecto se aplica el criterio del worst-case scenario que implica
seleccionar aquellos escenarios que representen las peores circunstancias, desde el punto de vista
dinmico, que podran ser experimentadas por el sistema.
Dos son los pasos involucrados para seleccionar los escenarios de inters:
Seleccin de puntos crticos de operacin: Este paso hace referencia a la eleccin de la hora
del ao a simular dinmicamente. Normalmente suelen seleccionarse como puntos crticos de
operacin la demanda mxima o mnima, un determinado punto de operacin de tecnologas
ERNC, determinados despachos de centrales convencionales, etc.
Seleccin de contingencias crticas: Entre las que destacan salida intempestiva de lneas o ge-
neradores, conexin/desconexin de grandes bloques de carga, cortocircuito trifsico en bornes
de generadores elicos, etc.
5.1. Seleccin de contingencias crticas
El tipo de contingencia a simular depender del fenmeno dinmico que se quiera analizar. Para el caso
de estabilidad de frecuencia, las contingencias incluyen la salida intempestiva de generadores o la
conexin/desconexin de grandes bloques de carga que lleven a desbalances entre carga y generacin.
Por el contrario, si el foco del estudio es la estabilidad de tensin, las fallas tpicas a simular son la salida
de circuitos de lneas o cortocircuitos en barras del sistema.
La Tabla 5-1 muestra las contingencias crticas seleccionadas. Se incluye la salida de unidades de
generacin (fallas 1 6), cortocircuitos en barras del sistema de transmisin (fallas 7 12) as como la
desconexin intempestiva de consumos mineros (falla 13). Debido a la importancia de la unidad CTTAR
en la operacin del SING, se incluye como contingencia crtica un cortocircuito en Lagunas 220 kV con la
unidad de generacin CTTAR en mantenimiento (falla 14). Finalmente se incluyen cortocircuitos en zonas
cercanas a centrales ERNC (falla 15 19) de forma tal de observar el impacto de dichas tecnologas en
el desempeo dinmico del sistema.
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Tabla 5-1: Contingencias seleccionadas
N Salida de unidades generadoras12
1 Salida unidad de generacin 1
2 Salida unidad de generacin 2
3 Salida unidad de generacin 3
4 Salida unidad de generacin 4
5 Salida unidad de generacin 5
6 Salida unidad de generacin 6
Cortocircuito trifsico en barras13
7 Tarapac 220 kV
8 Lagunas 220 kV
9 Collahuasi 220 kV
10 Crucero 220 kV
11 Gas Atacama 220 kV
12 Escondida 220 kV
Otras fallas
13 Disminucin de consumo minero (Escondida)
14 Cortocircuito en Lagunas 220 kV con unidad CTTAR en mantenimiento
15 Cortocircuito cerca del punto de conexin del parque elico en Calama Oriente
16 Cortocircuito cerca del punto de conexin del parque elico en Calama Poniente
+ Valle de los Vientos
17 Cortocircuito cerca del punto de conexin del parque elico en Sierra Gorda
18 Cortocircuito cerca del punto de conexin del parque elico en Taltal
19 Cortocircuito cerca de punto de conexin del parque solar en Pozo Almonte
12
La tabla no muestra el nombre de la unidad generadora en la contingencia pues este depender del despacho en
cada caso. El criterio adoptado para la seleccin de las 6 unidades asociadas a las 6 fallas es incluir siempre la salida
intempestiva de las unidades ms grandes en operacin en cada caso.
13 La simulacin de cortocircuitos en barras consiste en aplicar un cortocircuito en una de las lneas conectadas a la
barra (con el cortocircuito ubicado lo ms cerca posible de la barra en cuestin). La falla se despeja mediante la
desconexin del circuito de lnea pertinente 120 ms despus de ocurrida la falla.
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