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CDEC-SIC Chile

Esquema de mitigación para afrontar fallas en barras de GUACOLDA 220kV

Informe Final

Proyecto EE-2015-133

Informe Técnico EE-ES-2015-1220

Revisión A

Power System Studies & Power Plant Field

Testing and Electrical Commissioning

ISO9001:2008 Certified

25/11/2015

Tel +54 341 4516422 (+rot) www.estudios-electricos.com

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P:EE-2015-133/I:EE-ES-2015-1220/R:A No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por

escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 2/135

Este documento EE-ES-2015-1220-RA fue preparado para CDEC-SIC por Estudios Eléctricos.

Para consultas técnicas respecto del contenido del presente comunicarse con:

Ing. Felipe Castro

Departamento de Estudios

[email protected]

Ing. Alejandro Musto

Coordinador Dpto. Estudios

[email protected]

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Este documento contiene 135 páginas y ha sido guardado por última vez el 25/11/2015 por

Felipe Castro, sus versiones y firmantes digitales se indican a continuación:

Rev Fecha Comentario Realizó Revisó Aprobó

A 25/11/2015 Informe final definitivo FC AM FL

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mailto:[email protected]

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Índice

1 RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................................................... 5

2 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 10

2.1 Contexto ................................................................................................................................ 10

2.2 Características de la S/E Guacolda ............................................................................................. 11

2.3 Recursos de mitigación disponibles en la actualidad ..................................................................... 12

2.4 Metodología de estudio ............................................................................................................. 13

3 DESARROLLO DE LA BASE DE DATOS ............................................................................................. 15

3.1 Acondicionamiento inicial .......................................................................................................... 15

3.2 Proyección del SIC a las fechas de estudio .................................................................................. 16

3.2.1 Crecimiento de la demanda ............................................................................................. 16 3.2.2 Incorporación de nuevos proyectos de transmisión y generación .......................................... 17

3.3 Estructura............................................................................................................................... 20

3.4 Verificación del factor de potencia de las cargas .......................................................................... 21

3.5 Representación gráfica de la zona de estudio .............................................................................. 22

4 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS DE OPERACIÓN .................................................................................. 24

4.1 Nivel de demanda al norte de la S/E Nogales .............................................................................. 24

4.2 Consideraciones de despacho en la zona norte ............................................................................ 25

4.3 Escenarios desarrollados........................................................................................................... 27

4.3.1 Escenario 1- Julio 2017 – 5 Un. Guacolda – 0% ERNC ......................................................... 28 4.3.2 Escenario 2- Julio 2017 – 4 Un. Guacolda – 0,8% ERNC (2,1% PE – 0,0% PF) ....................... 29 4.3.3 Escenario 3- Julio 2017 – 3 Un. Guacolda – 8,8% ERNC (22,5% PE – 0,0% PF) ..................... 30 4.3.4 Escenario 4- Julio 2017 – 5 Un. Guacolda – 25,3% ERNC (36,3% PE – 18,2% PF) .................. 31 4.3.5 Escenario 5- Julio 2017 – 4 Un. Guacolda – 33,8% ERNC (36,3% PE – 32,1% PF) .................. 32 4.3.6 Escenario 6- Julio 2017 – 3 Un. Guacolda – 42,2% ERNC (36,3% PE – 46,1% PF) .................. 33 4.3.7 Escenario 7- Dic. 2017 – 3 Un. Guacolda – 41,7% ERNC (41,1% PE – 42,0% PF) ................... 34

5 ANÁLISIS DE FALLA SEVERIDAD 9: S/E GUACOLDA .......................................................................... 35

5.1 CT Guacolda con 4 unidades en servicio ..................................................................................... 36

5.1.1 Falla en barra: desvinculación de 2 unidades ..................................................................... 36


5.2.1 Falla en barra: desvinculación de 2 unidades ..................................................................... 51 5.2.2 Falla en barra: desvinculación de 3 unidades ..................................................................... 56


5.3.1 Falla en barra: desvinculación de 1 unidad ........................................................................ 63 5.3.2 Falla en barra: desvinculación de 2 unidades ..................................................................... 67

5.4 Análisis de sensibilidad: CT Taltal y SVC+ de la S/E Diego de Almagro ........................................... 75

5.4.1 Análisis de sensibilidad 1: Influencia de la CT Taltal en el desempeño dinámico del sistema ..... 75 5.4.2 Análisis de sensibilidad 2: Influencia del SVC+ de Diego de Almagro en el desempeño dinámico del sistema ............................................................................................................................ 79

5.5 Resumen de resultados: Límites de estabilidad encontrados .......................................................... 81

6 DISEÑO DE MEDIDAS AUTOMÁTICAS DE MITIGACIÓN ...................................................................... 91

6.1 Alcance del esquema de mitigación ............................................................................................ 91

6.2 Filosofía de control ................................................................................................................... 92

6.2.1 Proceso de tratamiento de datos del esquema de mitigación ................................................ 94 6.2.2 Proceso de toma de decisión del esquema de mitigación ..................................................... 98 6.2.3 Proceso de actuación del esquema de mitigación .............................................................. 107

6.3 Criterios, parámetros y ajustes genéricos de los recursos ........................................................... 108

6.4 Lógica de actuación y operación .............................................................................................. 111



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6.5 Factibilidad de Implementación del esquema ............................................................................. 113

6.6 Diseño detallado del esquema de mitigación ............................................................................. 117

6.7 Plan de obras para la implementación de los recursos del esquema.............................................. 134

6.8 Estimación de costos del esquema ........................................................................................... 135



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1 RESUMEN EJECUTIVO

El presente documento corresponde al informe final del estudio de diseño de un esquema de

mitigación para afrontar fallas de severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda. Los

objetivos de este estudio son el análisis de estas fallas y la elaboración del diseño conceptual y de

detalle de dicho esquema de mitigación.

La motivación para la creación del esquema se enmarca en las exigencias del Artículo 10-7

transitorio de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS), el cual estipula que

la Dirección de Operaciones (DO) del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema

Interconectado Central (CDEC-SIC) debe analizar y definir medidas necesarias para el control de

fallas de severidad 8 y 9 en aquellas subestaciones existentes con nivel de tensión superior a 200kV.

Por otro lado, dentro de los antecedentes que se toman en consideración para afirmar la

necesidad de un esquema de mitigación para en la S/E Guacolda, el informe emitido por la DO

“Evaluación de Fallas de Severidades 8 y 9” anticipa problemáticas frente a este tipo de fallas.

Efectivamente, la S/E Guacolda cuenta actualmente con un juego de doble barra + barra de

transferencia que presenta una sección con tecnología AIS y otra con tecnología GIS, seccionadas

a través de seccionadores. De acuerdo a esta topología, y en vista de la ausencia de interruptores

entre las secciones AIS y GIS de la S/E Guacolda, las fallas en barras pueden traducirse en la

desconexión intempestiva de hasta tres unidades de generación de la Central Térmica Guacolda

(CT Guacolda). Así, el informe emitido por la DO anticipa problemáticas con la desconexión de al

menos dos unidades de la CT Guacolda, desencadenando condiciones que pueden llegar a ocasionar

un apagón parcial en el SIC (pérdida mayor a un 10% de la demanda).

Así, el desarrollo de este informe contempla las siguientes actividades:

Recopilación y consolidación de la información de la topología de la S/E Guacolda necesaria

para su representación en los análisis de comportamiento estático y dinámico.

Recopilación y consolidación de información disponible de proyección de obras de

generación, transmisión y consumo, con su respectiva proyección de demanda, para el

período de interés (julio-diciembre 2017).

Actualización de la última Base de Datos oficial del CDEC-SIC (septiembre 2015) en base a

la información recopilada y que sea relevante a efectos de los objetivos del estudio.

Definición de escenarios que permitan representar diferentes condiciones operativas de la

zona norte del SIC, específicamente de aquellas unidades localizadas al norte de la S/E

Nogales.



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Incorporación de la información técnica, escenarios y contingencias en el software de

DIgSILENT PF, versión 15.2

Análisis de falla severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda, determinando las

condiciones operativas del sistema para las cuales estas fallas se propagan al resto de las

instalaciones del SIC.

Elaboración del diseño conceptual del esquema de mitigación que permite evitar la

propagación de una falla severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda,

identificando las todos los requerimientos de recursos y equipos necesarios para su

implementación.

Sobre la base del análisis de los distintos escenarios de operación definidos en este estudio

es posible extraer las siguientes conclusiones:

Tal como se determinó en el informe DO “Evaluación de Fallas de Severidades 8 y 9”, una

falla severidad 9 en barras de 220kV de Guacolda ocasionan problemáticas de estabilidad

en escenarios que presentan grandes transferencias desde el sur hacia la S/E Pan de Azúcar.

Estas problemáticas son provocadas por el aumento de la potencia proveniente del sur al

producirse la desconexión intempestiva de un gran bloque de generación de la CT Guacolda.

Se determina que los escenarios más críticos a nivel de estabilidad frente a estas fallas

corresponden a aquellos en donde, además de presentar fuertes transferencias surPan de

Azúcar, los parques eólicos localizados entre las SS/EE Pan de Azúcar y Las Palmas se

encuentran fuera de servicio. En efecto, al estar estos parques fuera de servicio, no existe

margen de control de potencia reactiva en esta zona.

Dentro de los distintos escenarios estudiados, se determina que la existencia de

problemáticas de estabilidad frente a una de estas fallas dependen de las siguientes

variables sistémicas:

o Potencia inyectada desde el sur a la S/E Pan de Azúcar.

o Unidades de la CT Guacolda en servicio.

o Cantidad de unidades conectadas a cada barra (Barra A y Barra B) y potencia total

inyectada por las unidades a cada barra.

o Condición operativa de la CT Taltal.

Tras el análisis de estas fallas, se determina que las acciones de control que permitirían

evitar que estas se propaguen al resto del sistema consiste en la desconexión de carga

posterior a la detección de una falla severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda,



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o bien, en ciertos casos de operación particulares, la apertura instantánea de los

interruptores que vinculan a la S/E Maitencillo al resto del sistema del norte del SIC.

Se determina que la influencia de la CT Taltal sobre la estabilidad del sistema frente a estas

fallas es significativa y permite evitar la inestabilidad en ciertos casos particulares de

operación de la CT Guacolda. Por ello, el esquema de mitigación incluye dentro de sus

parámetros la condición operativa de las unidades de la Central Taltal para determinar las

acciones de mitigación que debe emplear.

Asimismo, mediante un análisis de sensibilidad se determina que existen escenarios en

donde la influencia del SVC+ de Diego de Almagro es significativa, mejorando la respuesta

dinámica cuando éste se encuentra controlando tensión en la zona. Se presentan estos

análisis de sensibilidad con mayor detalle en la sección 5.4.

A partir de un análisis exhaustivo de la falla para diferentes escenarios, se diseña

conceptualmente el esquema de mitigación que permite mitigar fallas de severidad 9 en barras de

Central Guacolda.

Las principales características de este esquema se muestran a continuación, mientras que los

detalles de su diseño (alcance de este esquema; filosofía de control, criterios, parámetros y ajustes

genéricos, lógica de actuación y operación, factibilidad de implementación, plan de obras para su

puesta en marcha y estimación de costos de implementación) están presentados en el capítulo 6 .



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Inicio

Determinación de P inyectada [MW] a P. de Azúcar desde el Sur

Determinación de P consumida por alimentadores

Determinación de barra de conexión de cada unidad

Grupo de alimentadores que permiten cubrir P

objetivo

ΣP_obj_i = 0&

Desc_A + Desc_B = 0

¿Falla en Barra?

Activar Inhibición de otros EDAG/ERAG de la CT Guacolda

¿Falla = Barra A?

Enviar señal de apertura de

interruptores GAP_B


interruptores GAP_A

Espera habilitaciónmanual

Determinación de cargas factibles de desconectar; Cfd

Determinación de P inyectada en Barra A y Barra B

Paz

Cfd

PBaPBb

Determinación de P [MW] a desprender en caso de falla en

barra iO desconexión del norte desde

S/E Maitencillo

P_obj_AP_obj_B

Lectura de las transferencias en Pan de Azúcar

Lectura de P [MW] por alimentadores disponibles

Lectura P [MW] de CT GuacoldaPU1, PU2, PU3, PU4, PU5

Lectura de JS, JS2, 89J's (S/E Guacolda

Matriz de DecisiónFunción de: #Uni, PBa, PBb,

Paz

Cfd

Paz

PBaPBb

P_obj_A

Recepción de señal de protección de barra i

Señales de Entrada Datos de Salida

SI

NO

#Uni_A#Uni_B

SI

NO

SI NO

#Uni_A#Uni_B

Comunicar:No hay peligro – No se corta

carga frente a falla sev. 9

Desc_ADesc_B

¿Desc_A = 0?

SI

GAP_A

Desconexión del NorteEn caso de falla en

barra A

¿Desc_B = 0?NO

GPA_A < P_obj_A

SI

Alertar:No hay consumos

suficientes

SI

GAP_A


objetivo

Cfd

P_obj_B

GAP_B


barra B

GPA_B < P_obj_B

SI


suficientes

GAP_B

NO

NO NO

Determinar si CT taltal está E/S TaltalLectura de estado de interr. y P

[MW] de SCADA CT Taltal

Taltal



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El objetivo de este esquema de mitigación es evitar el colapso parcial o total del sistema tras

una falla severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda por problemáticas de inestabilidad

transitoria, mediante el desprendimiento de consumos localizados al norte de la S/E Pan de Azúcar,

o en casos más críticos, la desconexión de la zona al norte de la S/E Maitencillo.

Para ejecutar estas acciones, el esquema de mitigación tiene que recibir datos de entrada que

le permitan determinar: la condición operativa de la CT Taltal, las unidades de la CT Guacoldas que

están conectadas a cada una de las barras de la CT Guacolda, la potencia activa que entrega cada

una de las unidades de la CT Guacolda, la potencia que está siendo inyectada a la barra Pan de

Azúcar 220kV por parte de las líneas provenientes del sur, y el consumo de cada uno de los

alimentadores de consumos que participan dentro del esquema de mitigación (para la desconexión

de carga).

El esquema compara en tiempo real la potencia que se inyecta a la barra Pan de Azúcar 220kV

desde el sur valores límites que permiten determinar si una falla severidad 9 en alguna de las

barras de la CT Guacolda provocaría respuestas inestables en el sistema. Estos valores límites son

calculados en función de la potencia que inyecta la CT Guacolda a cada una de las barras de la

subestación y el número de unidades que está conectada a cada una de ellas.

Adicionalmente, el esquema detecta los casos críticos en donde se requiere la desconexión

de la zona norte en función de la condición operativa de la CT Taltal y de las entradas antes

mencionadas.



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2 INTRODUCCIÓN

2.1 Contexto

Dentro del marco de las exigencias del Artículo 10-7 transitorio de la Norma Técnica de

Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS), la Dirección de Operaciones (DO) del Centro de

Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) debe analizar y

definir medidas necesarias para el control de fallas de severidad 8 y 9 en aquellas subestaciones

existentes con nivel de tensión superior a 200kV.

Este documento se focaliza en el análisis de fallas de severidad 9 en S/E Guacolda,

identificando las consecuencias sobre el comportamiento del sistema, y en el diseño conceptual y

de detalle de los recursos necesarios para enfrentar dichas contingencias.

La motivación de este estudio se genera a raíz de las problemáticas de estabilidad detectadas

en la zona norte del SIC para distintas condiciones operacionales de la Central Térmica Guacolda

(CT Guacolda). Específicamente, el informe emitido por la DO “Evaluación de Fallas de Severidades

8 y 9” anticipa que, de acuerdo a la topología actual de la S/E Guacolda y producto de la falta de

interruptores que conecten las secciones de barra AIS con las GIS, estas problemáticas se originan

frente a la desconexión intempestiva de a lo menos dos unidades de generación de la Central

Térmica Guacolda (CT Guacolda), lo cual se traduce en condiciones que desencadenan un apagón

parcial en el SIC (pérdida mayor a un 10% de la demanda). Estas problemáticas dejan de

registrarse con la entrada en servicio del sistema de 500kV que se extiende desde la S/E Polpaico

hasta la S/E Cardones, la cual se prevé para enero 2018.

Por todo lo anterior, surge la necesidad de establecer recursos adicionales de mitigación que

eviten la propagación de una falla severidad 9 en la S/E Guacolda al resto del sistema para fechas

anteriores a la entrada en servicio del sistema de 500kV.

Así, este estudio considera la elaboración y análisis de un conjunto de escenarios de operación

proyectados dentro de un período comprendido entre julio y diciembre del año 2017 (anterior a la

entrada en servicio de las redes de 500kV). Estos escenarios abarcan un amplio conjunto de

condiciones de operación de la zona norte del SIC, evaluando distintos estados de despacho de las

unidades de la CT Guacolda y ERNC, para niveles de demanda alto y bajo.

A través del análisis de este conjunto de escenarios se determina la profundidad de fallas

severidad 9 en la S/E Guacolda y se definen las medidas de mitigación (de forma conceptual y

detallada) para evitar la propagación al resto del sistema.



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2.2 Características de la S/E Guacolda

La S/E Guacolda permite la interconexión de las unidades generadoras de la CT Guacolda con

la S/E Maitencillo, la cual se encuentra ubicada en la zona norte del SIC, entre las SS/EE Cardones

y Punta Colorada. Se puede apreciar la topología de esta subestación en los esquemas utilizados

en el sistema SCADA de esta subestación:

Figura 2-1: Topología de la S/E Guacolda según información del SCADA

Como se aprecia en la figura, esta subestación presenta una sección con topología de barra

simple seccionada de tecnología AIS (Air Insulated Substation) en donde acometen el circuito 2 de

la línea Guacolda – Maitencillo 220kV L1 y la unidad U2 de la CT Guacolda en la Barra A, y el circuito

1 de la línea Guacolda – Maitencillo 220kV L1 y la unidad U1 de la CT Guacolda en la Barra B,

además de consumos de SS/AA conectados en ambas barras a través de un interruptor y dos

seccionadores. Adicionalmente, las barras antes descritas se conectan a un juego de doble barra

con tecnología GIS (Gaz Insulated Substation) a través de los seccionadores 89J1A y 89J1B

presentes en la figura anterior. En esta sección de la subestación acometen los circuitos de la línea

Guacolda – Maitencillo 220kV L2, las unidades U3, U4 y U5 de la CT Guacolda, y otros SS/AA de la

subestación Guacolda. Todos estos elementos acometen a ambas barras A y B a través de un

interruptor y dos seccionadores (cada uno).

Se destaca que la motivación para el diseño del presente esquema se origina a través del

registro de problemáticas cuando ocurre una contingencia que hace que al menos dos unidades de

la CT Guacolda sean desconectadas. Es importante destacar que la ausencia de interruptores entre

las barras de tecnología AIS y GIS motivan el tener que contar con un esquema que evite que la

falla severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda se propague al resto de las instalaciones

del SIC.



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2.3 Recursos de mitigación disponibles en la actualidad

Es de especial interés identificar los recursos de mitigación disponibles en la actualidad que

actúan sobre la condición de despacho de las unidades de la CT Guacolda. Estos se presentan a

continuación:

Tabla 2-1: Esquemas automáticos de mitigación ya implementados, que afectan a la CT Guacolda

Para efectos de las fallas analizadas en este estudio, son significativos aquellos esquemas

cuya señal de operación sea la detección de pérdidas de unidades de la CT Guacolda o de circuitos

de la línea Guacolda – Maitencillo.

Por un lado, los esquemas EDAC-PELLETS y EDAC-CARDONES operan frente a la pérdida de

algunas de las unidades de la CT Guacolda. Es importante mantener estos esquemas en mente al

momento de realizar el diseño del esquema de mitigación que permita evitar la propagación al resto

del sistema de una falla severidad 9 en la S/E Guacolda.

Por otro lado, se destaca que en el caso más crítico de transferencias por Guacolda-Maitencillo

220kV tras una falla severidad 9 en la CT Guacolda, corresponde a la situación donde esta provoque

la desconexión de dos circuitos de este vínculo y que permanecieran 3 unidades de la CT Guacolda

E/S. Frente a este escenario, se tendría un total de generación de ~450MW (3 Unidades de

Guacolda a pleno despacho) transitando por un vínculo de capacidad de ~650MVA (dos circuitos

del vínculo). Así, para las contingencias analizadas en este análisis no existen condiciones en donde

el EDAG-GUACOLDA opere.

OPERACIÓN SEÑAL PARA OPERACIÓN

T APPROX ACT.

EDAC MAITENCILLO - CARDONES

Apertura de Interruptores en S/E Cardones de Clientes Maricunga y/o Enami (depende si con una carga basta para cubrir sobrecarga medida)

Detección de desenganche de algún circuito de Maitencillo – Cardones 220kV, o medición de potencia cero en uno de estos.

Potencia por línea pre-contingencia mayor a un valor parametrizable.

200ms

EDAC PELLETS Apertura de interruptor de alimentadores de la Planta Pellet (S/E Huasco)

Salida de cualquiera de las unidades U1, U2, U3, U4 y/o U5 de la CT Guacolda.

100ms

EDAG/ERAG MAITENCILLO - NOGALES

Reducción de Gx o desconexión de una o más unidades U1, U2, U3 y U4 de la CT Guacolda.

Apertura de un circuito del troncal y/o cuando se mide sobrecarga en algún circuito.

Solo opera si el flujo de potencia es de sentido NorteSur

650ms / 2s

EDAC/EDAG/ERAG MAITENCILLO - PAN DE AZÚCAR

Reducción de Gx o desconexión de una o más unidades U1, U2, U3 y U4 de la CT Guacolda.

Apertura de un circuito Maitencillo – Punta Colorada o Punta Colorada - Pan de Azúcar 220kV

200ms

EDAC CARDONES Apertura de Interruptores en S/E Cardones de Clientes Maricunga y Enami

Salida de dos unidades de la CT Guacolda 80ms

EDAG GUACOLDA Desconexión de unidades de Guacolda con criterio de mínima desconexión necesaria

Salida de circuitos de Guacolda – Maitencillo y flujo por Guacolda -Maitencillo mayor a capacidad de circuitos restantes.

40ms



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2.4 Metodología de estudio

El objetivo del presente es evaluar si la S/E Guacolda cumple con las exigencias establecidas

en la NTSyCS respecto a fallas de severidad 9 entre el periodo comprendido entre los meses de

julio y diciembre del año 2017, previo a la entrada en servicio del sistema de transmisión de 500kV

que se extiende desde la S/E Polpaico hasta la S/E Cardones. Para esto, se define un conjunto de

escenarios que contemplan distintas condiciones de despacho y demanda dentro del periodo de

estudio, aplicando distintos criterios de aporte de energía por parte de las unidades de la CT

Guacolda y de las centrales de generación ERNC presentes en la zona.

Una vez definidos los escenarios de estudio, la metodología de análisis de la falla severidad 9

en la S/E Guacolda se resume en los siguientes puntos:

1. Para la falla de severidad 9 en cada una de las barras de 220kV de la S/E Guacolda se identifican

los elementos que salen de servicio. Se considera la desconexión total de los elementos que

acometen a la barra fallada, considerando la apertura de los interruptores de los elementos en

la S/E Guacolda y la apertura del interruptor del extremo remoto (aislación total de los

elementos que acometen a la barra fallada).

2. En función del análisis sobre cada uno de los escenarios se identificarán las infracciones

encontradas, y se analizará si éstas producen la propagación de la falla al resto del sistema.

Las infracciones consideradas en este estudio se definen como:

Infracción de Pérdida de carga: Se considera infracción a todo apagón parcial en el SIC

producto de las consecuencias de una falla severidad 9 en las barras de la S/E Guacolda. Se

define un apagón parcial a una pérdida de consumo mayor al 10% de la demanda total del

sistema.

Infracción de Sobrecarga: Sobrecarga de un elemento cuya salida de servicio ocasione

otras infracciones que conlleven a la propagación de la falla a otras instalaciones del SIC.

Infracción de Tensión: Se consideran infracciones las tensiones en nodos que excedan los

valores en estado de emergencia establecidos en la NTSyCS (con respecto a sus respectivas

tensiones de servicio):

0,93 y 1,05 p.u., para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal

igual o superior a 500 [kV], siempre que el límite superior no exceda la tensión máxima

de servicio de los equipos.


igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV], siempre que el límite superior no

exceda la tensión máxima de servicio de los equipos.



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inferior a 200 [kV], siempre que el límite superior no exceda la tensión máxima de

servicio de los equipos.

Infracción de estabilidad transitoria: Se consideran infracciones a las problemáticas de

estabilidad que pudieran ocurrir frente a las consecuencias de una falla severidad 9, que

ocasione colapso por inestabilidad de una zona del SIC o infracciones de pérdida de unidades

generadoras por pérdida de sincronismo. Para efectos de este análisis, se define el colapso

por inestabilidad de una zona del SIC a través de los siguientes criterios:

o Tensión transitoria en alguna barra del SIC inferior a 0,7 p.u. luego de 50ms del

momento de despeje de la barra en donde se presenta la falla.

o Descenso de la frecuencia por debajo de los 48,3Hz por un tiempo superior a 200ms.

o Excursión transitoria angular de una o más maquinas sincrónicas en operación fuera

del rango de los [120° ; -120°].

3. A partir del análisis de los escenarios, se definen de forma conceptual los recursos automáticos

de mitigación que permitan brindar una solución a las infracciones detectadas, y así evitar tales

condiciones de pérdida de consumo o colapso directo o por desconexión en cascada.

4. Una vez determinada la filosofía conceptual de los recursos de mitigación propuestos, se

establece el diseño de detalle de estos, determinando sus requerimientos específicos, su

valorización y el plan de obras necesario para su implementación.

5. Finalmente, se validan las soluciones propuestas mediante su aplicación sobre simulaciones de

falla severidad 9 en las barras de la S/E Guacolda, en todos los escenarios desarrollados.



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3 DESARROLLO DE LA BASE DE DATOS

En este apartado se presentan todas las características de la Base de Datos empleada en

DIgSILENT Power Factory, desarrollada para la ejecución del presente estudio.

3.1 Acondicionamiento inicial

Por las características de este estudio, se realiza un primer ajuste de la base de datos actual

oficial del CDEC-SIC, modelando en detalla la conexión de cada uno de los elementos que acometen

a la S/E Guacolda, con el fin de garantizar que los elementos que se desconectan tras una falla

severidad 9 en una de las barras de la subestación correspondan a aquellos que acometen

efectivamente a dicha barra.

Para esto, se toma como referencia el diagrama mostrado en la Figura 2-1.

Así, el ajuste topológico efectuado a la S/E Guacolda de acuerdo a la información provista por

el diagrama mostrado anteriormente se puede observar en la siguiente figura:

Figura 3-1: Acondicionamiento de la S/E Guacolda en la BD

Se destaca que existe posibilidad de elegir la barra de acometida de los paños a los cuales

acometen la línea Guacolda – Maitencillo L2, las unidades U3, U4 y U5 de la CT Guacolda, y ambos

servicios auxiliares de la subestación. Para efectos de este estudio, se considera que las unidades

U3 y U5, y el circuito 3 de la línea Guacolda-Maitencillo 220kV están conectados habitualmente a

la Barra B, mientras que la unidad U4 y el circuito 4 de la línea Guacolda – Maitencillo 220kV están

habitualmente conectados a la Barra A. Se considera en este estudio que cada uno de los SS/AA

están conectados a barras distintas.



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3.2 Proyección del SIC a las fechas de estudio

El desarrollo de la base de datos (BD) para el estudio considera la construcción de una base

de datos del SIC que represente la operación del sistema para el período de estudio, previo a la

puesta en servicio del sistema de 500kV entre las SS/EE Polpaico y Nueva Cardones. Se ha utilizado

como punto de partida la base de datos oficial del CDEC‑SIC con fecha de publicación en el mes

de septiembre del 2015, y se ha adecuado de la siguiente manera:

Proyección de la demanda: Utilizando la información disponible en el ITD de fijación de precios

de nudo de corto plazo emitido por la CNE en abril de 2015, se realizan proyecciones de

demanda residencial e industrial para las siguientes fechas: julio y diciembre del año 2017.

Nuevos proyectos: Basándose en el ITD previamente mencionado, se consideran los nuevos

proyectos de transmisión y generación previstos a ser incorporados a la base de datos del

SIC para julio y diciembre del año 2017.

Despacho de Generación: En lo que respecta al restablecimiento del balance generación-

demanda, debido a los nuevos proyectos y crecimientos de los consumos, se ajusta la

generación del SIC para abastecer los niveles de demanda requeridos en los escenarios

futuros. El despacho se realiza aplicando criterios simplificados que consideran principalmente

la búsqueda de situaciones límites para el sistema de transmisión contenida en la zona norte

del SIC. Se consideran las restricciones técnicas como las características de mínimo y máximo

técnico de las centrales del SIC y criterios de reserva primaria para la regulación de frecuencia

(reserva distribuida).

Las diversas modificaciones a la base de datos se han realizado utilizando las herramientas

«Variations/Expansion Stages», «Operation Scenarios» y «Study Cases», lo que permite una total

trazabilidad sobre los cambios realizados a la base de datos original del CDEC‑SIC.

3.2.1 Crecimiento de la demanda

La base de datos del CDEC‑SIC contiene nueve tipos de escenarios operativos según la

condición operativa del SIC. Estos escenarios elaborados por el CDEC contienen información de la

operación en condiciones de demanda baja, media y alta, para un día típico laboral, uno sábado

y uno domingo.

Para efectos del presente estudio, se proponen dos escenarios base del cual se elaborarán los

escenarios de estudio respectivos; un escenario base de demanda baja en día domingo y un

escenario base de demanda alta en día laboral. El escenario de demanda baja tiene por objetivo

evidenciar posibles problemas de sobretensiones o de distribución de los flujos debido a una baja

en los consumos residenciales locales. Por otro lado, el escenario de demanda alta, en el cual



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existe una condición de alta utilización de los elementos del sistema de transmisión, permite

verificar problemas de congestiones y subtensiones en el área de influencia.

A continuación se presentan los factores de crecimientos de la demanda oficiales considerados

para la proyección del sistema:

Previsión de demanda SIC ITD Abr 2015 Tasas de Crecimiento

Año Libre Regulado Sistema

2015 (ITD Oct 2014) 6,60% 6,60% 6,60%

2016 5,82% 3,85% 5,60%

2017 5,83% 3,87% 5,62%

Tabla 3-1: Factores de crecimiento anual estipulados por la CNE

Así, los factores de crecimiento resultantes a la fecha de interés son:

Tasa de crecimiento de demanda proyectado desde Septiembre 2015

Fecha Libre Regulado Sistema

Julio 2017 11,14% 7,89% 11,37%

Diciembre 2017 13,79% 9,61% 13,94%

Tabla 3-2: Factores de crecimiento a las fechas de interés

La demanda total del sistema para los escenarios estudiados, aplicando los factores

anteriores, pueden ser observados en la siguiente tabla:

Demanda proyectada a Noviembre 2017 [MW]

Fecha Demanda Alta Demanda Baja

Septiembre 2015 7.041 4.848

Julio 2017 7.655 5.285

Diciembre 2017 7.794 5.384

Tabla 3-3: Demanda total para las fechas de estudio

3.2.2 Incorporación de nuevos proyectos de transmisión y generación

La representación de los escenarios futuros considera la incorporación de las obras previstas

para la expansión del sistema de transmisión y de la matriz energética del SIC. Se modelan las

modificaciones topológicas y expansiones que se tienen consideradas para el sistema de

transmisión y el parque generador del SIC. Este estudio considera la inclusión de los nuevos

proyectos cuya fechas previstas de entrada en servicio sean anteriores a enero del 2018 según el

ITD de fijación de precios de nudo de corto plazo emitido en abril 2015.

Adicionalmente, es importante tomar algunas consideraciones de relevancia para este estudio

con respecto al Informe Técnico Preliminar (ITP) de fijación de precios de nudo de corto plazo de

octubre 2015. Específicamente, se toma en cuenta la información actualizada de aquellas obras en

construcción que se encuentran presentes en las cercanías de la CT Guacolda, y por ende, son

significativas en los resultados que se obtienen del presente estudio.



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La Tabla 3-4 y la Tabla 3-5 muestran las obras previstas de transmisión y generación

clasificadas como en construcción en el ITD de abril 2015. Por otro lado, la Tabla 3-6 muestra las

obras previstas por el ITP de octubre del 2015 que se consideran en este estudio:

Obras de Gx PES P [MW] Tecnología

Río Picoiquén abr-15 19,2 Hidro - Pas.

El Pilar Los Amarillos abr-15 3 PV

Lalackama Etapa II abr-15 16,3 PV

La Montaña I abr-15 3 Hidro - Pas.

El Paso may-15 60 Hidro - Pas.

Los Guindos jun-15 132 Diésel

Papeles Cordillera S.A jun-15 50 Gas Natural

Conejo Etapa I jun-15 108 PV

Luz del Norte Etapa I jun-15 36 PV

Itata jul-15 20 Hidro - Pas.

Malalcahuello jul-15 9,2 Hidro - Pas.

Carilafquén jul-15 19,8 Hidro - Pas.

Luz del Norte Etapa II jul-15 38 PV

Doña Carmen ago-15 66,5 Diésel

CMPC Tissue sep-15 5 Gas Natural

Chaka Etapa I sep-15 23 PV

Chaka Etapa II sep-15 27 PV

Quilapilún sep-15 109,9 PV

Pampa Solar Norte oct-15 90,6 PV

Guanaco Solar nov-15 50 PV

Luz del Norte Etapa III nov-15 36 PV

Guacolda V dic-15 139 Carbón

Carrera Pinto dic-15 97 PV

Luz del Norte Etapa IV ene-16 31 PV

Valleland ene-16 67,4 PV

Renaico ene-16 88 Eólico

PFV Olmué mar-16 144 PV

Los Buenos Aires mar-16 24 Eólico

Río Colorado jun-16 15 Hidro - Pas.

Ancoa jun-16 27 Hidro - Pas.

Pelícano jul-16 100 PV

Ñuble jul-17 136 Hidro - Pas.

Tabla 3-4: Obras de Generación previstas en el ITD abril 2015 – Obras cuya PES es anterior a enero del 2018



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Obras de Tx PES P [MW]

Ampliación SE Cardones 220 kV jun-15 -

Ampliación SE Maitencillo 220 kV jun-15 -

Ampliación SE Polpaico 500 kV y Cambio interruptor paño acoplador 52JR jun-15 -

Ampliación SE Cerro Navia 220 kV jun-15 -

Ampliación SE Rapel 220 kV e Instalación paño 52JS ago-15 -

Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I sep-15 -

Línea Ancoa - A. Jahuel 2x 500 kV: primer circuito sep-15 1400

Ampliación SE Diego de Almagro 220 kV nov-15 -

Ampliación SE Las Palmas 220 kV nov-15 -

Cambio interruptor paño acoplador 52JR SE Alto Jahuel nov-15 -

Ampliación SE Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2, 52JR3 dic-15 -

Ampliación SE Ancoa 500 kV ene-16 -

Línea Ancoa - Alto Jahuel 500 kV, tendido segundo circuito ene-16 1400

Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV sep-16 260

Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV oct-16 750

Ampliación SE Ciruelos 220 kV nov-16 -

Seccionamiento barras 500kV subestación Alto Jahuel nov-16 -

Seccionamiento barras 500 kV subestación Ancoa nov-16 -

Seccionamiento barras 500 kV subestación Charrúa nov-16 -

Seccionamiento completo en Subestación Rahue nov-16 -

Seccionamiento barra principal en Carrera Pinto ene-17 -

Nueva Línea Cardones-Diego de Almagro 2x 220 kV: tendido primer circuito nov-17 1 x 290

Segundo circuito línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, con secc. en SE Carrera Pinto nov-17 290

Tercer banco de autotransformadores 500/220 kV, 750 MVA, SE Alto Jahuel dic-17 750

Tabla 3-5: Obras de Generación previstas en el ITD abril 2015 – Obras cuya PES es anterior a enero del 2018

Descripción Fecha estimada PES

Nueva Línea Cardones-Diego de Almagro 2 x 220 kV: tendido del primer circuito sep-15

Tendido segundo circuito línea Cardones - Diego de Almagro con secc. en SE Carrera Pinto ene-17

Seccionamiento barra principal Carrera Pinto ene-17

Seccionamiento del circuito N°1 Cardones - Diego de Almagro en S/E Carrera Pinto oct-17

Tabla 3-6: Obras previstas en el ITP octubre 2015 – Obras cuya PES es anterior a enero del 2018

Se destaca que solo figura una obra de relevancia entre el período de análisis de este estudio.

Efectivamente, entre julio del 2017 y diciembre del 2017 el único cambio topológico presente en la

zona es el seccionamiento del primer circuito de la línea Cardones – Diego de Almagro 220kV por

la S/E Carrera Pinto. En consecuencia, este estudio considera el análisis de escenarios proyectados

para estas dos condiciones topológicas identificadas.



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3.3 Estructura

A continuación se presenta la estructura de la Base de Datos proyectada a la fecha de estudio:

Library

Contiene toda la información relativa a las

instalaciones del SIC; actuales y futuras.

Diagrams

Contiene todos los esquemas unilineales

del SIC y aquellos desarrollados para la

visualización de resultados en este

estudio.

Network Data

Contiene el modelado completo del SIC a

la fecha actual e incluyendo las obras

futuras.

Variations

Contiene el detalle de la modelación de

todas las obras futuras informadas en

construcción por la CNE en su informe

“Fijación de Precios de Nudo” de abril

2015, antes de enero del 2018. También

se consideran las obras relevantes del ITP

de octubre 2015.

Operation Scenarios

Contienen todos los escenarios operativos

desarrollados en este estudio.

Study Cases

Se encuentran asociados a una fecha de

estudio, y sobre esta relacionan topología

con escenario de operación.



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3.4 Verificación del factor de potencia de las cargas

Los factores de potencia a considerar en los distintos consumos son aquellos indicados en la

base de datos del CDEC-SIC, a menos que dichos valores no cumplan con las exigencias de los

artículos 5-22 y 5-23 de la NTSyCS, la cual estipula que los factores de potencia de los clientes

libres y regulados deben encontrarse dentro de los siguientes límites:

a. 0,93 inductivo y 0,96 capacitivo – Punto de control < 30kV.

b. 0,96 inductivo y 0,98 capacitivo – Punto de control 30kV-100kV.

c. 0,98 inductivo y 0,995 capacitivo – Punto de control 100kV-200kV.

d. 0,98 inductivo y factor de potencia unitario – Punto de control >200kV

Dados los alcances de este estudio, se verifica el cumplimiento de estos requisitos para las

cargas ubicadas al norte de la S/E Nogales. Se excluyen de la verificación aquellas cargas

correspondientes a servicios auxiliares de centrales de generación y/o subestaciones. Igualmente,

se omite el ajuste de aquellas cargas que presentan compensación de potencia reactiva adicional,

como también las cargas dispuestas en corredores radiales, que en su conjunto, cumpla con los

puntos establecidos previamente.

Así, los ajustes de factor de potencia realizados a la BD oficial del CDEC-SIC son los

siguientes:

Cargas Capacitivas Nivel de tensión f.p. original f.p ajustado

I. Altos de Punitaqui 110 0,981 0,995 R. El Salado + Chañaral 110 KV 110 0,952 0,995

Tabla 3-7: Ajuste de Cargas capacitivas

Cargas Inductivas Nivel de tensión f.p. original f.p ajustado

I. Pto. Chungo + SS/AA Los Vilos 110 kV 220 0,974 0,980 I. Castilla+SSAA Castilla 110kV 110 0,975 0,980 R. Quereo 110 kV 110 0,970 0,980 R. Illapel 110 kV 110 0,970 0,980 R. Incahuasi 110 kV 110 0,965 0,980 R. San Joaquin 2 110 kV 110 0,954 0,980 R. San Joaquin 1 110 kV 110 0,954 0,980 I. Manto Verde D. Almagro 110 KV 110 0,952 0,980 I. Incahuasi 110 kV 110 0,906 0,980 I. Algarrobo 110 kV 110 0,876 0,980 I. Los Colorados 110 KV 110 0,876 0,980 R. Inca de Oro + D.Amagro 110 KV 23 0,906 0,930 R. Vallenar 2 13,8 0,917 0,930 R. Vallenar 1 13,8 0,917 0,930

Tabla 3-8: Ajuste de Cargas inductivas



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3.5 Representación gráfica de la zona de estudio

Dadas las características de la zona norte del SIC, el análisis de una falla severidad 9 en las

barras de la S/E Guacolda abarcan todos los elementos de transmisión ubicados al norte de Nogales.

Así, este estudio contempla el desarrollo de un diagrama unilineal que comprende todo el

sistema de 220kV contenido entra las SS/EE Paposo y Nogales, permitiendo visualizar de forma

práctica los flujos de carga de la zona y las características del despacho. En la siguiente figura se

observa el diagrama que representa la topología proyectada entre julio y octubre del 2017, es decir,

sin considerar el seccionamiento del circuito N°1 de la línea Cardones – Diego de Almagro 220kV:

Figura 3-2: Diagrama de zona de interés - Julio 2017

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS

Salv ador Chaka Jav iera

Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia

S/E VentanasHacia S/E Punta Colorada (Sur)

Hacia S/E Pelicanos (Norte)

Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama

Pampa Solar NorteConej o

Luz Del NorteCarrera Pinto

San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada

Talinay Poniente Talinay

Los Cururos

Monte Redondo

P. PalmerasTotoralCanela I y II

CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

G~

G~

G~

G~

G~

SVSSVS

G~

G~

G~

G~

SVS

SVS

DIg

SIL

EN

T

Circuito sin seccionar



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Asimismo, en la siguiente figura se muestra el diagrama que representa la condición

topológica proyectada en la zona norte del SIC entre octubre y diciembre del 2017:

Figura 3-3: Diagrama de zona de interés - Diciembre 2017

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

G~

G~

G~

G~

G~

SVSSVS

G~

G~

G~

G~

SVS

SVS

DIg

SIL

EN

T

Circuito seccionado



Ir al índice



4 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS DE OPERACIÓN

El análisis del impacto de una falla severidad 9 en la S/E Guacolda requiere la evaluación de

distintos escenarios que presenten distintas condiciones operativas de despacho, demanda y

transferencia de potencia en los elementos que se encuentren presentes dentro de la zona de

estudio. Es necesario determinar condiciones críticas para cada una de las topologías que presenta

la zona durante el periodo de estudio (julio a diciembre del 2017).

Así, se definen escenarios de operación para la fecha de estudio julio 2017 (previo al

seccionamiento del Circuito N°1 de la línea Cardones – Diego de Almagro 220kV por la S/E Carrera

Pinto), y para diciembre del 2017 (posterior al seccionamiento de dicha línea).

A continuación se presentan las características principales con respecto a la demanda de la

zona norte, el despacho de las unidades presentes en esta zona, y las limitaciones de transferencia

que se pueden encontrar durante la elaboración de escenarios.

4.1 Nivel de demanda al norte de la S/E Nogales

Se destaca el nivel de demanda de la zona norte del SIC en demanda alta y baja para los

meses de julio y diciembre del 2017

Fecha Nivel de

demanda

Demanda al Norte de Nogales Total SIC Nogales - Pan

de Azúcar Pan de Azúcar -

Cardones Cardones -

Norte Total Norte

Septiembre 2015

Demanda Alta 31 569 98 698 7059

Demanda Baja 23 578 109 710 4868

Julio 2017 Demanda Alta 33 622 109 764 7674

Demanda Baja 26 635 120 781 5305

Diciembre 2017

Demanda Alta 34 635 111 780 7812

Demanda Baja 26 647 123 796 5404

Tabla 4-1: Característica de la demanda en la zona norte

Una de las particularidades de esta zona que es importante destacar es que la demanda al

norte de la S/E Pan de Azúcar es levemente mayor en escenarios de demanda baja que en

escenarios de demanda alta. Esta diferencia es del orden de 20MW, lo cual indica que la demanda

total en esta zona se mantiene prácticamente “constante” independiente del nivel de demanda que

haya en el sistema.



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4.2 Consideraciones de despacho en la zona norte

Unidades de la CT Guacolda

Para cada una de estas fechas se definen escenarios que presenten distintos despachos de

las unidades de la Central Guacolda, tomando como criterio el despacho simétrico de las unidades

con respecto a su barra de conexión. Por ejemplo, en escenarios con cuatro unidades de la CT

Guacolda en servicio, se despachan dos unidades que acometan a una de las barras de la S/E

Guacolda y dos unidades que acometan a la otra barra.

Unidades ERNC presentes al norte de la S/E Las Palmas

La siguiente tabla muestra todas las unidades ERNC presentes desde la S/E Paposo hasta la

S/E Las Palmas:

Parque ERNC P [MW] Parque ERNC P [MW] Parque ERNC P [MW]

PF Guanaco 50 PE Taltal 99 PE Punta Colorada 20

PF Diego de Almagro 36 PF Pampa Solar Norte 70 PE El Arrayán 115

PF Salvador RTS 3 PF Conejo 104 PE Talinay 90

PF Salvador 68 PF Luz del Norte 141 PE Talinay Poniente 61

PF Chañares 35 PF Carrera Pinto 97 PE Los Cururos 110

PF Javiera 69 PF San Andres 50 PE Monte Redondo 48

PF Los Amarillos 3 PF Llano de Llampos 94 PE Punta Palmeras 45

PF Chaka 50 PF Valleland 67 PE Totoral 46

PF Lalackama 55 PF Pelicano 100 PE Canela I y II 78

Tabla 4-2: Parques ERNC presentes en la zona norte del SIC

En total, los parques eólicos presentes al norte de la S/E Nogales suman un total de 711MW

de potencia instalada, mientras que los parques fotovoltaicos suman un total de 1107MW.

El despacho de las unidades ERNC se realiza de acuerdo a criterios que consideran constante

el recurso primario energético (radiación solar y velocidad del viento) en una zona determinada.

Así, cada conjunto de parques que se encuentren cercanos unos a los otros presentarán el mismo

nivel relativo de generación con respecto a su respectiva potencia nominal. En el caso de no seguir

este criterio en algún escenario en particular que busque una condición operacional específica, se

destacarán las condiciones de despacho empleadas.

En la siguiente figura se destaca el conjunto de centrales en el que se considera el mismo

nivel de generación. Se asume que los parques fotovoltaicos ubicados al norte de la S/E Punta

Colorada presentan la misma proporción de recurso energético solar, mientras que los parques

eólicos presentes entre las SS/EE Pan de Azúcar y Los Vilos presentan la misma proporción de

recurso energético eólico. En este estudio se considera que los parques eólicos TalTal y Punta

Colorada poseen recursos eólicos independientes debido a su lejanía con el resto de los parques

eólicos.



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Figura 4-1: Agrupación de centrales ERNC según su recurso energético en la zona

Unidades Térmicas presentes al norte de la S/E Las Palmas

Para efectos de este estudio no se considera en ninguno de los escenarios el despacho de las

centrales térmicas al norte de la S/E Las Palmas. Así, no se considera el despacho de las centrales

CT Olivos, CT Espinos, CT El Peñón, CT Huasco, CT Termopacífico, CT Cenizas, CT San Lorenzo y

CT Taltal.

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

G~

G~

G~

G~

G~

SVSSVS

G~

G~

G~

G~

SVS

SVS

DIg

SIL

EN

T

Recurso Solar Ctte Recurso Eólico Ctte Rec. Eólico Independiente



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4.3 Escenarios desarrollados

De acuerdo a las consideraciones anteriores se elabora un total de 7 escenarios que tienen

por objetivo representar las condiciones más críticas en el sistema de transmisión comprendido al

norte de la S/E Nogales para distintas condiciones operativas de la CT Guacolda y para distintos

niveles de ERNC. El alcance de estos se presentan en la siguiente tabla:

Esc Código DIgSILENT #

Gua.

ERNC [MW] Maximización de

transferencia

Caract. Generales Total Eólico Fotovoltaico

E01 E01_DB-5G-(0.0%PF-0.0%PE) 5 0 / 1819 (0,0 %) 0 / 711 (0,0 %) 0 / 1108 (0,0 %) Nogales --> Pan de Azucar Maitencillo --> D. de Almagro 07- 2017

Demanda Baja

E02 E02_DB-4G-(0.0%PF-2.1%PE) 4 15 / 1819 (0,8 %) 15 / 711 (2,1 %) 0 / 1108 (0,0 %)

E03 E03_DB-3G-(0.0%PF-22.5%PE) 3 160 / 1819 (8,8 %) 160 / 711 (22,5 %) 0 / 1108 (0,0 %)

E04 E04_DB-5G-(18.2%PF-36.3%PE) 5 460 / 1819 (25,3 %) 258 / 711 (36,3 %) 202 / 1108 (18,2 %)

D. Almagro --> Nogales

E05 E05_DB-4G-(32.1%PF-36.3%PE) 4 614 / 1819 (33,8 %) 258 / 711 (36,3 %) 356 / 1108 (32,1 %)

E06 E06_DB-3G-(46.1%PF-36.3%PE) 3 768 / 1819 (42,2 %) 258 / 711 (36,3 %) 510 / 1108 (46,1 %)

E07 E07_DA-3G-(42.0%PF-41.1%PE) 3 758 / 1819 (41,7 %) 293 / 711 (41,1 %) 466 / 1108 (42,0 %) D. Almagro -->

Nogales

12 – 2017 Demanda

Alta

Tabla 4-3: Características de los escenarios desarrollados

Se destaca que para aquellos escenarios en donde las transferencias de potencia sean de

dirección NogalesPan de Azúcar, el límite de transmisión de cada circuito de la las líneas de 220kV

que componen este vínculo es de ~50% de su capacidad nominal para respetar los límites de

transmisión de este vínculo en caso de la salida intempestiva de uno de estos circuitos.

No obstante, para escenarios en donde las transferencias de potencia sean de dirección Pan

de AzúcarNogales, se utiliza como criterio que el límite de transmisión de cada uno de los circuitos

comprendidos entre las SS/EE Maitencillo y Nogales es de un 90% de su capacidad nominal

(brindando un margen de seguridad de un 10%). En efecto, el recurso EDAG/ERAG-MAITENCILLO

NOGALES permite utilizar toda la capacidad de transmisión de cada uno de los circuitos, pues este

contempla la reducción y/o desconexión de las unidades de la CT Guacolda frente a una

contingencia en uno de estos circuitos.

A continuación se presentan las características de cada uno de los escenarios desarrollados



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4.3.1 Escenario 1- Julio 2017 – 5 Un. Guacolda – 0% ERNC

La siguiente figura muestra el resultado de flujo de cargas del escenario en la zona

comprendida desde la S/E Nogales hacia el Norte:

Figura 4-2: Flujo de carga RED N - Escenario E01

Se observa que al haber 5 unidades de Guacolda E/S es posible alimentar la totalidad de los

consumos presentes hasta la S/E Punta Colorada. Un escenario de estas características no presenta

posibles problemáticas de sobrecarga.

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

229,81,044

229,81,044

236,41,075

229,11,041

229,81,045

226,41,029

228,51,039

227,81,035

222,51,011

230,51,048

230,51,048

229,41,043

228,41,038

236,61,076

230,81,049

116,71,061

Load Flow Balanced

Nodes

[kV]

[p.u.]

Branches

[MW]

[Mv ar]

Shunt/Filter

[MW]

[Mv ar]

G~

154,0-8,085,1

G~

152,0-8,085,1

8,30,1

G~

150,0-8,084,0

68,0-8,90,0

68,0-8,90,0

G~

150,0-8,085,1

G~

150,0-8,085,1

8,30,1

-179,337,454,2

-179,337,454,2

-186,744,756,8

-186,744,756,8

-40,05,614,3

-41,921,517,5

-40,88,214,9

41,4-28,816,7

G~

G~

82,9-13,540,7

82,9-13,540,7

24,3-0,316,5

95,64,741,3

46,33,162,4

52,5-6,058,8

53,8-6,161,2

38,37,051,7

38,37,051,7

35,86,648,3

G~

G~

-33,925,820,5

-33,925,820,5

84,0-20,841,8

84,0-20,841,8

-20,62,99,5

-20,79,09,8

-34,132,022,6

-34,132,022,6

-82,510,140,7

-82,510,140,7

-164,917,524,1

-164,917,524,1

117,619,953,0

82,5-11,740,4

117,619,953,0

82,5-11,740,4

-20,78,010,0

-20,6-10,810,0

-20,6-9,29,7

-0,00,61,5

-0,00,61,5

SVSSVS

-20,79,610,6

-20,814,814,3

-20,814,814,3

0,000,00

-121,418,641,7

122,721,760,3

SVS

-129,221,849,1

-121,418,641,7

-42,36,522,0

-131,422,749,8

0,01,23,1

-41,526,325,1

-41,321,324,1

-0,0-0,00,0

0,05,55,2

SVS

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



4.3.2 Escenario 2- Julio 2017 – 4 Un. Guacolda – 0,8% ERNC (2,1% PE – 0,0% PF)

Se destaca en este caso (y en los siguientes) el tramo más crítico:


Se observa que en escenarios con 4 unidades de Guacolda E/S, el vínculo entre las SS/EE Los

Vilos y Nogales presenta transferencias críticas producto del consumo demandado por la zona norte.

Es necesario despachar cerca de ~15MW adicionales al norte de la S/E Los Vilos para evitar

problemáticas en RED N-1. En este escenario dicha potencia es provista por el PE TalTal.

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

231,31,051

231,31,051

237,11,078

227,01,032

230,71,049

223,91,018

226,01,027

227,71,035

221,31,006

231,41,052

231,31,051

230,21,046

229,21,042

237,31,079

232,01,055

117,21,065

Load Flow Balanced

Nodes

[kV]

[p.u.]

Branches

[MW]

[Mv ar]

Shunt/Filter

[MW]

[Mv ar]

G~

G~

152,0-8,085,1

8,30,1

G~

150,0-8,084,0

7,2-4,40,0

7,2-4,40,0

G~

150,0-8,085,1

G~

150,0-8,085,1

8,30,1

-142,126,842,6

-142,126,842,6

-148,032,444,7

-148,032,444,7

-35,24,612,7

-36,820,816,0

-35,97,213,2

36,3-28,415,2

G~

G~

21,04,911,2

21,04,911,2

24,30,216,7

101,20,643,7

49,11,266,0

47,8-4,353,1

48,9-4,355,3

38,47,051,6

38,47,051,6

35,86,648,2

G~

G~

-101,838,648,9

-101,838,648,9

21,1-6,310,6

21,1-6,310,6

-86,326,439,7

-87,029,239,9

-103,040,850,0

-103,040,850,0

-21,0-9,911,2

-21,0-9,911,2

-168,310,424,6

-168,310,424,6

92,125,843,0

21,08,414,5

92,125,843,0

21,08,414,5

-86,829,340,1

-85,317,038,6

-85,218,638,8

0,0-0,20,5

0,0-0,20,5

SVSSVS

-87,129,540,4

-87,533,042,5

-87,533,042,5

0,000,00

-116,414,739,7

14,8

-3,3

14,6

122,721,560,0

SVS

-124,017,546,7

-116,414,739,7

-37,25,519,5

-126,019,447,3

-0,0-5,815,2

-36,425,922,9

-36,320,721,9

0,0-0,00,0

-0,0-5,75,5

SVS

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice





En este escenario con 3 unidades de Guacolda E/S, se despachan los Parques fotovoltaicos

TalTal y Punta Colorada (~115MW en total) para evitar problemáticas en el vínculo Los Vilos –

Nogales, y luego se despachan los parques fotovoltaicos de la zona comprendida entre las SS/EE

Pan de Azúcar y Nogales (~45MW) para maximizar las transferencias por Las Palmas – Pan de

Azúcar.

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

234,71,067

234,71,067

236,71,076

228,41,038

233,01,059

224,61,021

227,11,032

229,01,041

221,51,007

233,61,062

233,91,063

233,01,059

232,11,055

236,61,075

235,11,069

118,31,076

Load Flow Balanced

Nodes

[kV]

[p.u.]

Branches

[MW]

[Mv ar]

Shunt/Filter

[MW]

[Mv ar]

G~

G~

152,0-8,085,1

8,30,1

G~

69,2-10,70,0

69,2-10,70,0

G~

150,0-8,085,1

G~

150,0-8,085,1

8,30,1

-105,817,231,2

-105,817,231,2

-110,221,232,8

-110,221,232,8

-9,2-5,93,6

-9,711,08,0

-9,4-3,44,1

9,4-20,07,2

G~

G~

-8,217,011,3

-8,217,011,3

24,30,216,6

103,2-1,744,3

50,10,067,0

44,2-2,948,5

45,3-2,950,5

39,56,152,2

39,56,152,2

36,95,748,7

3,6-0,012,0

3,7-0,012,0

5,00,011,4

13,80,011,8

8,2-0,011,4

G~

G~

-101,241,349,0

-101,241,349,0

8,9-0,011,5

1,9-0,011,5

-8,25,39,0

-8,25,39,0

19,2-0,091,2

-99,529,845,3

-90,531,741,5

-102,343,550,2

-102,343,550,2

8,2-22,211,3

8,2-22,211,3

-168,311,824,6

-168,311,824,6

92,426,343,1

1,420,016,0

92,426,343,1

1,420,016,0

-82,131,938,3

-111,623,550,0

-101,224,345,9

0,07,319,4

0,07,319,4

SVSSVS

-90,532,142,1

-86,935,742,6

-86,935,742,6

0,000,00

-91,04,130,4

96,0

-16,5

93,5

122,720,959,4

SVS

-96,95,935,7

-91,04,130,4

-9,7-5,55,3

-98,111,336,2

-0,0-10,928,8

-9,617,011,3

-9,611,29,8

0,0-0,00,0

-0,0-15,915,3

SVS

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice





En este escenario con 5 unidades de la CT Guacolda E/S, se despacha una potencia de

~201MW al norte de la S/E Maitencillo para maximizar el flujo por el vínculo Maitencillo – Pan de

Azúcar, mientras que se despacha un total de ~258MW entre las SS/EE Las Palmas y Pan de Azúcar

para maximizar el flujo por el vínculo Las Palmas – Los Vilos. Se considera el PF Pelicanos

indisponible.

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

225,11,023

225,11,023

237,61,080

222,31,011

223,01,013

218,40,993

220,61,003

222,41,011

217,90,990

231,71,053

230,71,049

228,81,040

227,21,033

237,81,081

226,21,028

117,11,065

Load Flow Balanced

Nodes

[kV]

[p.u.]

Branches

[MW]

[Mv ar]

Shunt/Filter

[MW]

[Mv ar]

G~

154,0-8,085,1

G~

152,0-8,085,1

8,30,1

G~

150,0-8,084,0

68,1-9,40,0

68,1-9,40,0

G~

150,0-8,085,1

G~

150,0-8,085,1

8,30,1

-179,339,255,4

-179,339,255,4

-186,646,558,1

-186,646,558,1

-7,83,85,7

17,817,311,1

5,04,75,6

-4,9-27,29,2

G~

G~

177,4-29,989,6

177,4-29,989,6

24,30,217,1

87,614,139,2

42,47,658,6

55,0-6,662,9

56,4-6,765,5

41,85,756,3

41,85,756,3

39,15,452,6

13,5-0,045,0

13,8-0,045,0

18,9-0,042,8

51,8-0,044,1

30,6-0,042,7

21,6-0,043,220,7

-0,043,2

26,7-0,040,5

G~

G~

180,5-34,982,8

180,5-34,982,8

33,3-0,043,2

7,2-0,043,2

182,2-21,590,4

182,2-21,590,4

20,3-0,043,2

107,5-13,947,8

138,7-14,861,9

177,1-41,982,2

177,1-41,982,2

-175,233,789,6

-175,233,789,6

-38,1-15,66,1

-38,1-15,66,1

150,5-2,067,9

175,2-35,189,3

150,5-2,067,9

175,2-35,189,3

174,4-16,177,5

56,3-21,126,6

91,1-21,041,4

0,01,33,4

0,01,33,4

SVSSVS

160,1-16,271,5

199,1-20,689,2

199,1-20,689,2

0,00-76,66

10,1-1,016,1

0,6-0,119,1

-60,711,422,3

13,4

-1,3

16,1

20,8

-2,1

19,2

13,8-1,419,1

19,4-1,918,1

2,6-0,319,1

1,1-0,119,1

3,2-0,319,17,0

-0,719,1

59,522,530,6

SVS

-71,214,327,9

-60,711,422,3

-8,24,78,5

-58,419,524,3

0,0-4,311,6

13,9

-1,4

18,8

14,1-1,420,1

14,1-1,420,1

11,0-1,119,1

13,6-1,419,1

0,6-0,120,1

7,2-0,719,0

23,322,317,2

13,317,913,5

10,0-1,019,1

11,5-1,217,2

3,1-0,319,1

3,1-0,319,1

7,2-0,717,2

-0,00,00,0

0,0-8,98,7

SVS

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice








para maximizar el flujo por el vínculo Las Palmas – Los Vilos. Se consideran los PF Pelicanos,

Valleland y Llano de LLampos indisponibles.

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

230,31,047

230,31,047

231,71,053

225,51,025

227,91,036

219,90,999

222,81,013

227,21,033

218,40,993

231,21,051

232,11,055

230,91,049

229,71,044

231,71,053

231,11,050

116,61,060

Load Flow Balanced

Nodes

[kV]

[p.u.]

Branches

[MW]

[Mv ar]

Shunt/Filter

[MW]

[Mv ar]

G~

G~

152,0-8,085,1

8,30,1

G~

150,0-8,084,0

7,2-4,40,0

7,2-4,40,0

G~

150,0-8,085,1

G~

150,0-8,085,1

8,30,1

-142,127,142,8

-142,127,142,8

-148,032,744,9

-148,032,744,9

27,5-19,211,0

82,7-6,427,1

54,9-17,918,9

-54,0-1,818,0

G~

G~

178,7-30,288,3

178,7-30,288,3

24,30,517,0

87,012,438,1

42,16,857,5

51,9-4,858,0

53,2-4,960,3

44,03,858,3

44,03,858,3

41,13,654,5

13,50,445,0

13,80,445,0

18,9-0,042,8

51,8-0,044,1

30,6-0,042,7

21,6-6,144,920,7

-5,344,6

26,7-0,040,5

G~

G~

182,4-29,982,7

182,4-29,982,7

33,31,043,2

7,20,243,2

183,3-22,889,1

183,3-22,889,1

20,3-0,043,2

109,4-5,647,5

140,6-4,661,8

179,1-36,882,2

179,1-36,882,2

-176,633,588,3

-176,633,588,3

-38,0-13,66,0

-38,0-13,66,0

151,3-0,868,1

176,6-35,088,0

151,3-0,868,1

176,6-35,088,0

176,4-5,477,0

58,2-13,525,9

93,1-11,640,6

0,0-2,97,8

0,0-2,97,8

SVSSVS

162,0-12,271,4

201,0-15,789,0

201,0-15,789,0

0,00-79,99

21,2-0,033,6

1,3-0,039,9

-11,4-12,25,5

43,7

-24,5

46,1

29,0-0,039,9

40,8-0,037,8

5,4-0,039,9

2,4-0,039,9

6,7-0,039,914,7

-0,039,9

-9,626,613,7

SVS

-12,2-12,66,5

-11,4-12,25,5

29,0-19,416,8

-12,2-2,95,1

0,0-0,41,0

29,2

-33,4

59,8

29,6-0,042,0

29,6-0,042,0

23,1-0,039,9

28,6-0,039,9

1,2-0,242,5

15,1-0,039,6

93,3-2,145,1

72,8-5,435,1

21,0-8,042,7

6,6-0,039,9

6,6-0,039,9

-0,0-0,00,0

0,0-13,012,7

SVS

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice








para maximizar el flujo por el vínculo Las Palmas – Los Vilos. Este escenario maximiza igualmente

el Vínculo D. Almagro – Cardones, limitado por San Andrés – Cardones.

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

233,01,059

233,01,059

232,71,058

226,81,031

229,71,044

220,91,004

224,31,020

228,41,038

218,70,994

233,11,060

234,21,064

233,11,060

232,01,055

232,81,058

233,41,061

117,41,068

Load Flow Balanced

Nodes

[kV]

[p.u.]

Branches

[MW]

[Mv ar]

Shunt/Filter

[MW]

[Mv ar]

G~

G~

152,0-8,085,1

8,30,1

G~

69,2-10,90,0

69,2-10,90,0

G~

150,0-8,085,1

G~

150,0-8,085,1

8,30,1

-105,817,531,5

-105,817,531,5

-110,221,633,0

-110,221,633,0

44,2-24,716,4

113,4-14,137,0

78,6-23,826,7

-76,87,225,7

G~

G~

179,3-26,787,6

179,3-26,787,6

24,30,416,9

86,611,837,7

41,96,556,9

49,2-3,754,4

50,4-3,756,6

46,12,760,3

46,12,760,3

43,12,656,3

13,5-0,045,0

13,8-0,045,0

18,9-0,042,8

51,7-0,044,1

30,6-0,042,7

21,6-0,043,220,7

-0,043,2

26,7-0,040,5

G~

G~

183,5-26,382,5

183,5-26,382,5

33,3-0,043,2

7,2-0,043,2

183,9-19,988,3

183,9-19,988,3

20,3-0,043,2

110,4-6,447,7

141,7-7,061,8

180,1-33,082,1

180,1-33,082,1

-177,329,887,6

-177,329,887,6

-37,9-12,35,9

-37,9-12,35,9

151,80,168,2

177,2-31,487,4

151,80,168,2

177,2-31,487,4

177,3-8,277,0

59,2-14,426,2

94,2-14,241,0

0,03,910,2

0,03,910,2

SVSSVS

163,1-8,371,2

202,1-12,388,8

202,1-12,388,8

0,00-80,81

26,5-0,042,0

1,6-0,049,9

30,1-21,912,1

35,3

-0,0

42,0

54,6

-28,4

56,6

36,2-0,049,9

51,0-0,047,2

6,7-0,049,9

3,0-0,049,9

8,4-0,049,918,4

-0,049,9

-42,530,324,9

SVS

14,4-22,99,9

30,1-21,912,1

46,7-25,225,4

49,6-14,718,7

0,0-1,43,6

36,5

-36,8

69,9

37,0-0,052,5

37,0-0,052,5

28,9-0,049,9

35,7-0,049,9

1,5-0,454,3

18,9-0,049,5

126,3-11,560,6

101,0-12,848,4

26,3-8,052,1

30,32,545,1

8,2-0,049,9

8,2-0,049,9

-0,00,00,0

0,0-15,014,4

SVS

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



4.3.7 Escenario 7- Dic. 2017 – 3 Un. Guacolda – 41,7% ERNC (41,1% PE – 42,0% PF)





para maximizar el flujo por el vínculo Las Palmas – Los Vilos. El seccionamiento del circuito D. de

Almagro – Cardones permite aumentar el límite de transmisión por esta línea. Este escenario no

presenta este tramo maximizado.

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

227,91,036

227,91,036

238,41,084

223,61,016

223,61,017

220,91,004

222,41,011

221,91,009

221,51,007

233,61,062

232,11,055

230,21,046

228,71,039

238,71,085

228,41,038

117,21,065

Nodes

[kV]

[p.u.]

Branches

[MW]

[Mv ar]

[-]

Shunt/Filter

[MW]

[Mv ar]

[-]

G~

G~

152,0-8,085,1

8,30,1

G~

69,2-11,40,0

69,2-11,40,0

G~

150,0-8,085,1

G~

150,0-8,085,1

8,30,1

-105,818,632,2

-105,818,632,2

-110,222,833,8

-110,222,833,8

62,9-8,820,6

-109,5-0,736,3

111,2-4,036,3

62,9-8,820,6

-109,5-0,736,3

111,2-4,036,3

G~

G~

180,4-22,790,1

180,4-22,790,1

33,32,923,2

115,335,053,4

55,617,878,0

44,7-3,850,8

45,8-3,952,9

46,93,562,4

46,93,562,4

43,93,458,3

15,3-0,051,0

15,6-0,051,0

21,4-0,048,5

58,7-0,050,0

34,7-0,048,5

24,5-0,048,923,5

-0,048,9

30,3-0,045,9

G~

G~

176,1-41,080,5

176,1-41,080,5

37,7-0,048,9

8,2-0,048,9

185,2-14,390,7

185,2-14,390,7

23,0-0,049,0

94,5-19,642,4

130,1-19,658,0

172,9-47,179,7

172,9-47,179,7

-178,226,590,1

-178,226,590,1

-58,0-12,58,6

-58,0-12,58,6

67,9-21,831,7

178,2-28,089,9

67,9-21,831,7

178,2-28,089,9

170,6-22,175,7

36,2-26,719,9

75,5-27,635,6

0,0-1,74,6

0,0-1,74,6

SVSSVS

154,4-21,268,8

199,0-25,988,7

199,0-25,988,7

0,00-76,31

27,7-2,844,2

1,7-0,252,5

36,1-16,013,1

57,2

-5,7

52,9

38,0-3,852,5

53,5-5,349,7

7,1-0,752,5

3,1-0,352,5

8,8-0,952,519,3

-1,952,5

-59,039,233,8

SVS

38,4-17,415,6

36,1-16,013,1

66,3-8,431,9

38,2-8,514,5

0,02,25,9

38,3

-3,8

51,8

38,7-3,955,3

38,7-3,955,3

30,3-3,052,5

37,4-3,752,5

1,6-0,255,3

19,8-2,052,1

-123,92,460,4

98,1-1,747,1

27,5-2,852,5

8,6-0,952,5

8,6-0,952,5

-0,0-0,00,0

0,0-29,429,4

SVS

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



5 ANÁLISIS DE FALLA SEVERIDAD 9: S/E GUACOLDA

En el presente capítulo se documenta en detalle el análisis del impacto de una falla severidad

9 en las barras de 220kV de la CT Guacolda, identificando las problemáticas e infracciones

detectadas en los escenarios elaborados. El objetivo es, particularmente, detectar condiciones en

común de los escenarios que presenten una problemática determinada, con el fin de acotar las

variables a monitorear al momento de definir un esquema de mitigación.

Para esto, se procede a analizar dinámicamente una falla monofásica a tierra sin impedancia

de falla sobre cada una de las barras de 220kV de la CT Guacolda (Barra A y Barra B), con un

tiempo de despeje de falla de 120ms. El despeje se ejecuta vía aislación de la barra fallada y de

todos los elementos que acometen a ella.

Las siguientes subsecciones muestran el detalle del análisis de fallas severidad 9 en las barras

A y B para tres subconjuntos de escenarios:

En primera instancia, se analizan escenarios que presenten 4 unidades de la CT Guacolda

en servicio. Este tipo de escenarios permite detectar las posibles problemáticas para un

despacho de la CT Guacolda intermedio. En efecto, este escenario es balanceado en términos

de potencia total que puede inyectar la CT Guacolda y el número de unidades que se

desconectan producto de una falla severidad 9.

En segunda instancia, se analizan escenarios que presenten 5 unidades de la CT Guacolda

en servicio.

Finalmente, se analizan los escenarios más críticos, que presenten 3 unidades de la CT

Guacolda en servicio.



Ir al índice



5.1 CT Guacolda con 4 unidades en servicio

Los escenarios E02 y E05 son aquellos en donde se tiene cuatro unidades de la CT Guacolda

en servicio. Se destaca que estos dos escenarios contemplan el despacho de las unidades U1, U2,

U3 y U4 de la CT Guacolda a pleno despacho (150MW).

El escenario E02 corresponde a un escenario nocturno, de demanda baja y nulo aporte por

parte de las centrales ERNC. Este escenario maximiza las transferencias de potencia desde la S/E

Nogales hacia la S/E Pan de Azúcar.

Por otro lado, el escenario E05 corresponden a un escenario con alto aporte por partes de las

centrales ERNC, en donde se maximizan las transferencias desde la S/E Diego de Almagro hacia la

S/E Nogales.

Nótese que se considera como criterio de seguridad que las unidades de la CT Guacolda que

están en servicio se distribuyen de forma que a cada barra acometan dos unidades.

5.1.1 Falla en barra: desvinculación de 2 unidades

Para este tipo de despachos en particular, se tiene que tanto una falla severidad 9 en la Barra

A como en la Barra B desencadena la desconexión de dos unidades de la CT Guacolda y dos circuitos

de línea. Específicamente, para el caso de una falla severidad 9 de la Central Guacolda desencadena

la desconexión de los siguientes elementos:

Unidades U2 y U4 de la CT Guacolda.

Circuitos #2 y #4 de la línea Guacolda – Maitencillo 220kV.

Un grupo de servicios auxiliares.

Figura 5-1: Elementos desconectados frente a una falla severidad 9 en la barra A (simil barra B)

Elementos desconectados tras una falla severidad 9 en barra A

Falla Monofásica a tierra Sin impedancia de falla

Potencia pre-falla: 600MW

Potencia post-falla: 300MW

Potencia pérdida: 300MW



Ir al índice



Así, los eventos de la simulación dinámica de esta falla contemplan la falla monofásica a tierra

en la barra A y su despeje 120ms tras la ocurrencia de la falla mediante la apertura de todos los

interruptores de los elementos que acometen a ella. Se destaca que este análisis contempla la

apertura de los interruptores remotos de los elementos desconectados.

Los eventos simulados en DIgSILENT se muestran en la siguiente figura:

Figura 5-2: Eventos asociados a una falla severidad 9 en la barra A de la S/E Guacolda

A continuación se muestra la respuesta de la evolución dinámica de las variables del sistema

frente a la ocurrencia de estos eventos para el escenario E05 y E02.

Respuesta libre

Se muestra primeramente la respuesta libre del sistema frente a esta falla para el escenario

E05, el cual maximiza las transferencias de potencia NorteSur. En las siguientes figuras se

presenta:

La evolución dinámica de los ángulos rotóricos de las unidades de la CT Guacolda (gráfico

superior izquierdo).

La evolución dinámica de la potencia activa transmitida por la línea P. de Azúcar – Las

Palmas 220kV (gráfico superior derecho).

La generación total de potencia activa de la zona norte (gráfico inferior izquierdo).

El consumo total de potencia activa de la zona norte (gráfico inferior derecho).



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Figura 5-3: Evolución temporal de variables significativas del sistema (Ángulos rotóricos, Potencia por líneas de Guacolda,

Generación y Consumo de zona norte)- E05

Se aprecia en las simulaciones que la pérdida de 300MW de potencia producto de una falla

severidad 9 no desencadena problemáticas ni infracciones de estabilidad para este escenario. La

excursión de los ángulos rotóricos de las unidades restantes de la CT Guacolda está confinado entre

los -120°-120° y las oscilaciones de la potencia activa de las líneas presentes entre la S/E Las

Palmas y Pan de Azúcar presentan un amortiguamiento de ~7,4%.

Asimismo, la tensión en las barras de la zona norte del SIC permanece dentro de los rangos

establecidos por la NTSyCS para estado de emergencia una vez superada la falla. Se destaca

adicionalmente que la evolución temporal es satisfactoria, tal como puede observarse en la

siguiente figura:

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

800,

640,

480,

320,

160,

0,00

Cardones -> Norte: General Load, Activ e Power in MW

Pan de Azúcar - Cardones: General Load, Activ e Power in MW

Nogales - Pan de Azúcar: General Load, Activ e Power in MW

p: p

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

800,

640,

480,

320,

160,

0,00

[MW]

Cardones -> Norte: Generation, Activ e Power

Pan de Azúcar - Cardones: Generation, Activ e Power

Nogales - Pan de Azúcar: Generation, Activ e Power

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

140,

84,0

28,0

-28,0

-84,0

-140,

[deg]

Guacolda U1: Ángulo rotórico





Taltal U1: Ángulo rotórico


120°

-120°

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

150,

77,2

4,45

-68,3

-141,

-214,

[MW]

Tap MR - Las Palmas L1: Activ e Power/Terminal j


Pan de Azucar - Tap Talinay L1: Activ e Power/Terminal j


DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Figura 5-4: Evolución temporal de la tensión en las barras del norte – E05

Es importante destacar que esta respuesta satisfactoria es esperable para este tipo de

escenarios. Así, se prevé que los escenarios más críticos en términos de estabilidad correspondan

a aquellos con alta transferencia de potencia desde la S/E Nogales hacia el Norte.

Efectivamente, la pérdida de unidades de generación en la zona norte se traduce en un mayor

requerimiento energético desde la zona sur, por lo que en situaciones post-falla, estas

transferencias aumentan. Este aumento de potencia conlleva a una diferencia angular significativa

en las tensiones de la barras Pan de Azúcar 220kV y Nogales 220kV, lo cual puede desencadenar

depresiones de tensión transitoria en las barras localizadas entre estas subestaciones, pudiendo

incluso registrar valores inferiores a 0,7 p.u.

A modo de ilustrar lo anterior, se presenta a continuación la evolución dinámica de las

variables del sistema frente a una falla severidad 9 en el escenario E02, el cual maximiza las

transferencias NogalesPan de Azúcar.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60

CGua\Barra A: Tensión [p.u.] (base: 230 kV)

CGua\Barra B: Tensión [p.u.] (base: 230 kV)

Maite\J1: Tensión [p.u.] (base: 226 kV)

0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60

LVilos\J1: Tensión [p.u.] (base: 226 kV)

S/E Nogales\J1: Tensión [p.u.] (base: 226 kV)

0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60

Pap\J1: Tensión [p.u.] (base: 228 kV)

DdA\J: Tensión [p.u.] (base: 224 kV)

S/E Cardones\J1: Tensión [p.u.] (base: 224 kV)

0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60

S/E Punta Colorada\J1: Tensión [p.u.] (base: 226 kV)

PAzu\J1: Tensión [p.u.] (base: 226 kV)

S/E Las Palmas\J1: Tensión [p.u.] (base: 226 kV)

0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Figura 5-5: Evolución temporal de variables significativas del sistema (Ángulos rotóricos, Potencia por líneas de Guacolda, Generación y Consumo de zona norte)- E02

En el desempeño dinámico de estas fallas se logra visualizar de forma explícita las

problemáticas de estabilidad frente a la desconexión de un gran bloque de generación de unidades

de la CT Guacolda, para este escenario.

Adicionalmente, la siguiente figura muestra el desempeño dinámico de las tensiones frente a

esta falla:

5,004,003,002,001,000,00 [s]

800,0

600,0

400,0

200,0

0,0

-200,0

[MW]

Cardones -> Norte: General Load, Activ e Power

Pan de Azúcar - Cardones: General Load, Activ e Power

Nogales - Pan de Azúcar: General Load, Activ e Power

5,004,003,002,001,000,00 [s]

800,0

600,0

400,0

200,0

0,0

-200,0

[MW]




5,004,003,002,001,000,00 [s]

140,

84,0

28,0

-28,0

-84,0

-140,

[deg]








120°

-120°

5,004,003,002,001,000,00 [s]

241,

206,

172,

137,

103,

68,1

[MW]





DIg

SIL

EN

T



Ir al índice




Con el fin de definir las condiciones que debe presentar un escenario para que esta falla

desencadene respuestas dinámicas inestables, se describen las características principales de este

escenario:

Todos los parques eólicos cuyo punto de conexión se encuentra entre las SS/EE Pan de

Azúcar y Las Palmas se encuentran fuera de servicio. Por ende, no hay márgenes de control

de potencia reactiva entre estas subestaciones.

El nivel de generación al norte de la S/E Pan de Azúcar es mínimo. Esto permite que el

escenario sea crítico en términos de transferencias NogalesNorte.

Por estas razones, se analizan a continuación variantes del escenario E02 de menor criticidad

para verificar si la problemática persiste.

5,004,003,002,001,000,00 [s]

1,20

1,02

0,84

0,66

0,48

0,30




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

5,004,003,002,001,000,00 [s]

1,20

1,02

0,84

0,66

0,48

0,30



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

5,004,003,002,001,000,00 [s]

1,20

1,02

0,84

0,66

0,48

0,30




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

5,004,003,002,001,000,00 [s]

1,20

1,02

0,84

0,66

0,48

0,30




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.0.8 p.u.

V<0.7 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Variante 1: Parques eólicos en servicio

El objetivo de esta variante del escenario es determinar si los parques eólicos localizados

entre la S/E Pan de Azúcar y la S/E Nogales ayudan a la respuesta dinámica del sistema. La variante

consiste en poner en servicio los parques eólicos de esta zona al 20% de su capacidad nominal,

sumando un total de 104MW generados en la zona (14,5% de la capacidad total de parques eólicos

instalados al norte de la S/E Nogales, es decir, 5,6% del ERNC presente al norte de esta

subestación).

Así, la siguiente figura muestra el desempeño dinámico de esta variante, frente a esta falla:


Se puede observar que en escenarios en donde los parques eólicos localizados entre las SS/EE

Pan de Azúcar y Nogales están en servicio no se registran problemáticas de estabilidad por apertura

angular entre estas subestaciones. En efecto, los parques eólicos brindan un mayor margen de

potencia reactiva en los nodos localizados entre estas subestaciones, evitando las depresiones de

tensión, además de disminuir la potencia transferida desde la S/E Nogales.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

938,

746,

554,

362,

170,

-22,3




p: p

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

690,

536,

382,

228,

74,0

-80,0

[MW]




20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

140,

84,0

28,0

-28,0

-84,0

-140,

[deg]








120°

-120°

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

332,

271,

210,

150,

89,3

28,7

[MW]





DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Adicionalmente, se observa en la siguiente figura la evolución de las tensiones de las barras

presentes en la zona norte del SIC. Se destaca que no hay grandes excursiones de las tensiones

durante la respuesta dinámica del sistema y que el valor de establecimiento está dentro de los

márgenes estipulados por la NTSyCS.


Variante 2: Reducción de transferencia SUR -> NORTE en Pan de Azúcar

Se determinó anteriormente que el escenario que maximiza las transferencias nortesur no

presenta las problemáticas de estabilidad de ángulo que los escenarios con transferencias

surnorte. Así, esta variante del escenario E02 busca determinar la inyección máxima de potencia

que debe suministrarse a la barra Pan de Azúcar 220kV provenientes del sistema de transmisión

de 220kV del sur.

Este escenario considera el despacho de una de las unidades de la CT Taltal a modo de

disminuir la potencia inyectada a la barra Pan de Azúcar 220kV actual del escenario (172,5MW

desde el sistema de transmisión de 220kV al sur de dicha barra). Así, se considera la unidad U1 de

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



esta central en servicio y despachando 100MW, siendo así la potencia inyectada a la barra Pan de

Azúcar de 72MW.

En las siguientes figuras se muestra el desempeño dinámico de esta variante, frente a esta

falla:


Se observa que, si bien las excursiones angulares de las máquinas sincrónicas son

significativas, la respuesta dinámica del escenario es estable.


presentes en la zona norte del SIC, las cuales son satisfactorias. Nótese que esta respuesta

representa un escenario crítico en estabilidad debido a la cercanía de la tensión de las barras Las

Palmas 220kV de 0,7 p.u. 800ms después de transcurrida la falla.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

796,

633,

471,

308,

145,

-17,1




p: p

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

630,

498,

366,

234,

102,

-30,0

[MW]




20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

140,

84,0

28,0

-28,0

-84,0

-140,

[deg]








120°

-120°

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

236,

194,

152,

110,

68,5

26,7

[MW]





DIg

SIL

EN

T



Ir al índice




El análisis de estas variantes permite realizar una proposición de esquema de mitigación para

hacer frente a estas problemáticas. A continuación se detalla la solución que debe emplear dicho

esquema.

Solución inicial propuesta: Esquema de control

Frente al estudio de este escenario y sus variantes, hasta este punto es posible aseverar lo

siguiente:

La respuesta dinámica de una falla severidad 9 en la S/E Guacolda es estable en escenarios

con altas transferencias de potencia desde el Norte hacia la S/E Nogales.

La respuesta dinámica de una falla severidad 9 en la S/E Guacolda es inestable en escenarios

con altas transferencias SurPan de Azúcar. Esta inestabilidad se debe a la gran diferencia

angular en las tensiones de las barras Pan de Azúcar 220kV y Nogales 220kV, producto del

aumento transitorio de la potencia eléctrica en el vínculo Nogales – Pan de Azúcar 220kV,

ocasionado por la pérdida de un bloque de generación significativo en la S/E Guacolda.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Con respecto a lo último, se puede además aseverar que:

Las problemáticas de estabilidad no se presentan en este tipo de escenarios cuando los

parques eólicos presentes entre la S/E Pan de Azúcar y la S/E Nogales se encuentran en

servicio.

Existe una transferencia límite SurPan de Azúcar para la cual se dejan de registrar

problemáticas de estabilidad.

Naturalmente, la posible medida de control para evitar las problemáticas de inestabilidad no

puede actuar sobre la operación de despacho de los parques eólicos, por lo que la solución de

control consiste en la disminución de las transferencias desde el SurPan de Azúcar una vez que

se detecte la falla severidad 9 y la pérdida de una bloque de generación de la CT Guacolda.

Conceptualmente, hasta este punto del análisis, el esquema de control conceptual correspondería

a lo siguiente:

Para evaluar esta posible medida de mitigación, se muestra a continuación la simulación

dinámica del escenario E02 incluyendo los siguientes eventos de desconexión de carga:

Desconexión de carga de 43MW conectados en la S/E Maitencillo 100ms después de

despejada la falla.

Desconexión de carga de 47MW conectados en la S/E Cardones 150ms después de

despejada la falla.

Se destaca que los tiempos de desconexión utilizados para esta simulación corresponden a

tiempos estimados de apertura de los interruptores asociados al grupo de consumos desconectados

según la arquitectura de comunicación que existe en la actualidad. Así, el diseño de detalle de este

tipo de esquema requiere la determinación posterior de los tiempos máximos admisibles de

desconexión de carga para evitar la inestabilidad.

En las siguientes figuras se muestra el desempeño dinámico del escenario E02 frente a esta

falla, incluyendo los cortes de carga antes mencionados:



Ir al índice




Se logra evidenciar que esta medida de control permite que la respuesta dinámica del sistema

post-falla sea estable.





20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

796,

633,

471,

308,

145,

-17,1




p: p

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

630,

498,

366,

234,

102,

-30,0

[MW]




20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

140,

84,0

28,0

-28,0

-84,0

-140,

[deg]








120°

-120°

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

236,

194,

152,

110,

68,5

26,7

[MW]





DIg

SIL

EN

T



Ir al índice




Análisis con distintos despachos pre-falla

Si bien esta medida de mitigación dice relación solo a este escenario en donde todas las cuatro

unidades de la CT Guacolda operan a pleno despacho, es importante determinar el conjunto de

posibles niveles de despacho de cada una de esta unidad para la cual una falla severidad 9 es

inestable.

Así, en conocimiento del efecto de estas fallas, se muestra a continuación una tabla que

resume los resultados de las simulaciones de todas las combinaciones de despacho de las unidades

de la CT Guacolda, indicando en cada caso la siguiente información:

La característica de despacho del escenario (por ejemplo, 4x75: 4 unidades despachadas a

75MW).

Potencia total inyectada a la Barra A por parte de las unidades U1 y U3 de Guacolda

Potencia total inyectada a la Barra B por parte de las unidades U2 y U4 de Guacolda

La barra en donde se tiene la falla severidad 9

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Las unidades de Guacolda que se desconectan frente a la falla (marcadas en rojo)

La potencia total desconectada producto de la falla

La potencia total que se inyecta a la barra sana después de la contingencia

El resultado del desempeño dinámico del escenario (estable o inestable)

Se destacan las siguientes características de los escenarios analizados:

Al considerar el despacho de cuatro unidades de la CT Guacolda en servicio, se asume que

dos de ellas están conectados a la barra A y las otras dos a la barra B.

Los escenarios maximizan las transferencias SurNorte, es decir, las transferencias desde

la S/E Nogales hacia la S/E Pan de Azúcar. Esto se logra minimizando el despacho de

unidades ubicadas al norte de la S/E Pan de Azúcar, despachando lo necesario para cumplir

con exigencias de seguridad del sistema.

Se considera la situación más crítica, considerando que los parques eólicos presentes en la

zona comprendida entre las SS/EE Pan de Azúcar y Nogales se encuentran fuera de servicio.

Despacho de unidades P total BarraA

P total Barra B

Falla

Pérdida de Guacoldas

P post-falla Respuesta dinámica Un. Pérdidas P Desc.

Barra B Barra A

4x75 150 150 Barra A U1 U3 U2 U4 150 150 estable

Barra B U1 U3 U2 U4 150 150 estable

3x75-1x150 150 225 Barra A U1 U3 U2 U4 150 225 estable

Barra B U1 U3 U2 U4 225 150 inestable

2x75-2x150 225 225 Barra A U1 U3 U2 U4 225 225 inestable






4x150 300 300 Barra A U1 U3 U2 U4 300 300 inestable


Tabla 5-1: Respuesta dinámica de escenarios con cuatro unidades de la CT Guacolda E/S

De acuerdo a los resultados mostrados, se puede destacar lo siguiente:

Los escenarios en donde las unidades de la CT Guacolda están despachadas a su mínimo

técnico no presentan problemáticas de estabilidad frente a una falla severidad 9 en

cualquiera de sus barras. Por ende, esta condición no requiere la actuación de un sistema

de control

En la tabla se puede apreciar un escenario (destacado en ROJO) que presenta una

respuesta dinámica inestable frente a una falla severidad 9, aun cuando la generación



Ir al índice



desconectada de la CT Guacolda es de 150MW. Los escenarios en donde todas las unidades

están despachadas a mínimo técnico presentan respuestas estables frente a la misma

desconexión de carga.

Esto implica que existe una variable adicional que influye en la estabilidad del sistema frente

a estas contingencias:

Mejoras al esquema de control

En vista de los resultados con todas las condiciones de operación de Guacolda, el esquema

de control debe ser complementado calculando la potencia post-falla de la central:



Ir al índice




Los escenarios E01 y E03 son aquellos en donde se tiene cinco unidades de la CT Guacolda

en servicio. Se destaca que estos dos escenarios contemplan el despacho de todas las unidades de

la CT Guacolda a pleno despacho (150MW).

El escenario E01 corresponde a un escenario que maximiza las transferencias de potencia

desde la S/E Nogales hacia la S/E Pan de Azúcar, mientras que el escenario E05 corresponde a un

escenario que maximiza las transferencias desde la S/E Diego de Almagro hacia la S/E Nogales.

Se considera como criterio de seguridad que tres unidades acometen a una barra y dos a la

otra, de forma que en el mejor de los casos una falla severidad 9 produzca la desconexión de dos

unidades, y en el peor de los casos, de tres unidades.


Para la configuración de unidades considerada, una falla severidad 9 en barra A de la Central

Guacolda desencadena la desconexión de los siguientes elementos:

o Unidades U2 y U4 de la CT Guacolda.

o Circuitos #2 y #4 de la línea Guacolda – Maitencillo 220kV.

o Un grupo de servicios auxiliares.

Figura 5-13: Elementos desconectados frente a una falla severidad 9 en la barra A

Elementos desconectados tras una

falla severidad 9 en barra A

Falla Monofásica a tierra

Sin impedancia de falla






Ir al índice






frente a la ocurrencia de estos eventos para el escenario E01.

Respuesta libre

Se muestra la respuesta libre del sistema frente a esta falla para el escenario E01, el cual

maximiza las transferencias de potencia NorteSur:


20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

795,

632,

470,

307,

145,

-17,4




p: p

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

796,

622,

448,

274,

100,

-73,3

[MW]




20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

140,

84,0

28,0

-28,0

-84,0

-140,

[deg]








120°

-120°

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

238,

192,

147,

101,

55,8

10,3

[MW]




Pan de Azucar - Tap Talinay L2: Activ e Power/Terminal jD

IgS

ILE

NT



Ir al índice



Se aprecia en las simulaciones que la pérdida de 300MW de potencia producto de una falla

severidad 9 no desencadena problemáticas ni infracciones de estabilidad para este escenario. La



Palmas y Pan de Azúcar presentan un amortiguamiento del ~8,4%.



adicionalmente que, si bien la evolución temporal es crítica, esta es igualmente satisfactoria, tal

como puede observarse en la siguiente figura:


Es importante destacar que en escenarios en donde hay cuatro unidades de la CT Guacolda

en servicio, la falla que desencadena la desconexión de dos unidades de la CT Guacolda,

representando una pérdida de 300MW registra problemáticas de estabilidad, mientras que este

escenario no los presenta.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.D

IgS

ILE

NT



Ir al índice



Esto indica que existe un factor adicional que hay que considerar en el esquema de control

que se ha estado completando a lo largo de este análisis.

Así, al momento de definir si es necesaria la desconexión de consumos para evitar la

inestabilidad del sistema frente a una falla severidad 9 en la S/E Guacolda, es necesario conocer el

número de unidades que están en servicio.


De acuerdo a lo especificado anteriormente, el esquema de control sería complementado,

considerando las siguientes acciones:


De forma similar al análisis de estabilidad del sistema para escenarios en donde cuatro

unidades de la CT Guacolda están en servicio, se realiza el análisis de todas las combinaciones del

nivel de despacho para cinco unidades de la CT Guacolda en servicio.


o Al considerar el despacho de cinco unidades de la CT Guacolda en servicio, se asume

que dos de ellas están conectados a la barra A y las otras tres a la barra B.

o Los escenarios maximizan las transferencias SurNorte, es decir, las transferencias

desde la S/E Nogales hacia la S/E Pan de Azúcar. Esto se logra minimizando el

despacho de unidades ubicadas al norte de la S/E Pan de Azúcar, despachando lo

necesario para cumplir con exigencias de seguridad del sistema.



Ir al índice



o Se considera la situación más crítica, considerando que los parques eólicos presentes

en la zona comprendida entre las SS/EE Pan de Azúcar y Nogales se encuentran fuera

de servicio.

Despacho de unidades

P total BarraA

P total Barra B

P pérdida P post-falla Respuesta dinámica

5x75 150 225 150 225 estable

4x75_1x150 150 300 150 300 estable

4x75_1x150 225 225 225 225 inestable

3x75_2x150 150 375 150 375 estable

3x75_2x150 300 225 300 225 inestable

3x75_2x150 225 300 225 300 inestable

2x75_3x150 300 300 300 300 inestable

2x75_3x150 150 450 150 450 estable

2x75_3x150 225 375 225 375 inestable

4x150_1x75 300 375 300 375 inestable

4x150_1x75 225 450 225 450 estable

5x150 300 450 300 450 estable

Tabla 5-2: Respuesta dinámica de escenarios con cinco unidades de la CT Guacolda E/S

De acuerdo a los resultados mostrados, se puede destacar que los escenarios en donde la

cantidad de potencia pérdida por dos unidades de Guacolda es menor a 2/3 de la potencia de la CT

Guacolda restante no presentan problemáticas de estabilidad.

Esto indica que el esquema de control definido hasta ahora toma en consideración las

variables correctas (número de unidades de Guacolda en servicio, Potencia pérdida por la

desconexión de unidades y Potencia restante post-falla por parte de la CT Guacolda).



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Para la configuración de unidades considerada, una falla severidad 9 en barra B de la Central

Guacolda desencadena la desconexión de los siguientes elementos:

o Unidades U1, U3 y U5 de la CT Guacolda.



Figura 5-17: Elementos desconectados frente a una falla severidad 9 en la barra B

Así, los eventos de la simulación dinámica de esta falla contemplan la falla monofásica a tierra

en la barra B y su despeje 120ms tras la ocurrencia de la falla mediante la apertura de todos los

interruptores de los elementos que acometen a ella.




frente a la ocurrencia de estos eventos para el escenario E01.

Elementos desconectados tras una falla severidad 9 en barra B







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Respuesta libre

Se muestra la respuesta libre de las tensiones del sistema frente a esta falla para el escenario

E01, el cual maximiza las transferencias de potencia NorteSur.


Se logra determinar de inmediato la existencia de problemáticas de estabilidad producto de

la desconexión de 450MW de potencia de la CT Guacolda.

Siendo este uno de los escenarios más críticos, se procede a aplicar la desconexión de

consumos hasta encontrar una respuesta estable frente a esta falla. Por lo tanto, a la simulación

anterior se adicionan los siguientes eventos:

o Desconexión de carga de 127MW conectados en la S/E Maitencillo 100ms después

de despejada la falla.

o Desconexión de carga de 31MW conectados en la S/E Cardones 150ms después de

despejada la falla.

2,972,371,781,190,59-0,00 [s]

1,20

0,96

0,72

0,48

0,24

0,00




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

2,972,371,781,190,59-0,00 [s]

1,20

0,96

0,72

0,48

0,24

0,00



0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

2,972,371,781,190,59-0,00 [s]

1,20

0,96

0,72

0,48

0,24

0,00




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

2,972,371,781,190,59-0,00 [s]

1,20

0,96

0,72

0,48

0,24

0,00




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice




Se logra evidenciar que esta medida de control permite que la respuesta dinámica del sistema

post-falla sea estable.





20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

525,

419,

313,

207,

101,

-4,54

[MW]




20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

796,

621,

447,

273,

98,6

-75,6

[MW]




20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

140,

84,0

28,0

-28,0

-84,0

-140,

[deg]








120°

-120°

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

234,

189,

144,

99,8

55,1

10,5

[MW]





DIg

SIL

EN

T



Ir al índice




Si bien se logra prevenir la inestabilidad aplicando el corte de carga, este tipo de respuestas

dinámicas en donde la tensión no se recupera por sobre los 0.7pu después de despejada la falla

requieren soluciones de control robustas que permitan llevar las variables del sistema a valores

seguros en tiempos muy rápidos.

Para esto, es importante que la medida de mitigación para este tipo de situaciones sea

independiente de factores que pudieran afectar el desempeño del esquema, como por ejemplo, el

consumo de las cargas que participan dentro del esquema.

A modo de visualizar una posible solución rápida y única para este caso de operación, se

analiza esta falla incluyendo como evento de mitigación la apertura de los interruptores que

conectan la S/E Maitencillo con la S/E Cardones, 50 ms después del despeje de la falla. Así, se

abren los interruptores de los circuitos de la línea Maitencillo – Cardones 220kV (J1, J2 y J8), y de

la línea Maitencillo – Tap Punta Toro 110kV (H5). Estas acciones producen la pérdida de todo el

sistema que se encuentra ubicado al norte de la S/E Maitencillo, lo cual representa cerca de un 7%

de la demanda del SIC (~398MW).

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



La respuesta dinámica de este escenario considerando estas medidas de mitigación puede ser

observada a continuación:

Figura 5-22: Evolución temporal de la tensión en las barras del norte – E01 – desconexión al norte de S/E Maitencillo

Se puede observar que la respuesta dinámica frente a esta medida de acción posee

indicadores que permiten visualizar una respuesta mucho más robusta en términos de estabilidad.

Específicamente, ya no se observan caídas de tensión después de despejada la falla.


De forma similar al análisis de estabilidad del sistema para escenarios en donde cuatro

unidades de la CT Guacolda están en servicio, se realiza el análisis de todas las combinaciones del

nivel de despacho para cinco unidades de la CT Guacolda en servicio.


Al considerar el despacho de cinco unidades de la CT Guacolda en servicio, se asume que

dos de ellas están conectados a la barra A y las otras tres a la barra B.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

0.8 p.u.

V<0.7 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Los escenarios maximizan las transferencias SurNorte, es decir, las transferencias desde

la S/E Nogales hacia la S/E Pan de Azúcar. Esto se logra minimizando el despacho de

unidades ubicadas al norte de la S/E Pan de Azúcar, despachando lo necesario para cumplir

con exigencias de seguridad del sistema.

Se considera la situación más crítica, considerando que los parques eólicos presentes en la

zona comprendida entre las SS/EE Pan de Azúcar y Nogales se encuentran fuera de servicio.

Despacho de unidades

P total BarraA

P total Barra B

P pérdida P post-falla Respuesta dinámica

5x75 150 225 225 150 inestable

4x75_1x150 150 300 300 150 inestable

4x75_1x150 225 225 225 225 inestable

3x75_2x150 150 375 375 150 inestable

3x75_2x150 300 225 225 300 inestable

3x75_2x150 225 300 300 225 inestable

2x75_3x150 300 300 300 300 inestable

2x75_3x150 150 450 450 150 inestable

2x75_3x150 225 375 375 225 inestable

4x150_1x75 300 375 375 300 inestable

4x150_1x75 225 450 450 225 inestable

5x150 300 450 450 300 inestable

Tabla 5-3: Respuesta dinámica de escenarios con cinco unidades de la CT Guacolda E/S

De acuerdo a los resultados mostrados según el análisis desarrollado, se puede destacar que

en todos los escenarios se ven respuestas dinámicas inestables.

Los escenarios en donde la tensión no se recupera por encima de los 0.7pu después de

despejada la falla están destacados en rojo oscuro. Por otro lado, se destacan en rojo claro

aquellos escenarios en donde se requiere una desconexión muy rápida de carga (<150ms después

de despejada la falla) para evitar el descenso de la tensión por debajo de los 0.7pu una vez

despejada la falla.

En vista del riesgo que pueden significar estas respuestas para el resto del sistema, se

recomienda la desconexión de la zona al norte de la S/E Maitencillo para estas condiciones

operativas, lo que implica una desconexión de cerca de 400MW de carga, valor muy cercano al

desbalance de generación producto de la falla.

Las condiciones operativas no destacadas tienen un restablecimiento satisfactorio de las

variables eléctricas después de despejada la falla, pero requieren corte de carga para evitar un

descenso de la tensión por bajo los 0.7pu durante los primeros segundos después del despeje.


De acuerdo a las simulaciones vistas para los casos críticos, es necesario agregar una acción

adicional que incluya la desconexión de la zona norte del sistema desde la S/E Maitencillo para

determinada operación de la CT Guacolda y determinada falla:



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Esta desconexión se realiza mediante la apertura de los interruptores J1, J2, J8 y H5 en la

S/E Maitencillo:

Figura 5-23: Interruptores cuya apertura permiten aislar al sistema de la zona norte desde la S/E Maitencillo

G5G4 G3G2G1

Barra A

Barra B Maitencillo

Cardones

Carrera

Pinto

Cardones

Guacolda

Maitencillo

Valleland

Pelicano

SDG

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

SVS

G~

SVS

DIg

SIL

EN

T

Apertura

interruptores

Apertura

interruptor



Ir al índice




Estos escenarios corresponden al escenario E03, E06 y E07. Se destaca que estos tres

escenarios contemplan el despacho de las unidades U1, U2 y U3 de la CT Guacolda a pleno despacho

(150MW).

El escenario E03 corresponde a un escenario nocturno, de demanda baja y bajo aporte por

parte de las centrales ERNC. Este escenario maximiza las transferencias de potencia desde la S/E

Nogales hacia la S/E Pan de Azúcar.

Por otro lado, los escenarios E06 y E07 corresponden a escenarios con alto aporte por partes

de las centrales ERNC, en donde se maximizan las transferencias desde la S/E Diego de Almagro

hacia la S/E Nogales.

Se destaca que se asume el criterio de seguridad de que al menos hay una unidad conectada

a cada barra de la S/E Guacolda.

5.3.1 Falla en barra: desvinculación de 1 unidad

Para los escenarios desarrollados, en donde se considera una unidad conectada a la barra A

y dos unidades conectadas a la barra B, una falla severidad 9 en la Barra A de la Central Guacolda

desencadena la desconexión de los siguientes elementos:

o Unidad U2 de la CT Guacolda.




Elementos desconectados tras una falla severidad 9 en barra A







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Respuesta libre

En las siguientes figuras se muestra el desempeño dinámico obtenido en los escenarios E03,

frente a esta falla:

Figura 5-26: Evolución temporal de variables significativas del sistema (Ángulos rotóricos, Potencia por líneas de

Guacolda, Generación y Consumo de zona norte)- E03

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

525,

419,

313,

207,

101,

-4,54

[MW]




20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

796,

621,

447,

273,

98,6

-75,6

[MW]




20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

140,

84,0

28,0

-28,0

-84,0

-140,

[deg]








120°

-120°

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

234,

189,

144,

99,8

55,1

10,5

[MW]





DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Se aprecia en las simulaciones mostradas que la pérdida de 150MW de potencia producto de

una falla severidad 9 en la barra A no desencadena problemáticas ni infracciones de estabilidad. La



Palmas y Pan de Azúcar presentan son rápidamente amortiguadas.



adicionalmente que la evolución temporal es satisfactoria, tal como puede observarse en la

siguiente figura:


Se destaca nuevamente que los escenarios más críticos en términos de estabilidad

corresponden a aquellos en donde se cuenta con una alta transferencia de potencia desde la S/E

Nogales hacia el Norte. No obstante esto, se muestra en las siguientes figuras la evolución de las

potencias por las líneas de la zona norte frente a una falla severidad 9 en un escenario con altas

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.D

IgS

ILE

NT



Ir al índice



transferencias Norte-Sur (Escenario E06), a modo de verificar si existen infracciones en este tipo

de condiciones.

Figura 5-28: Evolución temporal de variables significativas del sistema (Ángulos rotóricos, Potencia por líneas de

Guacolda, Generación y Consumo de zona norte) – E06

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

-47,6

-92,1

-137,

-181,

-226,

-270,

[MW]

Nogales - Los Vilos 220 kV C1: Activ e Power/Terminal i

Nogales - Los Vilos 220 kV C2: Activ e Power/Terminal i

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

27,4

11,1

-5,23

-21,6

-37,9

-54,2

[MW]

Maitencillo - Cardones 220kV L1: Activ e Power/Terminal j

aitencillo - Cardones 220kV L1(2): Activ e Power/Terminal j



20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

298,

246,

195,

143,

91,4

39,9

[MW]

Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: Activ e Power/Terminal i

Azúcar - Punta Colorada 220kV C2: Activ e Power/Terminal i

Colorada - Maitencillo 220kV(1): Activ e Power/Terminal j

Colorada - Maitencillo 220kV(2): Activ e Power/Terminal j

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

49,8

-16,3

-82,3

-148,

-214,

-281,

[MW]





20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

-62,4

-111,

-159,

-207,

-256,

-304,

[MW]

Los Vilos - Las Palmas L1: Activ e Power/Terminal i

Los Vilos - Las Palmas L2: Activ e Power/Terminal i

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

-13,3

-61,9

-111,

-159,

-208,

-257,

[MW]

Cardones - Carrera Pinto 220kV: Activ e Power/Terminal j

Cardones - D. Almagro C1_1: Activ e Power/Terminal i

Cardones - D. Almagro C2_1: Activ e Power/Terminal i

Cardones - San Andrés 220kV: Activ e Power/Terminal j

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Se observa que el desempeño transitorio de las variables en este escenario es menos crítico

que el del escenario E03. Efectivamente, en este tipo de escenarios, los flujos de potencia en las

líneas localizadas entre la S/E Pan de Azúcar y S/E Nogales disminuyen frente a la pérdida de un

bloque de generación en el norte. En consecuencia, no se observan aperturas angulares

significativas entre las barras del norte.


Una falla severidad 9 en la Barra B de la Central Guacolda desencadena la desconexión de los

siguientes elementos:

o Las unidades U1 y U3 de la CT Guacolda.

o Los circuitos #1 y #3 de la línea Guacolda – Maitencillo 220kV.




Figura 5-30: Eventos asociados a una falla severidad 9 en la barra B de la S/E Guacolda

Elementos desconectados tras una falla severidad 9 en barra B







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Respuesta libre

Esta falla es clave para entender los problemas de inestabilidad del sistema frente a la pérdida

de un bloque significativo de generación en la zona norte del SIC, quedando solo una unidad de la

CT Guacolda en servicio después de la falla. La respuesta libre de las variables del sistema frente

a esta contingencia es inestable, y se muestra en la siguiente figura:


Nótese que la tensión en las barras desde la S/E Las Palmas hacia el norte permanecen muy

por debajo de los 0.7 pu una vez despejada la falla, lo cual resulta en una situación que tiene un

alto riesgo que se propague en cadena al resto de las instalaciones del SIC.

A modo de dejar en evidencia las problemáticas de estabilidad, se presenta a continuación el

resultado estático de la salida de servicio de la Barra B y todos los elementos que acometen a ella.

Se destaca que el flujo de cargas de la figura anterior se muestra para efectos referenciales

y no representa una operación del sistema post-contingencia estable. Por un lado se observa que

existe una diferencia angular de ~64° entre las barras Pan de Azúcar 220kV y Nogales 220kV,

acompañado de subtensiones en las barras localizadas entre estas subestaciones, lo cual confirma

2,301,841,380,920,460,00 [s]

1,20

0,96

0,72

0,48

0,24

0,00




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

2,301,841,380,920,460,00 [s]

1,20

0,96

0,72

0,48

0,24

0,00



0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

2,301,841,380,920,460,00 [s]

1,20

0,96

0,72

0,48

0,24

0,00




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

2,301,841,380,920,460,00 [s]

1,20

0,96

0,72

0,48

0,24

0,00




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.0.8 p.u.

V<0.7 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



las sospechas de una posible inestabilidad angular en la zona. Por otro lado, las barras de la zona

norte del SIC presentan sobretensiones debido al bajo nivel de potencia que circula por las líneas

localizadas al norte de la S/E Maitencillo y a la poca presencia de elementos que permitan controlar

tensión en la zona.

Figura 5-32: Flujo de carga post-contingencia Falla severidad 9 Barra B - E03

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

1,122-122,2

0,0000,0

1,161-126,9

0,872-87,1

1,047-114,8

0,859-61,8

0,848-77,5

0,999-107,3

0,964-43,4

1,146-130,0

1,145-129,9

1,138-129,7

1,133-129,6

1,160-126,5

1,117-123,4

1,159-134,0

Load Flow Balanced

Nodes

[p.u.]

[deg]

Branches

[MW]

[Mv ar]

Shunt/Filter

[MW]

[Mv ar]

G~

G~

0,10,00,0

8,30,1

G~

0,00,00,0

0,00,00,0

G~

192,937,5111,3

G~

0,10,00,1

0,00,0

-0,1-6,01,7

-88,2-9,024,5

-0,1-6,41,8

-92,6-6,725,7

-4,0-4,13,2

-3,816,79,2

-4,0-1,04,0

3,8-26,88,2

G~

G~

-168,7125,266,0

-168,7125,266,0

25,51,720,8

140,0-6,662,7

67,6-1,594,2

45,27,148,6

46,37,450,6

51,110,163,4

51,110,163,4

47,79,559,2

3,6-0,012,0

3,7-0,012,0

5,0-0,011,4

13,8-0,011,8

8,2-0,011,4

G~

G~

-326,115,4119,2

-326,115,4119,2

8,9-0,011,5

1,9-0,011,5

-162,9135,265,0

-162,9135,265,0

19,2-0,091,2

-288,8176,4118,3

-290,4119,9114,7

-340,5-36,6119,2

-340,5-36,6119,2

171,4-119,666,0

171,4-119,666,0

-187,5-62,925,1

-187,5-62,925,1

1,47,93,7

-160,2117,165,0

1,47,93,7

-160,2117,165,0

-278,3138,4112,0

-283,6257,8122,0

-271,3254,9118,6

-30,5-150,9423,6

-30,5-150,9423,6

-30,5-150,9423,6

-30,5-150,9423,6

SVSSVS

-291,6115,3115,0

-293,991,4114,2

-293,991,4114,2

0,000,00

-106,335,529,0

96,0

-16,5

93,5

156,425,070,0

SVS

-113,039,442,0

-106,335,529,0

-4,2-3,53,0

-114,445,143,4

12,262,5139,6

-11,9-55,5139,6

-3,823,68,5

-4,016,57,2

-25,1-10,123,7

5,969,257,4

SVS

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Respuesta con esquema de control

De forma similar a cuando se tenía la desconexión de un gran bloque de potencia con cinco

unidades de la CT Guacolda en servicio, este tipo de respuestas dinámicas en donde la tensión no

se recupera por sobre los 0.7pu después de despejada la falla, requieren soluciones de control

robustas.

Así, se analiza esta falla incluyendo como evento de mitigación la apertura de los interruptores

que conectan la S/E Maitencillo con la S/E Cardones, 50 ms después del despeje de la falla. Así, se

abren los interruptores de los circuitos de la línea Maitencillo – Cardones 220kV (J1, J2 y J8), y de

la línea Maitencillo – Tap Punta Toro 110kV (H5).

Figura 5-33: Evolución temporal de la tensión en las barras del norte – E03 – desconexión de Maitencillo al norte

Como se puede apreciar, esta medida permite la recuperación de las variables del sistema

restante desde la S/E Maitencillo hacia al sur. Se recuerda que el sistema correspondiente al norte

de la S/E Maitencillo representa una carga de aproximadamente el 7% de la demanda del sistema

(~398MW), por lo que la pérdida de esta zona no está dentro de la definición de un apagón parcial.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

0.8 p.u.

V<0.7 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Con respecto a escenarios que maximizan las transferencias desde el norte hacia el sur, se

encuentran problemas de convergencia numérica en las simulaciones dinámicas. La simulación

diverge tan pronto se despeja de la falla, produciéndose un error numérico en la tensión de la zona

norte de hasta 2,5pu:


Esta problemática numérica no permite visualizar la evolución temporal del resto de la

simulación. Así, se muestra un flujo de cargas de este escenario para poder tener indicios de las

problemáticas de simulación:

1,120,900,670,450,22-0,00 [s]

3,00

2,52

2,04

1,56

1,08

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

1,120,900,670,450,22-0,00 [s]

1,40

1,24

1,08

0,92

0,76

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

1,120,900,670,450,22-0,00 [s]

3,00

2,52

2,04

1,56

1,08

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

1,120,900,670,450,22-0,00 [s]

2,00

1,72

1,44

1,16

0,88

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.0.8 p.u.

V<0.7 p.u.

DIg

SIL

EN

T

Peak de tensión debido a divergencia numérica



Ir al índice



Figura 5-35: Flujo de carga post-contingencia Falla severidad 9 Barra B - E06

Se destaca que no se observan problemáticas de apertura angular entre las barras Pan de

Azúcar 220kV y Las Palmas 220kV (lo cual es esperable en este tipo de escenarios), y tampoco se

observan problemáticas de tensión en la zona.

Para ampliar el análisis de este escenario, y determinar la causa de la no convergencia

dinámica, se realiza una simulación considerando la unidad U1 de la CT TalTal E/S despachada a

0MVA (con todos sus controles fuera de servicio). La respuesta de la simulación dinámica del

escenario E06 en estas condiciones se presenta a continuación:

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

1,0654,1

0,0000,0

1,06313,9

1,0511,8

1,0680,7

1,030-1,5

1,0450,8

1,061-1,1

1,003-3,8

1,05710,3

1,0588,8

1,0566,8

1,0535,1

1,06413,7

1,0673,0

1,06411,6

Load Flow Balanced

Nodes

[p.u.]

[deg]

Branches

[MW]

[Mv ar]

Shunt/Filter

[MW]

[Mv ar]

G~

G~

0,10,00,0

8,30,1

G~

0,00,00,0

0,00,00,0

G~

150,0-14,385,4

G~

0,10,00,1

0,00,0

0,00,00,0

-68,912,420,6

0,00,00,0

-71,815,121,6

44,1-19,115,7

113,3-22,437,6

78,8-25,126,9

-77,08,726,0

G~

G~

49,1-10,615,5

49,1-10,615,5

24,30,016,5

98,21,741,4

47,61,762,6

39,1-2,242,9

40,0-2,144,6

45,42,759,5

45,42,759,5

42,42,655,6

13,5-1,545,3

13,8-1,745,3

18,9-6,345,1

51,7-15,045,9

30,6-10,245,1

21,6-7,245,520,7

-0,043,2

26,7-0,040,5

G~

G~

59,014,019,0

59,014,019,0

33,3-11,145,5

7,2-2,445,5

49,5-20,916,7

49,5-20,916,7

20,3-0,043,2

-21,915,69,0

10,910,44,7

58,619,519,8

58,619,519,8

-48,95,815,5

-48,95,815,5

-43,8-3,35,4

-43,8-3,35,4

109,723,635,3

48,9-7,415,3

109,723,635,3

48,9-7,415,3

45,70,213,7

-72,823,823,8

-38,112,413,3

0,124,563,4

0,125,365,5

SVSSVS

32,52,59,9

72,85,722,3

72,85,722,3

0,00-84,38

26,5-0,042,0

1,6-0,049,9

30,8-28,811,0

35,3

-15,0

45,6

54,6

-28,4

56,7

36,2-0,049,9

51,0-0,347,3

6,7-0,049,9

3,0-0,049,9

8,4-0,049,918,4

-0,049,9

-42,530,425,1

SVS

15,0-22,69,9

30,8-28,811,0

46,6-19,315,8

50,2-29,921,2

0,0-21,057,2

36,5

-18,8

55,3

37,0-13,255,7

37,0-13,255,7

28,9-0,049,9

35,7-0,049,9

1,5-0,353,9

18,9-0,049,5

126,2-19,840,0

100,9-21,032,2

26,3-8,052,1

30,32,845,1

8,2-0,049,9

8,2-0,049,9

0,010,39,7

0,0-10,39,9

SVS

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice




Frente a estas respuestas, se puede afirmar que las problemáticas de simulación para esta

falla en este tipo de escenarios no corresponden a inestabilidad por apertura angular entre las

SS/EE Pan de Azúcar y Las Palmas, pero sí indican la existencia de una problemática al quedar solo

una máquina sincrónica en servicio en la zona norte de la S/E Maitencillo.

Por esto, se recomienda que frente a situaciones en donde haya solo una unidad de la CT

Guacolda en condiciones post-falla se fuerce la desconexión de la zona norte del sistema (al norte

de la S/E Maitencillo) por medio de la apertura de los interruptores de los circuitos de la línea

Maitencillo – Cardones 220kV (J1, J2 y J8), y de la línea Maitencillo – Tap Punta Toro 110kV (H5).

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice




Para ampliar el análisis a condiciones de operación que presenten convergencia en la

simulación, se analizan los mismos escenarios considerando el despacho de la unidad U3 a mínimo

técnico. Esto permite analizar un caso menos crítico, en donde la desconexión de dos unidades de

la CT Guacolda representa un bloque de generación de 225MW.

A continuación se muestra la evolución temporal de las tensiones del escenario E3 para estas

condiciones de despacho de la CT Guacolda:

Figura 5-37: Evolución temporal de la tensión en las barras del norte – E03 – U3:75MW

La respuesta observada en la evolución temporal de la tensión permite identificar la

problemática de estabilidad angular, ya que la depresión de la tensión en las barras que se

encuentran entre las SS/EE Pan de Azúcar y Nogales registrada una vez despejada la falla indica

que la apertura angular inicial es significativa. En este caso en particular la respuesta es

satisfactoria debido a en ningún momento después de despejada la falla se registran tensiones

inferiores a 0,7 p.u. Así, en la siguiente tabla se resumen las características de despacho de las

unidades de la CT Guacolda para los cuales se tienen respuestas estables y respuestas inestables:

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.8 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Escenario Barra Fallada P pérdida P Guacolda post-

falla Respuesta dinámica

3U_3x150 Barra A 300 150 inestable

Barra B 150 300 estable

2x150_1x75 Barra A 225 150 inestable


1x150_2x75 Barra A 150 150 inestable


3U_3x75 Barra A 150 75 inestable


Tabla 5-4: Respuesta dinámica de escenarios con tres unidades de la CT Guacolda E/S

Se destaca de la tabla anterior que en todos los casos en donde se pierden dos unidades de

la CT Guacolda, quedando sólo una en servicio, las tensiones post-falla de las barras ubicadas al

norte de la S/E Las Palmas permanecen por debajo de los 0.7pu, por lo que se recomienda la

desconexión de la zona al norte de la S/E Maitencillo mediante la apertura de los interruptores de

los circuitos de la línea Maitencillo – Cardones 220kV (J1, J2 y J8), y de la línea Maitencillo – Tap

Punta Toro 110kV (H5).

5.4 Análisis de sensibilidad: CT Taltal y SVC+ de la S/E Diego de Almagro

A este punto del estudio se ha considerado que la Central Térmica Taltal se encuentra fuera

de servicio en los escenarios en donde las unidades operativas de la CT Guacolda no se encuentren

despachadas todas a plena potencia, y cuando hay disponibilidad de otros parques de generación

en el norte que permiten al sistema estar en un punto de operación que cumple con el criterio N-1

en las líneas desde la S/E Nogales hasta la S/E Pan de Azúcar.

Por otro lado, las simulaciones desarrolladas toman en consideración que todos los equipos

de compensación presentes desde la S/E Pan de Azúcar al norte están en servicio y controlando

tensión en sus puntos de conexión.

Sin embargo, existen estados de operación en donde el SVC+ de Diego de Almagro no

controla tensión y la CT Taltal tiene, al menos, una de sus unidades en servicio.

Por esto, se presenta a continuación un análisis que permite evidenciar el efecto del estado

operativo de estos elementos sobre las respuestas dinámicas obtenidas a lo largo de este estudio.

5.4.1 Análisis de sensibilidad 1: Influencia de la CT Taltal en el desempeño dinámico del

sistema

Se presenta a continuación una comparación de la respuesta dinámica en aquellos escenarios

en donde la CT Guacolda esta despachada a plena potencia, cuando se considera una de las

unidades de la CT Taltal en servicio.

Al considerar 3 unidades de la CT Guacolda en servicio y despachadas a plena potencia en

escenarios de noche (en donde la capacidad térmica de las líneas es aquella considerada a 10°C,



Ir al índice



sin sol), es necesario contar con un mínimo de 76MW de generación adicional al norte de la S/E

Pan de Azúcar para que el sistema se encuentre en un punto de operación que opere bajo el criterio

N-1.

Así, se muestra a continuación la simulación de una falla que desencadena la salida de dos

unidades de la CT Guacolda en un escenario de demanda baja nocturno (sin aporte de parques

fotovoltaicos), en donde solo hay 3 unidades de la CT Guacolda operativas y despachadas a plena

potencia. Este escenario considera que estos 76MW adicionales provienen del Parque Eólico Taltal.

Figura 5-38:Respuesta dinámica - 3 unidades de la CT Guacolda - PE Taltal:76MW

Se puede observar que para este tipo de escenarios, una vez despejada la falla la tensión no

se recupera por sobre los 0.7pu, situación que requiere la apertura de los interruptores que

conectan a la S/E Maitencillo con el resto de las instalaciones al norte.

Por otro lado, si los 76MW adicionales necesarios provienen de una de las unidades de la CT

Taltal, la respuesta dinámica es aquella que se muestra a continuación:

1,341,080,810,540,270,00 [s]

1,09

0,86

0,63

0,41

0,18

-0,05




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

1,341,080,810,540,270,00 [s]

0,99

0,94

0,89

0,83

0,78

0,73



0.95 p.u.

0.90 p.u.

1,341,080,810,540,270,00 [s]

1,09

0,89

0,68

0,48

0,28

0,07




0.95 p.u.

1.05 p.u.1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

1,341,080,810,540,270,00 [s]

1,07

0,89

0,71

0,53

0,35

0,17




0.95 p.u.

1.05 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Figura 5-39:Respuesta dinámica - 3 unidades de la CT Guacolda - CT Taltal:76MW

Si bien la respuesta dinámica es inestable para este nivel de transferencias, es posible mitigar

esta problemática con la desconexión de al menos 226MW al norte de la S/E Pan de Azúcar 300ms

después del despeje de la falla. En efecto, si la CT Taltal está en servicio, hay al menos dos unidades

sincrónicas en operación post-falla. La simulación de este escenario incluyendo la desconexión de

226MW después de 300ms de despejada la falla se muestra a continuación:

1,421,130,850,570,28-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

1,421,130,850,570,28-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

1,421,130,850,570,28-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

1,421,130,850,570,28-0,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Figura 5-40:Respuesta dinámica - 3 unidades de la CT Guacolda - CT Taltal:76MW – desconexión de 226MW al norte de

S/E Pan de Azúcar

En los casos donde hay cuatro o cinco unidades operativas de Guacolda, no es necesario

contar con más generación en el norte para satisfacer con un estado de operación que cumpla con

criterio N-1. No obstante, se muestra a continuación una tabla comparativa que resume las

características de las respuestas dinámicas observadas en escenarios de cuatro y cinco unidades

de la CT Guacolda despachadas a plena potencia cuando una de las unidades de la CT Taltal se

encuentra en servicio.

Despacho Guacolda P total BarraA

P total Barra B

CT Taltal

PE TalTal

PF Norte

Tensión backswing

¿Estable? Desc.Carga necesario

para mitigación

4 Unidades despachadas a pleno despacho

300 300 75 0 0 <0,7 @ 680 ms Inestable 28

300 300 0 75 0 <0,7 @ 560 ms Inestable 48

5 Unidades despachadas a pleno despacho

300 450 75 0 0 <0,7 @ 580 ms Inestable 70

300 450 0 75 0 <0,7 @ 510 ms Inestable 101

Tabla 5-5: Resumen comparativo de influencia de la CT Taltal en respuesta dinámica – falla en la Barra B

Los datos importantes de comparación de la tabla anterior corresponde a la columna “Tensión

Backswing” en donde “<0,7 @ 510ms” significa que una vez transcurridos 510ms después de

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



despejada la falla, la tensión cae por debajo de los 0.7pu producto del backswing de tensión que

genera la apertura angular, y la columna “Desc. Carga necesario para mitigación”, que representa

el consumo mínimo a desconectar al norte de la S/E Pan de Azúcar para evitar que la tensión

descienda por debajo de los 0.7pu (monto calculado suponiendo que la desconexión de carga toma

lugar 300ms después de despejada la falla). Se destaca que la generación total al norte de la S/E

Pan de Azúcar es igual para ambos escenarios en comparación.

Según los resultados obtenidos, nótese que aquellos escenarios en donde la CT Taltal está en

servicio, el tiempo en que la tensión tarda en ubicarse por debajo de los 0,7pu es mayor que cuando

está no está en servicio, dejando un mayor margen de tiempo para tomar acciones de mitigación

de la falla. Además la potencia necesaria a desconectar para hacer frente a esta falla cuando la CT

Taltal está en servicio es de hasta ~30MW menor que cuando ésta está fuera de servicio.

Todo esto indica que la CT Taltal mejora la respuesta dinámica del sistema cuando está en

servicio, y en el caso en que hayan 3 unidades de la CT Guacolda operativas a pleno despacho,

permite evitar la problemática en donde se requiera la desconexión de la zona al norte de la S/E

Maitencillo.

5.4.2 Análisis de sensibilidad 2: Influencia del SVC+ de Diego de Almagro en el

desempeño dinámico del sistema

Las simulaciones dinámicas desarrolladas a lo largo de este estudio contemplan que todos los

equipos de compensación ubicados al norte de la S/E Pan de Azúcar, incluido el SVC+ de la S/E

Diego de Almagro, controlan tensión en los nodos a los que están conectados. Sin embargo, en la

actualidad existen periodos en los cuales el SVC+ de Diego de Almagro controla potencia reactiva

en lugar de controlar tensión. En vista de esto, se presenta a continuación los resultados de un

análisis de sensibilidad que permiten determinar la influencia que tiene el control de tensión por

parte del SVC+ de Diego de Almagro sobre la respuesta dinámica del sistema.

En la siguiente tabla se presenta un resumen comparativo de la respuesta dinámica del

sistema, revelando el efecto que tiene el SVC+ de Diego de Almagro sobre los indicadores de

estabilidad mostrados.



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# Un

[MW] Barra

A

[MW] Barra

B

#Un A

#Un B

Falla CT

Taltal PE

TalTal PF

Norte

Tensión minima (SVC+ controlando)

Tensión minima (SVC+ no

controlando)

Medida Mitigación

3 150 300 1 2 A 76 0 0 0,76 <0,7 @ 860ms 5 3 150 300 1 2 A 0 76 0 0,72 <0,7 @ 720ms 8

4 150 300 2 2 A 0 72 0 0,71 <0,7 @ 720 ms 8 4 150 225 2 2 B 0 0 226 0,71 <0,7 @ 630 ms 11 5 225 450 2 3 A 0 0 0 0,79 <0,7 @ 850 ms 5 5 300 450 2 3 A 0 0 0 0,72 <0,7 @ 760 ms 10

4 150 300 2 2 B 0 72 0 <0,7 @ 320 ms <0,7 @ 290 ms Desc. Norte

4 300 300 2 2 B 0 0 0 <0,7 @ 470 ms <0,7 x >100 ms Desc. Norte

5 150 300 2 3 B 0 76 0 <0,7 @ 310 ms <0,7 @ 280 ms Desc. Norte





Tabla 5-6: Resumen comparativo de influencia del SVC+ – falla en la Barra B

De la tabla anterior se destaca lo siguiente:

Las filas coloreadas en verde corresponden a condiciones en que la respuesta dinámica

del sistema pasa de ser estable a inestable, debido al descenso transitorio de la tensión

por debajo de los 0,7 pu al considerar que el SVC+ de Diego de Almagro no está

controlando tensión.

Las filas coloreadas en rojo corresponden a condiciones en donde la respuesta

dinámica de la tensión no se recupera por sobre los 0,7 pu después de despejada la

falla al considerar que el SVC+ de Diego de Almagro no está controlando tensión. Se

destaca que estos escenarios, si bien son igualmente inestables al considerar el control

de tensión del SVC+, la respuesta dinámica de la tensión logra recuperarse sobre los

0,7pu después de despejada la falla, para después descender por debajo de los 0,7pu.

Las filas coloreadas en amarillo corresponden a aquellos casos en donde el tiempo que

se demora la tensión en descender por debajo de los 0,7 pu es menor a 300ms al

considerar el SVC+ deshabilitado de control de tensión.

En consideración de los resultados obtenidos, se puede concluir que la influencia del SVC+ de

Diego de Almagro sobre la estabilidad del sistema para este tipo de fallas permite mejorar la

respuesta dinámica cuando este equipo de compensación controla tensión. En efecto, para este

tipo de fallas en donde se pierden elementos de control de en la zona (unidades de la CT Guacolda),

todos los elementos de control restantes toman un rol significativo en la evolución transitoria del

sistema para evitar el colapso de tensión.

En base a estos resultados, se destaca la importancia de siempre contar con elementos que

estén controlando tensión en la zona norte del SIC.



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5.5 Resumen de resultados: Límites de estabilidad encontrados

A lo largo de este capítulo se analizó el comportamiento dinámico del sistema considerando

distintas condiciones operativas de la CT Guacolda y del sistema en la zona norte.

De este análisis se determinaron distintos factores que influyen en si una falla severidad 9 en

alguna de las barras de la S/E Guacolda resultará en situaciones de inestabilidad o estabilidad.

Específicamente, se detectaron las siguientes influencias:

Conocer las transferencias pre-falla por las líneas que acometen a la S/E Pan de Azúcar

desde el sur, junto con la potencia que se desconectaría frente a una falla en la S/E

Guacolda, permiten identificar si una falla severidad 9 en la S/E Guacolda provoca

respuestas dinámicas inestables o estables.

Existen casos en donde es posible determinar una desconexión óptima de carga para evitar

una respuesta dinámica inestable, considerando un tiempo de desconexión razonable (por

ejemplo, 300ms después de despejada la falla). Estos tiempos son razonables, más aun

considerando que la señal de activación puede ser tomada desde la propia protección

diferencial de barra, sin necesidad de esperar la apertura de interruptores.

Existen casos en donde no es posible evitar la inestabilidad del sistema mediante

desconexión de carga en 300ms, y donde la tensión en barras no se restablece sobre los

0.7 pu después de despejada una falla. En estos casos es necesaria la desconexión rápida

de la zona ubicada al norte de la S/E Maitencillo.

A modo de poder identificar las condiciones en las cuales es necesario aplicar alguna de estas

medidas de mitigación, se muestran a continuación los valores límites de estabilidad para un

conjunto de posibles condiciones operativas de la CT Guacolda, incluyendo:

La potencia de inyección a la barra de 220kV de la S/E Pan de Azúcar desde el sur límite en

términos de estabilidad (valor post- contingencia calculado a través de variables medidas

previa a la contingencia). El valor límite indica que si existen transferencias post-

contingencias mayores a dicho valor, el sistema presentará respuestas dinámicas inestables

si no se toman medidas de mitigación.

La carga total que se requiere desconectar para evitar la inestabilidad del sistema en caso

que la potencia inyectada a la S/E Pan de Azúcar sea mayor a la potencia límite de

estabilidad. Para este caso, se determina la potencia mínima a ser desconectada para que

el sistema sea estable, considerando:

o Las unidades de la CT Taltal fuera de servicio cuando las unidades de la CT Guacolda

que se encuentren operativas no estén despachadas a plena potencia.



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o La mínima generación posible adicional a la generada por la CT Guacolda al norte de

Pan de Azúcar. Se genera lo suficiente para cumplir con condiciones de RED N-1.

o Los parques eólicos ubicados entre las SS/EE Las Palmas y Pan de Azúcar fuera de

servicio.

o Desconexión de los consumos en un tiempo de 300ms.

Frente a estas consideraciones, las simulaciones dinámicas arrojan los siguientes resultados:

Despacho Guacolda

Barra A [MW]

Barra B [MW]

P.Azúcar Prefalla [MW]

#Uni A

#Uni B

P. Azúcar Postfalla [MW]

CT Taltal

PE TalTal

PF Norte

backswing V mín [pu]

P.Az límite [MW]

E01 75 150 167 1 2 242 0 0 381 0,99 - E02 75 225 167 1 2 242 0 0 305 0,98 - E03 150 150 167 1 2 317 0 0 305 0,93 - E04 75 300 167 1 2 242 0 0 230 0,98 - E05 150 225 167 1 2 317 0 0 230 0,92 - E06 150 300 255 1 2 405 76 0 0 0,76 - E07 150 300 255 1 2 405 0 76 0 0,72 -

Figura 5-41: Falla severidad 9 en Barra A de la S/E Guacolda – 3 unidades en servicio

Despacho Guacolda

Barra A [MW]

Barra B [MW]


#Uni A

#Uni B

P. Azúcar Postfalla

[MW]

CT Taltal

PE TalTal

PF Norte


P.Az límite [MW]

Desc.Carga [MW]

E01 75 150 167 1 2 242 0 0 381 Diverge Div. Desc. Norte E02 75 225 167 1 2 242 0 0 305 Diverge Div. Desc. Norte E03 150 150 167 1 2 317 0 0 305 Diverge Div. Desc. Norte E04 75 300 167 1 2 242 0 0 230 Diverge Div. Desc. Norte E05 150 225 167 1 2 317 0 0 230 Diverge Div. Desc. Norte E06 150 300 255 1 2 405 76 0 0 <0,7 @ 330 ms 90 226 E07 150 300 255 1 2 405 0 76 0 <0,7 x >100 ms Div. Desc. Norte

Figura 5-42: Falla severidad 9 en Barra B de la S/E Guacolda – 3 unidades en servicio

Se observa que para el caso en el que hay 3 unidades de la CT Guacolda en servicio, no es

necesario realizar ninguna medida de mitigación si se produce una falla severidad 9 en la barra en

donde hay conectada solo una unidad de Guacolda.

Por otro lado, si la falla se produce en aquella barra donde hay dos unidades de la CT Guacolda

conectadas, no es posible obtener una respuesta estable a menos que se produzca la desconexión

de la zona ubicada al norte de la S/E Maitencillo. Esto se da para cualquier operación operativa, sin

importar las transferencias por Pan de Azúcar, a menos que haya alguna unidad de la CT Taltal en

servicio. En tal caso, el sistema presentará una respuesta estable para transferencias surPan de

Azúcar menores a 90MW.



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A continuación se muestran los resultados obtenidos para cuando hay 4 unidades de la CT

Guacolda en servicio:

Despacho Guacolda

Barra A [MW]

Barra B [MW]


#Uni A

#Uni B


[MW]

CT Taltal

PE TalTal

PF Norte


P.Az límite [MW]

Desc.Carga [MW]

E08 150 150 167 2 2 317 0 0 302 0,92 - 0 E09 150 225 172 2 2 397 0 0 226 0,91 - 0 E10 225 225 255 2 2 480 0 76 0 <0,7 @ 460 ms 210 54 E11 150 300 258 2 2 558 0 72 0 0,71 - 0 E12 231 300 255 2 2 555 0 0 0 <0,7 @ 460 ms 190 127 E13 300 300 189 2 2 489 0 0 0 <0,7 @ 476 ms 60 143


Despacho Guacolda

Barra A

[MW]

Barra B [MW]


#Uni A

#Uni B


[MW]

CT Taltal

PE TalTal

PF Norte


P.Az límite [MW]

Desc.Carga [MW]

E08 150 150 167 2 2 317 0 0 302 0,92 - 0 E09 150 225 172 2 2 397 0 0 226 0,71 - 0 E10 225 225 255 2 2 480 0 76 0 <0,7 @ 450 ms 210 54 E11 150 300 258 2 2 558 0 72 0 <0,7 @ 320 ms 103 237 E12 231 300 255 2 2 555 0 0 0 <0,7 @ 340 ms 80 227 E13 300 300 189 2 2 489 0 0 0 <0,7 @ 470 ms 60 138


Se destaca que en este caso una falla severidad 9 en ambas barras desencadenan la

desconexión de la misma cantidad de unidades de la CT Guacolda, por lo que los límites encontrados

son indistintos de la barra en la que ocurre la falla. Se aprecia que no existen situaciones de

inestabilidad cuando la potencia total pérdida es de 150MW.

Siguiendo la misma línea, a continuación se presentan los resultados obtenidos para cuando

hay 5 unidades de la CT Guacolda en servicio:

Despacho Guacolda

Barra A [MW]

Barra B [MW]


#Uni A

#Uni B


[MW]

CT Taltal

PE TalTal

PF Norte


P.Az límite [MW]

Desc.Carga [MW]

E14 150 225 259 2 3 409 0 72 72 0,76 - 0 E15 150 300 256 2 3 406 0 76 0 0,76 - 0 E16 225 225 256 2 3 481 0 76 0 <0,7 @ 540 ms 185 84 E17 158 375 255 2 3 630 0 0 0 <0,7@ 830 ms 240 11 E18 300 225 255 2 3 480 0 0 0 <0,7 @ 410 ms 80 207 E19 232 300 256 2 3 556 0 0 0 <0,7 @ 540 ms 170 106 E20 300 300 188 2 3 488 0 0 0 <0,7 @ 540 ms 86 112 E21 150 450 188 2 3 638 0 0 0 0,84 - 0 E22 225 375 188 2 3 563 0 0 0 <0,7 @ 740 ms 160 27 E23 300 375 116 2 3 491 0 0 0 <0,7 @ 670 ms 90 43 E24 225 450 116 2 3 566 0 0 0 0,79 - 0 E25 300 450 46 2 3 496 0 0 0 0,72 - 0




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Despacho Guacolda

Barra A

[MW]

Barra B [MW]


#Uni A

#Uni B


[MW]

CT Taltal

PE TalTal

PF Norte


P.Az límite [MW]

Desc.Carga [MW]

E14 150 225 259 2 3 484 0 72 72 <0,7 @ 400 ms 180 116 E15 150 300 256 2 3 556 0 76 0 <0,7 @ 310 ms 81 254 E16 225 225 256 2 3 481 0 76 0 <0,7 @ 430 ms 180 105 E17 158 375 255 2 3 630 0 0 0 <0,7 @ 240 ms -15 - E18 300 225 255 2 3 480 0 0 0 <0,7 @ 460 ms 152 120 E19 232 300 256 2 3 556 0 0 0 <0,7 @ 340 ms 80 223 E20 300 300 188 2 3 488 0 0 0 <0,7 @440 ms 60 134 E21 150 450 188 2 3 638 0 0 0 <0,7 @ 260 ms -100 - E22 225 375 188 2 3 563 0 0 0 <0,7 @ 340 ms -15 254 E23 300 375 116 2 3 491 0 0 0 <0,7 x >100 ms -22 - E24 225 450 116 2 3 566 0 0 0 <0,7 @ 340 ms -102 275 E25 300 450 46 2 3 496 0 0 0 <0,7 x >100 ms -110 -


Se aprecia que en la tabla anterior se aprecian situaciones críticas, para las cuales el

restablecimiento de la tensión después de despejada la falla no sube por sobre los 0.7 pu, o la

desconexión de carga en 300ms no es lo suficientemente rápido para evitar inestabilidades. En

estos casos críticos se recomienda la desconexión de la zona norte de la S/E Maitencillo.

A partir de estos resultados, es posible establecer una característica dependiente del número

de las unidades de CT Guacolda que quedan en servicio para una falla severidad 9 en alguna de las

barras de la S/E Guacolda:

Si después de una falla, solo queda una unidad de la CT Guacolda en servicio, no es posible

garantizar la estabilidad del sistema empleando la desconexión automática de carga, a

menos que haya alguna unidad de la CT Taltal en servicio. En efecto, con una unidad de

la CT Taltal en servicio, es necesario desconectar a lo menos 226MW de carga en el caso

más crítico, y además, el sistema presenta respuestas estables si la potencia inyectada a

la barra Pan de Azúcar desde el sur es menor a 90MW.

Si después de una falla, solo quedan dos unidades de la CT Guacolda en servicio, es posible

establecer una característica dependiente del límite de inyección de Pan de Azúcar y la

potencia inyectada a la barra en donde se produce la falla, para la cual se puede establecer

si una falla severidad 9 en alguna de las barras desencadenará problemáticas de

estabilidad:



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Figura 5-47: característica de estabilidad para cuando quedan 2 unidades en servicio post-falla

Así, en el caso que una falla severidad 9 en la S/E Guacolda conlleve a situaciones en donde

solo quedan dos unidades en servicio post-contingencia, la potencia que se inyecta hacia la barra

Pan de Azúcar 220kV desde el sur que establece un límite entre una respuesta estable e inestable,

está regida por la siguiente ecuación:

𝑃. 𝐴𝑧.𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒 [𝑀𝑊] = −1,1573 ∗ 𝑃𝐵𝑎𝑟𝑟𝑎[𝑀𝑊] + 410,6 − [𝑀𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑] [1]

El margen de seguridad permite aumentar la confiabilidad del esquema. Se define este

margen en 20MW. Por lo tanto, el proceso de decisión del esquema deberá decidir si una cierta

condición de operación es estable a partir de las siguientes inecuaciones:

Si 𝑃. 𝐴𝑧.𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜 > 𝑃. 𝐴𝑧.𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒𝐵𝑎𝑟𝑟𝑎 𝐴 , la respuesta dinámica es inestable para una falla en la Barra A.

Si 𝑃. 𝐴𝑧.𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜 > 𝑃. 𝐴𝑧.𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒𝐵𝑎𝑟𝑟𝑎 𝐵 , la respuesta dinámica es inestable para una falla en la Barra B.

Donde P.Az.límite, Barra i es calculado a partir a la potencia total siendo inyectada por las

unidades de la CT Guacolda conectadas a la Barra i, mediante la fórmula [1].

Si después de una falla, solo quedan tres unidades de la CT Guacolda en servicio, es

también posible establecer una característica dependiente del límite de inyección de Pan

de Azúcar y la potencia inyectada a la barra en donde se produce la falla, para la cual se

puede establecer si una falla severidad 9 en alguna de las barras desencadenará

problemáticas de estabilidad:

P.Az límite = -1,1573*P_Barra_i + 410,6

-150-125-100

-75-50-25

0255075

100125150175200225250

150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400 425 450

Sur-

->P

.Az.

[M

W]

Potencia inyectada a una barra [MW]

Límite de estabilidad - 2 Un. E/S post-falla

Zona Inestable

Zona Estable



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Figura 5-48: característica de estabilidad para cuando quedan 3 unidades en servicio post-falla

Así, en el caso que una falla severidad 9 en la S/E Guacolda conlleve a situaciones en donde

solo quedan tres unidades en servicio post-contingencia, la potencia que se inyecta hacia la barra

Pan de Azúcar 220kV desde el sur que establece un límite entre una respuesta estable e inestable,

está regida por la siguiente ecuación:

𝑃. 𝐴𝑧.𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒 [𝑀𝑊] = −1,1256 ∗ 𝑃𝐵𝑎𝑟𝑟𝑎[𝑀𝑊] + 416,25 − [𝑀𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑] [2]

El margen de seguridad permite aumentar la confiabilidad del esquema. Se define este

margen en 20MW. Por lo tanto, el proceso de decisión del esquema deberá decidir si una cierta

condición de operación es estable a partir de las siguientes inecuaciones:

Si 𝑃. 𝐴𝑧.𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜 > 𝑃. 𝐴𝑧.𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒𝐵𝑎𝑟𝑟𝑎 𝐴 , la respuesta dinámica es inestable para una falla en la Barra A.

Si 𝑃. 𝐴𝑧.𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜 > 𝑃. 𝐴𝑧.𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒𝐵𝑎𝑟𝑟𝑎 𝐵 , la respuesta dinámica es inestable para una falla en la Barra B.

Donde P.Az.límite, Barra i es calculado a partir a la potencia total siendo inyectada por las

unidades de la CT Guacolda conectadas a la Barra i, mediante la fórmula [2].

Con respecto a la carga que se requiere cortar en caso de estar en un punto de operación que

pudiese provocar problemáticas de estabilidad en caso de falla severidad 9, es necesario determinar

una tendencia que permita determinar una cantidad óptima de carga.

Para esto, se agrupan los distintos escenarios en función de dos variables: la cantidad de

unidades de CT Guacolda que quedarían operando posterior a una falla severidad 9 en alguna de

y = -1,1256x + 416,25

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

150 170 190 210 230 250 270 290

Sur-

->P

.Az.

[M

W]

Potencia inyectada a una de las barras [MW]

Límite de estabilidad - 3 Un. E/S post-falla

Zona Inestable

Zona Estable



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las barras de la S/E Guacolda, y la potencia total que se pierde en la CT Guacolda producto de la

falla.

En las siguientes tablas se resume la cantidad de carga que es necesaria desconectar para

evitar la inestabilidad en función de las dos variables descritas anteriormente:

Pérdida Unidades operativas post-falla

2x75MW 75MW + 150MW 2x150MW

75 0 0 0

150 0 0 0

225 85 55 90

300 180 207 134

375 Desc. Nort

(T. de desc. de carga <300ms) 254

Desc. Nort (Tensión <0.7 después de despeje de falla)

450 Desc. Nort

(T. de desc. de carga <300ms) 272

Desc. Nort (Tensión <0.7 después de despeje de falla)

Tabla 5-7: Potencia necesaria a desconectar cuando quedan dos unidades de la CT Guacolda en servicio post-falla


3x75MW 2x75MW+150MW 75MW+2x150MW 3x150MW

150 0 0 11 0

225 84 106 27 0

300 207 112 43 0

Tabla 5-8: Potencia necesaria a desconectar cuando quedan tres unidades de la CT Guacolda en servicio post-falla

Se destaca que fallas que resultan en que solo dos unidades de la CT Guacolda queden

disponibles post-falla presenta situaciones en donde la desconexión de carga no es suficiente para

cumplir con los requerimientos de recuperación dinámica impuesta por la norma técnica. Para estas

situaciones se recomienda la desconexión de la zona al norte de Maitencillo para asegurar la

estabilidad del sistema.

Por un lado, cuando las unidades restantes están a mínimo técnico, la tensión logra

recuperarse por sobre los 0.7pu inmediatamente después de despejada la falla. Sin embargo, la

tensión cae rápidamente por debajo de los 0.7pu, en tiempos menores a 300ms. Por ello, se

recomienda la desconexión rápida de la zona al norte de la S/E Maitencillo frente a estas

circunstancias debido al reducido tiempo que se tendría para realizar desconexión de carga.

Por otro lado, se puede apreciar que a medida que aumenta la potencia inyectada por las

unidades que quedan en servicio post-falla, el backswing de tensión es más lento, lo cual permite

mitigar la apertura angular mediante desconexión de falla. Sin embargo, cuando las unidades que

restan están despachadas a plena potencia, la tensión no se recupera sobre los 0.7pu después de

despejada la falla, por lo que es necesario realizar desconexión de la zona al norte de Maitencillo

antes de 50ms después de despejada la falla (para cumplir con los requerimientos de recuperación

dinámica de la norma técnica).



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Luego, con el fin de encontrar una relación que minimice la cantidad de consumos a

desconectar y al mismo tiempo permita dar confiabilidad y simplicidad al esquema, se calcula la

relación porcentual de desconexión necesaria con respecto a la potencia que se pierde al ocurrir

una falla de severidad 9:


2x75MW 75MW + 150MW 2x150MW

75 0% 0% 0%

150 0% 0% 0%

225 38% 24% 40%

300 60% 69% 44%

375 Desc. Norte 68% Desc. Norte

450 Desc. Norte 60% Desc. Norte

Tabla 5-9: Relación de la Potencia necesaria a desconectar cuando quedan dos unidades de la CT Guacolda en servicio

post-falla, con respecto a la potencia perdida


3x75MW 2x75MW+150MW 75MW+2x150MW 3x150MW

150 0% 0% 7% 0%

225 37% 47% 12% 0%

300 69% 37% 14% 0%

Tabla 5-10: Relación de la Potencia necesaria a desconectar cuando quedan tres unidades de la CT Guacolda en servicio

post-falla, con respecto a la potencia perdida

Se puede observar que en ambos casos, la relación máxima de potencia necesaria a

desconectar para evitar la estabilidad es de un 69%.

Así, a modo de adoptar un criterio simple y confiable para determinar el monto de carga a

desconectar para cada caso, se considera que la potencia objetivo a desconectar corresponderá a

un 70% de la potencia perdida al ocurrir la falla severidad 9, siempre que las transferencias a Pan

de Azúcar impliquen condiciones de inestabilidad. Es decir, el algoritmo buscará desconectar un

monto total de consumo igual o mayor al 70% del déficit de generación provocado por la falla.

Así, existen además casos para los cuales es necesario desconectar la zona al norte de la S/E

Maitencillo, los cuales están representados en la Tabla 5-9 para cuando se desconecta a lo menos

375MW de la CT Guacolda cuando el resto de las unidades están a plena potencia. Es importante

realizar un análisis de sensibilidad para determinar el límite de potencia que se pierde de la CT

Guacolda que hace que esta falla produzca respuestas inestables.

La siguiente figura muestra la respuesta dinámica cuando se pierden 361MW por una falla en

la Barra B, quedando dos unidades en servicio que inyectan 300MW a la Barra A:



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Figura 5-49: Respuesta dinámica Falla Barra B – 5 unidades de la CT Guacolda – Barra A: 300MW BarraB: 361

Como se aprecia en la figura, bajo este escenario, la recuperación de la tensión por sobre los

0,7pu se realiza en ~50ms después de despejada la falla, siendo esta una situación límite de

estabilidad. En este caso, para mayores despachos en la Barra B, manteniendo el despacho de la

Barra A constante a pleno despacho, la tensión de las barras se recupera en tiempos mayores a

50ms, no cumpliendo con los estándares de recuperación dinámica impuestos en la norma técnica.

A modo de poder incoporar estas situaciones dentro de la lógica del esquema de mitigación,

es posible encontrar una transferencia límite para la cual la pérdida de más de 361MW de potencia

por parte de la CT Guacolda presente una recuperación de tensión inmediata o, igualmente,

presente un backswing

Realizado todo este análisis, y en vista de los significativos montos de desconexión de carga

necesarios para fallas que conllevan a la pérdida de más de 361MW y a las problemáticas de

recuperación de tensión post-falla, se recomienda

0,560,480,400,320,240,16 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.301 s 0.439 s 0.465 s

0,560,480,400,320,240,16 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60



0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0,560,480,400,320,240,16 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.301 s 0.424 s 0.433 s

0,560,480,400,320,240,16 [s]

1,20

1,08

0,96

0,84

0,72

0,60




0.95 p.u.

1.05 p.u.

1.10 p.u.

0.90 p.u.

V<0.7 p.u.

0.302 s 0.422 s

DIg

SIL

EN

T



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Estos criterios serán abordados en detalle en el próximo capítulo, en el cual se realiza una

proposición del diseño del esquema de mitigación automático necesario para afrontar una falla

severidad 9 en la S/E Guacolda.



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6 DISEÑO DE MEDIDAS AUTOMÁTICAS DE MITIGACIÓN

El análisis desarrollado en el capítulo anterior permite identificar los efectos de una falla

severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda, lo cual a su vez permite identificar la

filosofía de control óptima para evitar que dichas fallas se propaguen al resto del sistema. Este

análisis logra determinar las variables del sistema que permiten definir una condición operativa

peligrosa en términos de estabilidad, además de la identificación de las variables para tomar una

decisión de control óptima para un estado del sistema en particular.

A partir de estos datos, se define a continuación el diseño de un esquema de mitigación

automático, cuya actuación permite minimizar la profundidad del daño que ocasionaría una falla

severidad 9 en las barras de 220kV de Guacolda.

6.1 Alcance del esquema de mitigación

El diseño del esquema de mitigación aquí propuesto responde a evitar la propagación de la

falla severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda sobre la base de los escenarios y

topologías consideradas previamente.

Por esto, la eficacia del esquema propuesto se garantiza para las siguientes consideraciones

topológicas y de despacho de la S/E y CT Guacolda:

Tres unidades de la CT Guacolda en servicio:

o Consideraciones topológicas: Se garantiza la eficacia del esquema de mitigación

cuando dos de las unidades de la CT Guacolda que están en servicio acometen e

inyectan su potencia a una misma sección de barra de la S/E Guacolda (Barra A o

B), mientras que la unidad restante acomete e inyecta su potencia a la otra barra.

o Consideraciones de despacho: Se garantiza la eficacia del esquema para cualquier

potencia de despacho admisible de las tres unidades en servicio de la CT Guacolda.

Cuatro unidades de la CT Guacolda en servicio:

o Consideraciones topológicas: Se garantiza la eficacia del esquema cuando dos de las

unidades de la CT Guacolda que están en servicio acometen e inyectan su potencia

a una misma sección de barra de la S/E Guacolda (Barra A o Barra B), mientras que

las dos unidades restantes acometen e inyectan su potencia a la otra barra.


potencia de despacho admisible de las cuatro unidades en servicio de la CT Guacolda.



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Cinco unidades de la CT Guacolda en servicio:

o Consideraciones topológicas: Se garantiza la eficacia del esquema cuando tres de las

unidades de la CT Guacolda que están en servicio acometen e inyectan su potencia

a una misma sección de barra de la S/E Guacolda (Barra A o Barra B), mientras que

las dos unidades restantes acometen e inyectan su potencia a la otra barra.


potencia de despacho admisible de las cinco unidades en servicio de la CT Guacolda.

Además se asume que los interruptores de los transformadores de cada una de las unidades

se encuentran abiertos cuando la unidad se encuentra fuera de servicio.

6.2 Filosofía de control

El objetivo de este esquema de mitigación es evitar el colapso parcial o total del sistema tras

una falla severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda por problemáticas de inestabilidad

transitoria, mediante el desprendimiento de consumos localizados al norte de la S/E Pan de Azúcar,

o en los casos más críticos, la desconexión de la zona ubicada al norte de la S/E Maitencillo:

Para esto, el esquema debe ser capaz de:

Identificar en tiempo real cuando el sistema se encuentre en un estado en donde una falla

severidad 9 en la S/E Guacolda se propague al resto de las instalaciones.

Determinar entre desconectar un conjunto óptimo de cargas o desconectar la zona al norte

de la S/E Maitencillo frente a una falla severidad 9.

Determinar el monto total de carga que debe desconectarse si ocurriera una falla severidad

9 en cada una de las barras de 220kV de la S/E Guacolda para la condición de operación del

SIC, en tiempo real.

Determinar el grupo de consumos óptimo cuya desconexión permite cubrir el monto total

de carga a desconectar, en tiempo real.

Diferenciar entre una falla severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda, y la

condición en donde una de las barras de la S/E se saca de servicio de forma controlada (por

servicios de mantenimiento, por ejemplo).

Identificar cuando se produce una falla severidad 9 en la S/E Guacolda y determinar la barra

en la cual se produce esta falla.

Enviar señal de apertura de interruptores de grupo de consumos identificados para cubrir la

carga a desconectar, o de los interruptores necesarios para aislar la zona del sistema al

norte de la S/E Maitencillo para los casos más críticos, al momento de detectar una falla

severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda.



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Inhibir los otros esquemas automáticos de control presentes en la zona que produzcan la

desconexión adicional de más unidades de la CT Guacolda, al momento de detectar una falla

severidad 9 en la S/E Guacolda.

El diseño conceptual del esquema de control se presenta en la Figura 6-1.

Figura 6-1: Diseño conceptual del esquema de mitigación

Inicio





objetivo

ΣP_obj_i = 0&

Desc_A + Desc_B = 0

¿Falla en Barra?


¿Falla = Barra A?


interruptores GAP_B


interruptores GAP_A




Paz

Cfd

PBaPBb



S/E Maitencillo

P_obj_AP_obj_B






Paz

Cfd

Paz

PBaPBb

P_obj_A


Señales de Entrada Datos de Salida

SI

NO

#Uni_A#Uni_B

SI

NO

SI NO

#Uni_A#Uni_B



Desc_ADesc_B

¿Desc_A = 0?

SI

GAP_A


barra A

¿Desc_B = 0?NO

GPA_A < P_obj_A

SI


suficientes

SI

GAP_A


objetivo

Cfd

P_obj_B

GAP_B


barra B

GPA_B < P_obj_B

SI


suficientes

GAP_B

NO

NO NO



Taltal



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Este diagrama comprende tres actividades secuenciales: proceso de datos, toma de

decisiones, y actuación. A continuación se presenta el detalle de la secuencia y lógica empleada

por este esquema.

6.2.1 Proceso de tratamiento de datos del esquema de mitigación

En la siguiente figura se muestra la parte del esquema que recoge los datos del sistema para

el cálculo de los datos necesarios para entrar al proceso de decisión:

Figura 6-2: Parte del esquema que procesa los datos del sistema

El esquema de mitigación está permanentemente “armado” y monitorea, registra y procesa

continuamente las variables detalladas anteriormente. Los datos de entrada del diagrama anterior

corresponden a aquellos bloques coloreados en púrpura. La información recibida por parte del

sistema es procesada para determinar los datos de salida necesarios para la fase de toma de

decisión del esquema, los cuales corresponden a aquellos bloques coloreados en rojo.

Estos datos de salidas corresponden a las variables necesarias que fueron determinadas en

el análisis de la falla severidad 9, y se especifican a continuación:

Taltal: Condición operativa de la CT Taltal, determinado mediante la lectura del SCADA.

Paz: Potencia total inyectada [MW] a la barra Pan de Azúcar 220kV por parte del sistema

de 220kV del sur. Este valor es negativo cuando se exporta potencia desde la barra Pan de

Azúcar hacia el sistema de 220kV del sur.

Cfd: Corresponde a una matriz que contiene información de los interruptores del conjunto

de alimentadores que está disponible para desconexión, y su potencia consumida.

PBa, PBb: Potencia total inyectada [MW] por unidades de la CT Guacolda conectadas a la

Barra A y la Barra B, respectivamente.

#Uni_A, #Uni_B: Unidades de la CT Guacolda en servicio en Barra A y B, respectivamente.

En la Figura 6-3 se especifican con mayor detalle estas variables de entrada:

Inicio






Paz

Cfd

PBaPBb





#Uni_A#Uni_B





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Datos Descripción Valores posibles

JT1, JT2, JT3, JT4, JT5 Estado de los interruptores de los transformadores de las unidades

abierto - cerrado

PU1, PU2, PU3, PU4, PU5 Potencia inyectada por cada una de las unidades de la CT Guacolda

0 , 75-150

89JT3-A, 89JT3-B, 89JT4-A, 89JT4-B, 89JT5-A, 89JT5-B

Estado de los seccionadores de las unidades U3, U4 y U5

abierto - cerrado

Datos del Sistema SCADA Estado operativo de la CT Taltal 0 – 1 (0: fuera de servicio , 1: En servicio)


PJ3, PJ4 Potencia inyectada a la barra P. de Azúcar 220kV por los paños J3 y J4

Capacidad de los elementos que acometen a estos paños en función de la T [°C]


P_alimentador_i ( i: 1-19) Potencia del alimentador i (i: 1-20), correspondiente a elemento que suministra a un grupo de cargas

Depende del alimentador

Figura 6-3: Detalle de los datos de entrada necesarios para esta etapa del esquema

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salv ador RTS


Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama



San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

G~

G~

G~

G~

G~

SVSSVS

G~

G~

G~

G~

SVS

SVS

DIg

SIL

EN

T



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Los datos correspondientes a P_alimentador_i corresponden a la potencia transmitida por el

elemento en particular identificado por el número i:1-19, que conecta a un conjunto de consumos.

Estos elementos acometen a uno de los paños de las SS/EE Maitencillo, Cardones, Pan de Azúcar

o Diego de Almagro. Estas potencias son almacenadas en el vector Cfd.

En las siguientes tablas se muestran los alimentadores asociados a todos los consumos que

se encuentran ubicados al norte de la S/E Pan de Azúcar. La Tabla 6-1 muestra los alimentadores

presentes en las SS/EE Maitencillo y Huasco, la Tabla 6-2 muestra aquellos ubicados en la S/E

Cardones, la Tabla 6-3 aquellos ubicados en la S/E Pan de Azúcar, y la Tabla 6-4 aquellos ubicados

en la S/E Diego de Almagro. En estas tablas se presenta además los valores posibles de consumo

según la característica de demanda semanal (calculados mediante los valores establecidos en los

escenarios de la Base de Datos Oficial del SIC de septiembre 2015):

Alimentador_ID Consumo Paño de

vinculación

Día Laboral Día Sabado Día Domingo

Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Alimentador_1

I. Caserones 1 220 KV

J11/J12 68,0 75,2 69,5 74,6 73,2 75,7 65,1 69,2 73,2 I. Caserones 2 220 KV

I. Caserones 3 220 KV

I. Jorquera 220 KV

Alimentador_2 I. Agrosuper 1

J7 0,2 0,2 0,1 0,2 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 I. Agrosuper 2

Alimentador_3 I. Huasco 110 KV

H2/H3 45,5 30,8 29,0 40,5 40,2 35,6 40,7 41,2 42,1 R. Huasco 110 KV

Alimentador_4

R. Alto del Carmen 110 KV

H4 10,5 10,7 12,7 8,9 10,5 13,4 10,4 10,9 13,1 R. Vallenar 1

R. Vallenar 2

Total Maitencillo 124,2 116,9 111,4 124,2 124,1 124,8 116,4 121,4 128,6

Tabla 6-1: Consumos presentes en S/E Maitencillo - S/E Huasco


vinculación


Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Alimentador_5 I. Minera La Candelaria 1

J2 92,0 90,2 55,3 93,2 89,9 91,1 90,8 92,1 90,6 I. Minera La Candelaria 2

Alimentador_6 I. CNN 220 KV

J8 29,3 31,2 27,3 30,4 32,1 29,6 29,4 27,5 29,6 I. Totoralillo 220 KV

Alimentador_7 I. Magnetita 110 kV H7 16,3 15,7 14,6 15,6 16,3 14,1 15,2 15,5 15,8

Alimentador_8 I. Paipote 110 KV H6 23,4 11,2 10,4 9,6 6,1 7,6 10,4 9,0 10,9

Alimentador_9 I. Travesía 110 KV H9 8,6 13,8 12,2 14,0 12,4 13,0 14,1 14,0 11,3

Alimentador_10

I. Cerrillos 110 kV

H4 52,8 50,5 45,2 33,1 40,4 24,1 47,2 42,6 35,6

I. Kozan 110 kV

I. Plantas 110 kV

I. T. Amarilla 110 kV

R. Cerrillos 110 kV

R. Los Loros 110 kV

R. Plantas 110 kV

R. Tierra Amarilla 110 kV

Alimentador_11

I. Manto Verde Copiapo 110 KV

H3 26,7 31,6 33,8 21,8 29,9 38,4 28,7 32,0 39,8 R. Caldera 110 KV

R. Copiapo 1 110 kV

R. Copiapo 2 110 kV

R. Hernán Fuentes 110 kV

Alimentador_12 I. Refugio 1

H1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 I. Refugio 2

Total Cardones 79,5 82,1 79,0 54,9 70,2 62,5 75,9 74,6 75,4

Tabla 6-2: Consumos presentes en S/E Cardones



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vinculación


Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Alimentador_13 I. MCDA 1

J7 54,3 53,9 54,4 53,6 53,1 52,1 55,3 53,0 53,0 I. MCDA 2

Alimentador_13 R. Pan de Azucar (Emec) 110 kV

HT1 15,9 18,5 21,0 15,0 17,0 19,1 15,4 17,1 23,5

Alimentador_14 R. San Joaquin 1 110 kV

H6 20,4 24,7 31,8 18,9 22,9 35,0 21,6 28,4 36,2 R. San Joaquin 2 110 kV

Alimentador_15 I. Min. El Indio 110 kV

HT7 4,4 5,2 9,1 4,7 5,7 5,6 3,8 5,3 5,5 R. Vicuña 110 kV

Alimentador_16

I. Andacollo 66 kV

HT2 36,7 43,0 38,5 31,3 37,9 35,2 34,3 38,7 41,9

R. Andacollo 66 kV

R. El Peñón 66 kV

R. Guayacan 1 66 kV

R. Guayacan 2 66 kV

R. Marquesa 66 kV

R. San Juan 1 66 kV

R. San Juan 2 66 kV

Alimentador_17

I. Altos de Punitaqui

H1 50,3 57,5 53,2 49,1 54,8 77,3 46,8 52,0 55,8

I. Min.Carmen de Andacollo 110 kV

I. Punitaqui

R. El Peñon 110 kV

R. El Sauce 66 kV

R. Monte Patria 66 kV

R. Ovalle 1 66 kV

R. Ovalle 2 66 kV

R. Punitaqui

SS/AA Los Molles

Total P. Azúcar 182,0 202,8 208,0 172,7 191,4 224,3 177,1 194,6 215,9

Tabla 6-3: Consumos presentes en S/E Pan de Azúcar


vinculación


Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Dda Baja

Dda Media

Dda Alta

Alimentador_18 I. Manto Verde D. Almagro 110 KV

H6 22,8 24,7 14,7 23,7 21,7 21,7 20,0 22,7 24,1

Alimentador_19

I. Las Luces 110 kV

H5 9,5 9,9 9,8 9,9 9,3 11,0 9,3 9,5 10,5 I. Planta de Óxidos 110 kV

R. Taltal (Elecda) 110 KV

Total D. Almagro 32,2 34,6 24,5 33,6 31,0 32,7 29,3 32,3 34,6

Tabla 6-4: Consumos presentes en S/E Diego de Almagro

Se destaca que estas tablas son mostradas en orden ascendente según el tiempo que demora

en tomar acciones desde el momento que se detecta la falla. Así, las SS/EE Maitencillo y Huasco

son aquellas en donde se tendrían el menor tiempo de actuación, seguido por la S/E Cardones, la

S/E Pan de Azúcar y la S/E Diego de Almagro.

Para optimizar la confiabilidad del esquema es necesario que este involucre a la mayor

cantidad de cargas posibles desde la S/E Pan de Azúcar al norte de forma de aumentar la

probabilidad de que siempre la suma de la potencia consumida por el total de los alimentadores

que participan del esquema sea superior a la potencia que se requiere desconectar para evitar

problemáticas de estabilidad.



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Identificación del Estado de Central Taltal

La analítica que reside en la Celda de Control del esquema de mitigación ubicada en la Central

Guacolda, requiere conocer el estado operativo de cada una de las máquinas de Central Taltal, en

forma independiente. En particular, la analítica requiere saber si al menos existe una máquina de

la Central Taltal en servicio, sin importar la potencia que está evacuando.

Por una parte, el estado operativo de la Central Taltal es una variable conocida por el CDEC-

SIC a través de su SCADA y por otra, Central Guacolda dispone de una vía de comunicación a dicho

SCADA, actualmente habilitada y en operación por cuanto debe trasmitir múltiples variables

relacionadas con su operación.

En particular, este enlace de comunicaciones se establece entre un servidor de

comunicaciones de AES-GENER ubicado en Central Guacolda, hacia un servidor de comunicaciones

de AES-GENER, ubicado en la Central Renca. Desde este último servidor, AES-GENER transmite

todas sus variables al servidor de comunicaciones del SCADA del CDEC a través de un enlace ICCP.

En consecuencia a lo expuesto, la Celda de Control del esquema de mitigación debe tener la

capacidad de interrogar al SCADA del CDEC-SIC, a través del enlace de comunicaciones mencionado

y obtener desde la misma la información de dicho estado operativo.

En caso de que el estado operativo de Taltal no esté disponible en el SCADA del CDEC-SIC,

la celda de control deberá interrogar a dicho SCADA para obtener la potencia de cada máquina y el

estado de sus interruptores a la barra de Paposo y así determinar su estado operativo (ej:

interruptores cerrados & potencia>0).

Si, debido a limitaciones de protocolo y/o características del enlace actualmente existente, no

fuera posible que la Celda de Control interrogue al SCADA, entonces el CDEC-SIC programará

convenientemente lo necesario para transmitir a Central Guacolda, periódicamente, y a través de

este enlace, la información de estado operativo y/o potencia y/o estado de interruptores y/o lo

necesario para que la celda de control del esquema de mitigación pueda determinar el estado

operativo de Taltal.

A partir de todos estos datos es posible desarrollar un criterio de decisión para hacer frente a

una falla severidad 9 tanto en la Barra A como en la Barra B.

El criterio de decisión del esquema es detallado a continuación.

6.2.2 Proceso de toma de decisión del esquema de mitigación

En la siguiente figura se muestra la parte del esquema que realiza la decisión de las medidas

a emplear frente a una falla severidad 9, en función del estado del sistema a tiempo real.



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Figura 6-4: Parte del esquema que determina una desición de como actuar en caso de falla severidad 9.

Esta etapa del esquema de mitigación es crucial para determinar las acciones a tomar en caso

de presentarse una falla severidad 9 en las barras de 220kV de la S/E Guacolda, dependiendo del

estado del sistema.

El objetivo de esta etapa del esquema es determinar la carga total que tiene que ser

desconectada en el caso de una falla severidad 9 para evitar la propagación de falla al resto del

sistema: una potencia en caso de falla en la Barra A (P_obj_A), y una potencia en caso de falla

en la Barra B (P_obj_B). Adicionalmente, en esta etapa se identifica si la condición de operación

es aquella en donde se requiere la desconexión de la zona al norte de la S/E Maitencillo a través

de dos variables booleanas: Desc_A y Desc_B, cuyo valor es 1 cuando la matriz de decisión indica

que la operación del sistema requiere la desconexión de la zona norte en el caso de una falla

severidad 9, y adopta valor 0 cuando el sistema no está en peligro de inestabilidad o la desconexión

óptima de carga es suficiente para evitar problemáticas.


objetivo

ΣP_obj_i = 0&

Desc_A + Desc_B = 0



S/E Maitencillo

P_obj_AP_obj_B


Paz

Cfd

Paz

PBaPBb

P_obj_A

SI

NO

#Uni_A#Uni_B



Desc_ADesc_B

¿Desc_A = 0?

SI

GAP_A


barra A

¿Desc_B = 0?NO

GPA_A < P_obj_A

SI


suficientes

SI

GAP_A


objetivo

Cfd

P_obj_B

GAP_B


barra B

GPA_B < P_obj_B

SI


suficientes

GAP_B

NO

NO NO

Taltal



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La determinación de estas potencias se realiza a través de un análisis acabado de todas las

combinaciones de despacho posible de la CT Guacolda, determinando en cada uno de estos casos

la desconexión de carga mínima para la cual el sistema resulta estable. Estos datos forman en su

conjunto una Matriz de Decisión, cuyas variables de entrada corresponden a la información mínima

necesaria para seleccionar los valores de salida adecuados con respecto al estado en tiempo real

del sistema.

A través del análisis de la profundidad de la falla severidad 9 en la S/E Guacolda desarrollado

en el capítulo anterior, se determinó que la información mínima necesaria son: la condición

operativa de la CT Taltal (Taltal), las transferencias que se inyectan a Pan de Azucar 220kV desde

el Sur (Paz), el número de unidades que que está conectado a cada barra (#Uni_A y #Uni_B) y la

potencia inyectada a cada barra por la CT Guacolda (PBa y PBb).

Estos datos son determinados en la etapa de tratamiento de datos del esquema.

Se destaca que en el caso de que el sistema se encuentre en una condición operativa en

donde una falla severidad 9 en cualquiera de las barras de la S/E Guacolda no se propaga al resto

del sistema, los valores de las potencias objetivo a desconectar adoptan el valor “0”.

Así, posterior al cálculo de estas potencias, el esquema comunica que no existe peligro de

propagación de una falla de severidad 9 en la S/E Guacolda al resto del sistema en el caso que

ambos valores (P_obj_A y P_Obj_B) sean “0” y además los valores Desc_A y Desc_B sean

simultáneamente “0”. Frente a esta condición, el esquema continuará midiendo el estado a tiempo

real del sistema.

En el caso que uno o ambos de estos valores sean positivos, o que alguno de los valores

Desc_A y Desc_B sea “0”, el esquema procederá a determinar el conjunto de alimentadores que

permiten cubrir la potencia objetivo calculada para la Barra A y para la Barra B de forma

independiente. Para realizar esto, el esquema debe conocer el conjunto de cargas que están

disponibles para desconexión y sus potencias, datos almacenados en el vector Cfd. En el caso que

una o ambas de las variables Desc_A y/o Desc_B sea 1, el esquema preparará directamente la

desconexión de la zona norte en el caso que se produzca una falla severidad 9 en la barra que

presente el valor “0” en su variable “Desc_”.

Con estos datos disponibles, se calcularan dos datos de salida GAP_A y GAP_B, que son

vectores que representan al conjunto de interruptores asociados a los alimentadores que hay que

desconectar en caso de falla (19 filas), además de los interruptores que permiten desconectar la

zona al norte de la S/E Maitencillo (4 filas).



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GAP_X

Alimentadores de carga Interruptores Desc. Norte

A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 A17 A18 A19 J1 J2 J8 H5

Cada casilla adopta un valor booleano. En el caso que se decida la desconexión de un conjunto

de cargas, el conjunto de alimentadores seleccionados para abrir en caso de falla en la S/E Guacolda

adoptan el valor “1”. En este caso, los interruptores destinados a la desconexión de la zona norte

permanecen en valor “0”. En caso que el valor de Desc_X sea “1”, las casillas de GAP_X

correspondiente a los alimentadores adoptan el valor “0”, mientras que las casillas destinadas a los

interruptores que conectan a la S/E Maitencillo con la S/E Cardones.

El algoritmo de decisión de cargas estará basado en dos criterios de acuerdo a lo expuesto a

continuación:

El primer criterio a aplicar corresponde a una preselección de cargas de los alimentadores de

las SS/EE que tengan la menor latencia en la comunicación desde Central Guacolda a dicha

Subestación.

De acuerdo a esto, la prioridad en desprendimiento de cargas estará dada por la siguiente

secuencia, en orden de prioridad:

S/E Huasco

S/E Maitencillo

S/E Cardones

S/E Pan de Azúcar

S/E Diego de Almagro

En términos de flujo, si la potencia en Huasco no supera a la potencia objetivo, entonces se le

sumaran las potencias de Maitencillo y así en adelante hasta encontrar que la suma de potencias

supera a la potencia objetivo. Para mayor seguridad, se propone reunir cargas hasta superar

en un 20% la potencia objetivo de modo de facilitar y optimizar el proceso siguiente.

Posteriormente, el segundo criterio a aplicar será ordenar las cargas de los alimentadores de

cada S/E de mayor a menor, e ir sumando los bloques de mayor carga hasta igualar o superar

la potencia objetivo. Si la suma supera a la potencia objetivo, el algoritmo eliminar la última

carga agregada y buscara un conjunto de cargas menores tal que su suma vuelva a superar la

potencia objetivo. Este último procedimiento se repite iterativamente hasta que no es posible

encontrar un conjunto de cargas menores. Esta última será la carga efectiva a desprender.



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En términos de flujo la propuesta es la siguiente:

A. Ordena cargas de mayor a menor

B. suma los bloques de mayor carga hasta superar la potencia objetivo Pt

C. resta la última potencia agregada Pt=Pt-P_última

D. busca y suma cargas menores a la última potencia agregada hasta que estas cargas,

sumadas a Pt, superan a la potencia objetivo.

E. Repite desde C hasta que ya no quedan posibles combinaciones

F. Desprende Pt

En caso que la suma de la potencia de los alimentadores no logre cubrir la potencia objetivo

calculada para alguna de ambas barras, se envía una alerta de peligro de propagación de falla. De

forma simultánea, el esquema prepara la desconexión del norte en caso de falla los grupos de

alimentadores GAP_A y GAP_B, y continúa monitoreando la condición del sistema.

Estas acciones permiten que el esquema esté preparado para afrontar una falla severidad 9,

sabiendo exactamente la decisión que debe tomar frente a una falla en la Barra A y en la Barra B.

Esta decisión consiste en enviar señales de apertura a los interruptores de los interruptores que

tengan el valor “1” en los datos de almacenamiento GAP_A o en GAP_B, dependiendo de la falla.

Se presenta a continuación el detalle de la matriz de decisión:

Matriz de decisión

La matriz de decisión tiene por objetivo determinar la cantidad de potencia objetivo a

desconectar en el caso que se produzca una falla en cada una de las barras. Además, la matriz de

decisión identifica si se está en un caso en donde la única medida posible para evitar la propagación

de la falla es la desconexión de la zona al norte de la S/E Maitencillo. Para determinar esto, los

datos de salida de la matriz de decisión son la potencia objetivo a desconectar (P_obj_i) y la decisión

de desconexión de la zona norte (Desc_i):



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El proceso de decisión de esta matriz se detalla a continuación de forma detallada:

Figura 6-5: Parte del esquema que determina una desición de como actuar en caso de falla severidad 9.

En esta primera parte de la matriz de decisión se determina el número de unidades de la CT

Guacolda que están en servicio. En el caso que sean tres las unidades en servicio, se sigue la

siguiente lógica:

Figura 6-6: lógica de la matriz de decisión al haber 3 unidades de la CT Guacolda en servicio

Esta lógica permite preparar las acciones a seguir en caso de falla severidad 9, asignando los

siguientes valores a los datos de salida:

Paz PBb

1 2

Desc_A = 0Desc_B = 1P_obj_A = 0P_obj_B = 0


#Uni_A Taltal

0 1 Desc_A = 0Desc_B = 0P_obj_A = 0P_obj_B = 0

Y&

& &

&

&&

&

P.Az<90

P.Az=>90Desc_A = 0Desc_B = 0P_obj_A = 0P_obj_B = PBb*0,8

PBa


P.Az<90

P.Az=>90Desc_A = 0Desc_B = 0P_obj_A = Pba*0,8P_obj_B = 0

&

3Paz



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Si la Barra A tiene conectada una unidad de la CT Guacolda y la CT Taltal está fuera de servicio,

prepara la desconexión de la zona norte en caso de una falla en la Barra B y asocia valores

nulos a los datos correspondientes a la Barra A (la falla en la Barra A no desencadena

problemáticas).

Si la Barra A tiene conectada una unidad de la CT Guacolda y la CT Taltal está en servicio,

identifica si se está en una zona segura en términos de estabilidad comparando la variable Paz

con el valor encontrado en el análisis (90MW) y calcula la potencia objetivo a desconectar en

caso de falla en la Barra B (80% de la potencia pérdida si Paz>=90 y “0” en caso contrario) y

asocia valores nulos a los datos correspondientes a la Barra A (la falla en la Barra A no

desencadena problemáticas).

Si la Barra A tiene conectada dos unidades de la CT Guacolda, las acciones para la determinación

es homologa a la descrita anteriormente, tomando en consideración que la Barra B es aquella

que presenta solo una unidad conectada.

En el caso de cuatro unidades en servicio, se sigue el algoritmo presentado en la siguiente

figura:




En este caso, ambas barras tienen conectadas la misma cantidad de unidades de la CT

Guacolda. Así, la primera acción de la lógica es calcular la potencia límite que es inyectada a la

barra Pan de Azúcar 220kV desde el sur (P.Az._Límite_i) a través de la ecuación determinada

en el análisis de la falla severidad 9, correspondiente a cuando quedan dos unidades operativas

post-falla. Este cálculo se realiza para ambas barras a partir de la potencia que está siendo

inyectada a cada una de ellas. Se recuerda que esta potencia límite permite identificar si la falla

4

Desc_A = 0P_obj_A = 0

Desc_B = 0P_obj_B = 0

Desc_A = 0P_obj_A = PBa * 0,7

Desc_B = 0P_obj_B = PBb * 0,7

P.Az._Límite_A = -1,1573 * PBa + 396

P.Az._Límite_B = -1,1573 * PBb + 396

P.Az<P.Az_Límite_APaz

Paz

P.Az>=P.Az_Límite_A

P.Az<P.Az_Límite_B

P.Az>=P.Az_Límite_B

PBb

PBa

PBa

PBb



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severidad 9 da respuestas estables o inestables, cuando esta es comparada con la potencia real

que está siendo inyectada a Pan de Azúcar. En la ecuación presentada en la lógica, se incorpora

un margen de seguridad de 20MW a la fórmula identificada en el análisis de la falla severidad

9.

Una vez calculado estos valores límites para ambas barras, se comparan con el valor real de la

potencia que se inyecta a Pan de Azúcar 220kV desde el sur, y en caso que esta sea mayor al

límite encontrado para una o ambas barras, se calcula la potencia objetivo a desconectar para

cada una de las barras que cumplen con esta condición.

En el caso de haber cinco unidades en servicio, se sigue el algoritmo presentado en la

siguiente figura:



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#Uni_A

32

P.Az<P.Az_Límite_A

PazP.Az>=P.Az_Límite_A

PBa<=361

PBa>361PBa



Desc_A = 0P_obj_A = 0&



Paz

P.Az<P.Az_Límite_B

P.Az>=P.Az_Límite_B

PBb

P.Az._Límite_A = -1,1573 * PBa + 390

P.Az._Límite_B = -1,1256 * PBb + 396

PBb

PBa

&

P.Az<P.Az_Límite_B

PazP.Az>=P.Az_Límite_B

PBb<=361

PBb>361

PBb





Paz P.Az<P.Az_Límite_A

P.Az>=P.Az_Límite_A

PBa

P.Az._Límite_B = -1,1573 * PBb + 390

P.Az._Límite_B = -1,1256 * PBa + 396

PBa

PBb

5

Taltal

0 1

&

&Desc_A = 0P_obj_A = PBa * 0,7


Taltal

0 1

&

& Desc_B = 0P_obj_B = PBb * 0,7



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En caso que hayan dos unidades conectadas a la Barra A, se calcula la potencia límite

Paz_límite_A con la fórmula que se determinó para cuando quedan dos unidades de CT Guacolda

en servicio post-falla, y se compara con la variable P.Az, calculando la potencia objetivo a

desconectar en caso que esta sea mayor al límite calculado. Por otro lado, se calcula la potencia

límite de la Barra B a través de la fórmula que se estableció para cuando quedan tres unidades

de CT Guacolda en servicio post-falla y se compara con la variable Paz. Si la potencia inyectada

en la Barra B es mayor a 361MW y la Central Taltal está fuera de servicio, se prepara la

desconexión de la zona norte, mientras que si es menor a ese valor o la CT Taltal está en

servicio, se calcula la potencia objetivo a ser desconectada en caso de una falla en la Barra B.

En caso que hayan tres unidades conectadas a la Barra A, se calculan los datos de salida de

forma homologa al procedimiento descrito anteriormente, pero considerando que la Barra B

tiene conectada dos unidades de la CT Guacolda.

6.2.3 Proceso de actuación del esquema de mitigación

La siguiente figura muestra la parte del esquema que monitorea las señales de actuación:

Figura 6-9: Parte del esquema que determina una decisión de como actuar en caso de falla.

Esta etapa del esquema de mitigación entra en detalle a la actuación del esquema cuando

recibe la señal de una falla en una de sus barras.

¿Falla en Barra?


¿Falla = Barra A?


interruptores GAP_B


interruptores GAP_A



SI

NO

SI NO



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La activación del esquema de mitigación se propone que sea a través de señales de operación

de la única protección diferencial existente en la CT Guacolda, la cual presta servicio de protección

a otros activos eléctricos de la central.

Sin embargo, y para mantener la independencia de los recursos utilizados por el esquema de

mitigación, se propone alternativamente la implementación de protecciones independientes.

Considerando la importante cantidad de EDAG’s y EDAC’s actualmente en funcionamiento en

instalaciones de Guacolda, Maitencillo y Cardones, se considera relevante incluir en este esquema

de mitigación una señal de inhibición que, aplicada a los actuales EDAG’s que corresponda,

permitirían inhibir la operación de estos durante la actuación de este esquema, evitando el

desprendimiento erróneo de generación y carga que pudieran generar estos EDAG’s. El tiempo de

inhibición y su característica de operación es parametrizable y programable.

Luego, en función de la barra fallada, se envían las ordenes de apertura del grupo de

alimentadores determinados en el proceso de decisión del esquema (el grupo GAP_A en caso de

falla en la barra A y GAP_B en caso de falla en la barra B).

Finalmente, el esquema se inhabilita automáticamente hasta su habilitación manual.

6.3 Criterios, parámetros y ajustes genéricos de los recursos

El criterio general utilizado para el desarrollo de la arquitectura conceptual, (y posteriormente

de detalle) de este esquema de mitigación se basa en la experiencia internacional en esta materia,

basada en implementaciones de esquemas de protección (SPS, SIPS, RAS) actualmente en

operación en USA, Asia y Europa, que sin embargo puede resumirse en la utilización de recursos

de medida, control y de comunicación independientes además de la implementación de la

redundancia requerida para obtener una confiabilidad específica.

A continuación se detallan los requerimientos principales de los recursos utilizados en la

solución propuesta de este esquema de mitigación:

Unidades de Generación

Objetivo: Se requiere determinar qué unidades están en servicio y cuanta potencia están

aportando para poder determinar cuáles unidades quedarán en servicio luego de una falla en la

barra (las unidades pueden tener comportamientos y tiempos de respuesta diferentes) y cuanta

potencia inyectada se perdió en la barra al momento de ocurrir la falla.

Deben medirse, para cada unidad por separado, las variables voltaje y corriente, y a partir

de dichas variables determinar las potencias activa, reactiva y aparente.

Deben medirse el estado de los interruptores y seccionadores de cada una de las unidades

de generación.



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Barras

Objetivo: Se requiere determinar que barra está en falla.

El esquema de mitigación debe incorporar una protección de barras por cada una de ellas.

La salida de cada una de dichas protecciones ingresa al esquema de mitigación para

activar su funcionamiento.

Cargas

Objetivo: Se requiere determinar el conjunto óptimo de cargas que permita salvar la

inestabilidad a partir de un conjunto mayor de cargas disponibles. Este conjunto óptimo de cargas

debe poder ser desprendido en los tiempos requeridos por la operación del esquema de mitigación.

Para evitar retardos importantes en la ejecución efectiva de las órdenes de

desprendimiento, se propone ejecutar dicho desprendimiento directamente sobre los

alimentadores de las SS/EE principales (ej: Maitencillo, Pan de Azúcar, etc.) y no en el

punto efectivo de la carga, el que generalmente está ubicado remotamente y, en general,

las redes de comunicación no son adecuadas.

Para garantizar que siempre existirá un conjunto de cargas a desprender se propone

disponibilidad un conjunto de cargas un 10% mayor a la carga realmente requerida en

condiciones de falla. Con esto, es posible aceptar la variabilidad natural de las cargas y

asegurar siempre un funcionamiento adecuado del esquema de mitigación.

Si eventualmente, y aún con la condición anterior satisfecha, no es posible reunir las

cargas necesarias, el esquema de mitigación deberá informar convenientemente esta

condición.

Redes de comunicaciones

Objetivo: Permitir, de manera rápida, confiable y segura, la recolección de información de

monitoreo de generación, cargas, transferencias y en la misma forma, transmitir las ordenes de

desprendimiento de carga.

Las redes de comunicación disponibles actualmente y de los cuales entendemos tendrían

la capacidad de ser utilizadas en este esquema de mitigación son las siguientes:

o Enlace de Fibra óptica entre Central Guacolda y SS/EE Maitencillo.

o Enlace OPLAT entre S/E Maitencillo y S/E Cardones

o Enlace de microondas entre Central Guacolda y Central Huasco (Alimentador

Pellets)

o Enlace de comunicaciones VPN (doble) entre Central Guacolda y S/E Pan de Azúcar



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Para mantener las condiciones de disponibilidad de este esquema se recomienda utilizar

enlaces de comunicación redundantes entre la Central Guacolda y las S/E de los

alimentadores de las cargas y entre dicha Central y la S/E Pan de Azúcar.

Protocolos de comunicaciones

Objetivo: Transportar la información de monitoreo y control a la más alta velocidad posible,

sin pérdida de información, de preferencia con la opción de chequeo y corrección de errores o

mediante un protocolo de comunicación que no lo requiera pero otorgue el mismo nivel de

desempeño.

Si se desea optar por la utilización de las redes de comunicación disponibles expuestas en el

punto anterior, debe considerarse sus siguientes características de desempeño.

Enlace de Fibra óptica entre Central Guacolda y SS/EE Maitencillo.

o Retardo del enlace: app. 50 mlseg.

o Acepta cualquier tipo de protocolo

o Acepta transmisión de variables análogas y de estado.

Enlace OPLAT entre S/E Maitencillo y S/E Cardones

o Retardo del enlace2: app. 50 mlseg.

o El retardo informado es para transmisión de variables de estado. No es recomendable

su utilización para transmisión de variables análogas.

Enlace de microondas entre Central Guacolda y Central Huasco (Alimentador Pellets)

o Retardo del enlace2: 50 mlseg.

o Acepta cualquier tipo de protocolo


Enlace de comunicaciones VPN (doble) entre Central Guacolda y S/E Pan de Azúcar.

o Retardo del enlace: 200 a 400 mlseg.

o Acepta protocolo IEC61850 MMS

o Acepta protocolo IEC61850 con mensajería Goose usando tunelización.


Las redes de comunicación disponible y aquellas que sea necesario implementar en función

de la posición geográfica de los alimentadores de las cargas deben ser capaces de poder transportar

protocolos de comunicación eléctricos en los tiempos de actuación requeridos por el esquema de

mitigación.



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Uno de los protocolos de comunicación más utilizados es DNP. Sin embargo, su característica

de handshaking podría generar retardos indeseados.

Se recomienda utilizar protocolo IEC61850 MMS para el monitoreo e IEC61850 con mensajería

Goose para la emisión de órdenes de control. En ambas modalidades propuestas los tiempos de

transmisión son mínimos en comparación con otros protocolos.

Sistema de Control

Objetivo: Ejecutar la analítica y lógica del esquema de mitigación en el mínimo tiempo y de

forma segura.

Se recomienda la utilización de controladores redundantes. Esta redundancia debe ser del

tipo hot-hot y comprende la totalidad de los equipos hasta aquella frontera definida como

el punto en donde aparecen los enlaces de comunicación, es decir, la redundancia incorpora

los equipos de comunicación, respaldo de energía, etc.

Se recomienda la utilización de controladores que posean al menos las siguientes

características:

o Fuente de poder redundantes.

o Sin ventilación forzada

o Memoria de estado sólido

o Sincronización vía GPS o puerta IRIG-B

o Compatibilidad con Windows Server o Linux

El controlador debe tener la capacidad de autodiagnosticarse y de ejecutar diagnósticos de

funcionamiento de todos los elementos del esquema, es decir, incluyendo equipos de

comunicación, redes de comunicación, desempeño del enlace de comunicación,

El controlador debe incluir una interface hombre máquina desde la cual verificar su

funcionamiento, extraer y gestionar registros, ejecutar upgrades y configurarlo. Deben

existir niveles de acceso diferenciados de operador y de mantenimiento.

6.4 Lógica de actuación y operación

La solución conceptual del esquema de mitigación propuesto utiliza la siguiente lógica de

actuación y operación.

La arquitectura conceptual propuesta puede ser definida en cuatro bloques, a saber:

Una sección de inicio en donde, luego de un reset o partida en frío se cargan y validan todos

las variables del esquema. En esta sección se incluye un diagnóstico inicial de todas las

funciones diagnosticables del esquema de mitigación.



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Una sección de monitoreo y registro de las variables que requiere el esquema, a saber:

o Unidades en Servicio: Determinada a través de la lectura de los interruptores y

seccionadores de cada unidad de generación.

o Transferencias de la línea Pan de Azúcar-Las Palmas: Determinada mediante lectura

de V,I,P,Q y S en la S/E respectiva.

o Niveles de potencia de las cargas factibles de ser desprendidas: Determinada

mediante lectura de V,I,P,Q y S en el alimentador de la S/E respectiva.

o Generación de cada unidad de Guacolda: Determinada a través de la lectura de

V,I,P,Q y S de cada una de las unidades en forma independiente.

o Barras a las que acometen líneas y generadores: Determinada a través de la lectura

de todos los interruptores y seccionadores de ambas barras

Una sección de cálculo de las variables requeridas para el análisis, a saber:

o Potencias límites de barras; calculadas como una función de las unidades en servicio

que acometen a dichas barras.

o Potencias requeridas de desprender en caso de que se presente una falla calculadas

independientemente para ambas barras.

o Potencias óptimas a desprender en caso de falla, calculadas independientemente

para ambas barras.

Una sección de decisión, en la cual el esquema de mitigación hace uso de las variables

medidas y calculadas y genera, en el mínimo tiempo posible, las órdenes de

desprendimiento de carga. En esta sección es posible identificar lo siguiente:

o Una unidad de programa que trabaja en base a interrupciones y permite detectar la

condición de operación de las protecciones de barra.

o Una unidad de activación de la señal de inhibición para otros EDAG´s en la zona que

permite evitar operaciones no deseadas.

o Una unidad de emisión inmediata de órdenes de desprendimiento de cargas en

función de la barra que está en condición de falla.

La lógica general de funcionamiento es la siguiente:

Con el esquema de mitigación energizado, en operación y armado, se ejecuta un ciclo de

lectura periódica de las variables de generación, transferencias y cargas. Se estima que la

frecuencia mínima de monitoreo de estas variables no debe ser mayor que 5 segundos.



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En cada ciclo de lectura de las variables de campo indicadas, el esquema de mitigación

determina las variables de decisión requeridas para una ejecución de la orden de desprendimiento.

Estas variables son la potencia limite, la potencia necesaria de desprender y la configuración óptima

de cargas a desprender.

De esta forma, se calculan las variables en forma previa a una falla, anticipándose a una

operación del esquema. Esta metodología permite reducir los tiempos de operación al mínimo, por

cuanto la acción de control no depende de algún cálculo a ejecutar en el momento de recepción de

la señal de activación de la protección de barra.

La señal de que la protección de barra ha operado es detectada por el esquema de mitigación

en la modalidad de “excepción” es decir, el ciclo actual de lectura y cálculo en la que se encuentra

el esquema se interrumpe inmediatamente de recibida esta señal, atendiendo en tiempo mínimo la

contingencia y generando de inmediato las órdenes de desprendimiento de cargas previamente

calculadas.

Una vez que la señal de operación de la protección de barras ha sido recibida, el esquema

genera una señal de inhibición que, incorporada a los EDAG´s actualmente en servicio, permita

inhibir su funcionamiento durante la operación del esquema durante un tiempo y característica

parametrizables a definir en la solución de detalle.

Una vez emitida la orden de desprendimiento de cargas, se propone que el esquema de

mitigación se inhabilite hasta recibir una operación manual que lo reactive nuevamente toda vez

que la contingencia haya sido despejada. Ejecutada esta acción manual, el esquema de mitigación

retorna a su condición de operación normal.

Nota: Para asegurar la coherencia entre las variables de generación, transferencias y cargas,

es necesario que todas las variables de generación, transferencias y cargas indicadas tengan

estampa de tiempo mediante sincronía GPS a objeto de poder procesar variables que correspondan

a un mismo instante de tiempo (o a una banda de tiempo predefinida).

6.5 Factibilidad de Implementación del esquema

A continuación se presentan todas las consideraciones para determinar la factibilidad de la

implementación del esquema.

Generales

El esquema de mitigación debe ser capaz de operar en forma continua en condiciones de

régimen permanente y en condiciones de contingencia. Los tiempos de operación del esquema

deben ser menores o iguales a los tiempos máximos determinados en cada uno de los escenarios

de contingencia.



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Para efectos de claridad, las instalaciones en las unidades de generación de Central

Guacolda, en la S/E Guacolda, en la S/E Pan de Azúcar (línea) y en las S/E de desprendimiento

de carga, se denominarán Celdas de Generación, Celda de Control, Celda de Línea y Celda de

carga respectivamente. Con esta denominación se distingue además la funcionalidad de cada

una de las celdas.

La celda de Generación es la encargada de monitorear todas las variables análogas de cada

unidad de generación (V-I-P-Q-S) y las variables de estado de los interruptores y

seccionadores que ella posee hasta su conexión con la barra de 220 kV.

La celda de control es la encargada de ejecutar la lógica y analítica de control del esquema

de mitigación. A ella confluyen todas las otras celdas y las señales de campo requeridas

para su funcionamiento (ej: señal de activación de protección de barras). La celda de Control

se propone redundante en la modalidad hoy-hot.

La celda de Línea es la encargada de medir las transferencias de una línea de transmisión.

Eventualmente puede tener la capacidad de leer los estados de los interruptores asociados

a dicha línea.

La celda de carga es la encargada de medir las variables análogas de cada punto de carga

(V-I-P-Q-S) y loe estados de los interruptores asociados a dicha carga.

Cada una de las celdas debe tener la capacidad de comunicarse por dos enlaces de

comunicación simultáneamente.

Al menos la celda de control debe poseer una interface hombre maquina alojada en el mismo

gabinete. Sin embargo, deberá proveer un medio para disponer este HMI de manera remota.

Todas las celdas de línea, carga y generación deberán tener la posibilidad de conectar una

interface hombre maquina a ser instalada en su mismo gabinete o en una posición remota.

En términos generales, una “Celda” es un gabinete en el que se alojan los equipos de

medida, comunicación, computación y considera todos los cableados y conexiones dentro

de ella.

Equipos de medida

La clase de precisión mínima de los equipos utilizados para medir variables análogas será de

un 1% y esta precisión deberá ser efectiva para todas las variables medidas (V-I-P-Q-S-F). La

resolución de la medida deberá ser compatible con la precisión del equipo.

Las medidas deben ser adquiridas desde los transformadores de medida de las instalaciones,

por lo que los rangos de entrada de los equipos de medida deben ser compatibles con los rangos

de trabajo de dichos transformadores.



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Lectura de estados

La supervisión de interruptores, seccionadores y en general variables de estado debe hacerse

mediante la técnica de doble estado, es decir, para cada señal de estado a ser leída se proveerá un

de un contacta NA y un contacto NC.

Señales de disparo de cargas

Se deben tener en cuenta todos los caminos posibles de disparo que posea el alimentador de

una carga. Si existen dos bobinas de disparo, entonces la orden de disparo deberá ser redundante.

La orden debe ser directa al interruptor y no podrá pasar a través de otros equipos.

Sincronía horaria

Todas las celdas deberán disponer de un subsistema de sincronía horaria sincronizados con

la hora UTC.

Todos los registros, alarmas, eventos, sean estos análogos o de estado deberán tener su

correspondiente estampa horaria sincronizada vía GPS.

La sincronía horaria de cada una de las celdas es independiente no pudiendo utilizarse

señales de sincronía proveniente de otros sistemas distintos del esquema de mitigación.

Energía de Alimentación

Todas las celdas deberán poder alimentarse desde los SS/AA de corriente continua de la

S/E o Central.

Capacidad de registro

La celda de control debe tener la capacidad de registro necesaria para almacenar logs,

eventos y alarmas al menos durante 30 días.

Controladores

Basados preferentemente en equipos con capacidad de computación y programables en

lenguajes estándares, abiertos y no propietarios.

Deben disponer de puertos de entrada/salida necesarios para cumplir su función.

Deben disponer de las puertas de comunicación necesarias para establecer comunicación

con otras celdas o equipos.

Deben ser aptos para trabajo en ambientes eléctricos, alta inmunidad a ruido

electromagnético, funcionamiento bajo condiciones de transitorios en su energía de

alimentación.

Equipos de comunicación



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Cada celda debe contar con los equipos de comunicación necesarios para comunicarse

mediante dos enlaces redundantes, independientemente de que solo se use uno de ellos.

Los equipos de comunicación de la celda deben soportar el protocolo SNMP y poder comunicar

a través de este el estado habilitado/deshabilitado de cada uno de sus puertos.

Redes de comunicación

El ancho de banda otorgado para la comunicación del esquema de mitigación debe ser

suficiente para permitir el correcto desempeño del esquema.

Las latencias de las redes de comunicación y de los equipos intermedios no deben ser

comparables con los tiempos de actuación del esquema de mitigación.

Protocolos de comunicación

En términos generales se prefiere el uso de protocolos de comunicación IEC61850 y DNP3.0.

La celda de control o aquella que requieran comunicarse con sistemas externos, deberá

poseer la capacidad de comunicación bajo protocolo IEC60870-104

En particular se sugiere usar:

IEC61850 MMS para monitoreo

IEC61850 Goose para ordenes de control

Modbus TCP/IP para variables que no requieren estampa de tiempo y en donde la velocidad

de respuesta no es un requerimiento.

SNMP para monitoreo y gestion de equipos de comunicación.

Autodiagnóstico

La celda deberá poseer un mecanismo de autodiagnóstico que permita evaluarse a si misma

y evaluar la condición de las otras celdas del sistema. El alcance mínimo de las funciones de

autodiagnóstico debe comprender al menos lo siguiente:

Falla en equipos de medida.

Falla en equipos de comunicación.

Falla en sincronía horaria.

Falla en enlaces de comunicación.

Falla en el controlador.

Falla en suministro de energía.



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Pruebas

El esquema de mitigación deberá ser sometido a pruebas FAT exhaustivas antes de ser

trasladado e instalado en terreno. Las pruebas FAT deben contemplar como mínimo evaluar el

funcionamiento del esquema en todos los escenarios analizados para este esquema.

Se recomienda la utilización de instrumentación de simulación y con posibilidad de desarrollar

scripts para pruebas automatizadas y permitir una mayor flexibilidad en la cantidad y calidad de

las pruebas ejecutadas.

El esquema de mitigación deberá ser sometido a pruebas SAT una vez instalado en terreno.

Interconexión con variables de terreno

Todas las señales de terreno que deban ser utilizadas por la celda deberán llegar a una

bornera frontera instalada en el gabinete

Las señales análogas de tensión se conectaran a través de borneras seccionables

Las señales de corriente se conectarán a través de borneras cortocircuitables

Las señales de tensión y corriente deberán pasar además a través de un block de pruebas.

Gabinete

El gabinete deberá tener una estructura antisísmica, sistema de climatización y un grado de

protección IP55 o superior.

6.6 Diseño detallado del esquema de mitigación

En este apartado se describe el diseño del esquema de control de forma detallada,

considerando los requerimientos específicos de las instalaciones y equipamiento que conforma este.



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Figura 6-10: Arquitectura del esquema de Mitigación

La arquitectura propuesta en la figura anterior muestra la interacción necesaria entre diversos

tipos funcionales de celdas que permiten construir la función de protección deseada.

Se debe entender que una Celda es un conjunto de equipos de medición, computación y

comunicación instalados en un mismo gabinete para ejecutar una función específica.

Para el esquema de mitigación solicitado se propone una estructura de control centralizada a

cargo de una Celda maestra ubicada de preferencia en la S/E o en la Central Guacolda, puntos

desde los cuales se concentran los nodos de comunicación actualmente existentes y desde donde

es posible desarrollar los nuevos sistemas de comunicación en caso de que ellos sean requeridos.

La Celda maestra es la Celda de Control y hacia ella confluye toda la información medida y

generada por las celdas de Generación, Línea y Cargas y cuyo detalle se desarrolla más adelante

en este documento.

Las funcionalidades que caracterizan y que debe proveer este esquema de mitigación son las

siguientes:

REDES DE COMUNICACION

CELDA DE MONITOREO DE

LINEA

CELDA DE MONITOREO Y

DESPRENDIMIENTO DE CARGAS

CELDA DE MONITOREO DE GENERACION

CELDA DE CONTROL

ARQUITECTURA PROPUESTA





.- ANALITICA

.- DIAGNOSTICO

.- HMI

.- SCADA´s

.- CDEC´s

.- GESTION CELDAS

.- LECTURA DE V,I

.- ESTADO DE INTERRUPTORES

.- TRIP A LA CARGA

.- LECTURA DE V,I POR UNIDAD

.- ESTADO DE INTERRUPTORES

.- LECTURA DE V,I

.- ESTADO DE INTERRUPTORESY SECCIONADORES.



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Detección instantánea de la activación de las protecciones de barra de la Central Guacolda.

El esquema de control debe reaccionar en forma inmediata bajo una estrategia de

detección por excepción (no bajo una estrategia de polling) y activar sus secuencias de

control de acuerdo a la programación ejecutada.

Identificar la barra en donde se produce la falla de severidad 9 mediante la utilización de

señales provenientes del actual esquema de protecciones (o a partir de un nuevo esquema

de protecciones de barra).

De acuerdo a lo informado por Eléctrica Guacolda, existe una única protección en Central

Guacolda, que cumple funciones de protección de barras y además cumple otras funciones

de protección para otros activos eléctricos de la misma central. Asimismo, se nos indica

que esta protección no tiene backup y/o protección de respaldo y/o protección secundaria

por lo que, en caso de que esta protección falle, gran parte de los activos eléctricos de la

central queda sin protección. Es posible incorporar a esta protección una función adicional

emitiendo una señal cada vez que la protección de barras se active y esa señal es la que

se propone que active el esquema de mitigación.

De acuerdo a lo expuesto, nos parece que una solución basada en la utilización de esta

señal tiene una confiabilidad reducida y acotada. Es por ello que nuestra propuesta

definitiva es instalar una protección similar o idéntica a la actual y que actúe como

respaldo. El esquema de mitigación entonces se activará con la presencia simultánea de

dos señales de falla en barra provenientes de las dos protecciones principal y de respaldo

propuestas, incrementando sustantivamente la confiabilidad del esquema de mitigación

y, como efecto colateral, la confiabilidad del esquema de protecciones de la Central

Guacolda.

Determinar, en tiempo real, cuales unidades de la Central Guacolda están en servicio, a

que barra están conectadas y cuanta potencia están inyectando cada una de ellas.

Evaluar, en tiempo real, la potencia efectivamente inyectada en cada una de las barras.

Determinar, en tiempo real, la disponibilidad efectiva de carga factible de ser

desconectada.

Determinar, en tiempo real, el monto de carga requerido que debería desconectarse si

ocurriera una falla de severidad 9 en las condiciones actuales de topología del sistema

eléctrico de Central Guacolda.



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Evaluar, en tiempo real, las magnitudes de la carga disponible y la carga requerida, y

generar alarmas en los casos en que no sea posible contener una falla de severidad 9 por

insuficiencia de carga disponible.

Determinar, en tiempo real, las transferencias por los circuitos de la línea Pan De Azúcar

hacia el sur.

Evaluar, en tiempo real, la potencia activa entrante a la barra Pan de Azúcar 220kV desde

el sur, en conjunto con los montos de inyección de cada una de las barras. Con estos

datos, calcular la potencia entrante a Pan de Azúcar 220kV desde el sur en caso de una

falla, para ambas barras.

Evaluar, en tiempo real, el conjunto óptimo de cargas con el cual es posible construir el

bloque necesario para contener la falla de severidad 9, teniendo presente el cumplimiento

de los tiempos máximos de operación y las prioridades que eventualmente le sean

asignadas al grupo de cargas disponibles.

Discriminar entre una falla de severidad 9 y cualquier otra condición propia de la operación

del Sistema Eléctrico (transferencia de barras, salida de servicio por mantenimiento,

operaciones normales, etc.).

Emitir, en tiempo real, las acciones de control definidas y programadas para contener la

falla. Se propone que estas acciones de control sean el desprendimiento óptimo de cargas,

sin embargo, está abierta la posibilidad de que se definan otro tipo de acciones (Ej:

seccionar el sistema eléctrico) o acciones complementarias (desprendimiento controlado).

En el momento que se produzca una falla de severidad 9, generar las señales de estado

necesarias para inhibir la operación de los EDAG´s actualmente en servicio en Guacolda

y cuya operación considera la reducción o desprendimiento de generación.

En particular, debe inhibirse el funcionamiento de los siguientes EDAG´s/ERAG´s:

EDAG/ERAG Maitencillo-Pan de Azúcar. Desconecta generación en caso de sobrecargas en

cualquier circuito de este tramo de línea.

EDAG/ERAG Maitencillo-Nogales. Desconecta generación en caso de sobrecargas en

cualquier circuito de cualquier tramo.

EDAG/ERAG Guacolda-Maitencillo. Desconecta generación en caso de sobrecargas en

cualquier circuito de este tramo de línea.

Para poder realizar dicha inhibición, es necesario considerar la siguiente lógica



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La señal emitida por el esquema de mitigación para inhibir la activación de los EDAG´s

ubicados en la zona de Guacolda tendrá las siguientes características:

Corresponde a una señal de salida digital redundante y de doble estado (cada salida tiene

contactos NA+NC)

Un estado (A) indicará que la señal de inhibición está presente, y el estado opuesto (B)

indicará que la señal de inhibición no está presente.

Los EDAG´s que deben ser inhibidos, deberán tener la capacidad de leer estas dos señales

a través de dos entradas independientes de tipo SOE e incorporar en su código un

subprograma que inhiba su acción en tanto el estado de esta señal corresponda a su

estado “A”. La señal de inhibición deberá estar presente simultáneamente en ambas

entradas significando que la señal de inhibición está efectivamente presente.

La permanencia de la señal en estado “A” o “B” será una variable gestionada y

administrada por el esquema de mitigación.

Características Generales del esquema de mitigación

Las características y requisitos mínimos que debe poseer el esquema de mitigación, son las

siguientes:

Se debe privilegiar la utilización de redes de comunicación actualmente existentes, en tanto

ellas tengan la disponibilidad y el ancho de banda suficiente para este esquema y

particularmente no impongan restricciones a los tiempos de operación del esquema.

Los protocolos de comunicación utilizados deben ser estándares de la industria pudiendo

utilizar DNP, IEC61850 o Modbus en sus distintas modalidades. No se aceptará el uso de

protocolos propietarios.

El esquema debe incorporar una interface de operador o HMI local, desde la cual debe ser

posible ejecutar la configuración, programación, mantenimiento y monitoreo del esquema

de mitigación.

El esquema debe incorporar una vía de comunicaciones habilitada como HMI remoto desde

la cual debe ser posible ejecutar las mismas funciones del HMI local con excepción de las

funciones de configuración y upgrades del esquema.

Debe ser posible inhabilitar el esquema desde el HMI local y desde un control local manual.

Esta inhabilitación debe ser registrada en los archivos de eventos y convenientemente

informada a los SCADAs conectados al esquema.



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Los elementos de repetición de señales de estado utilizados por el esquema no deben

introducir, en ningún caso, un retardo superior a un 20% del tiempo de retardo del

interruptor más lento de la cadena de decisión.

Las pruebas FAT y SAT del esquema de mitigación se diseñaran y ejecutarán de acuerdo a

la estrategia del tipo top-down, es decir, inicialmente se asumirá que todos los componentes

y equipos del sistema ya han sido probados y configurados en forma individual. Las pruebas

se iniciarán probando el esquema de mitigación en su totalidad con todas las celdas

operativas y, en caso de ser necesario (ej: por un funcionamiento inadecuado), las pruebas

incluirán funciones o subfunciones de menor jerarquía y eventualmente pruebas de

componentes y equipos.

Para las pruebas FAT del esquema, las redes de comunicación que interconectan las celdas

podrán ser emuladas con fibra óptica o redes ethernet de cobre, y degradado artificialmente

su funcionamiento para emular las condiciones reales de latencia y ancho de banda

encontradas en terreno con las redes de comunicación reales.

Todas las variables análogas, de estado, de comunicación y otras que el esquema requiera

deberán estar disponibles y activas simultáneamente durante las pruebas FAT del mismo.

Cada una de ellas podrá ser modificada “on the fly” (sobre la marcha) para representar

distintas condiciones y contingencias que podrán estar presentes en el sistema eléctrico una

vez que este esquema esté en funcionamiento.

El esquema de pruebas utilizado deberá ser lo suficientemente automatizado para

incorporar, de manera flexible y rápidamente, la ejecución de pruebas adicionales que se

estimen convenientes y que sean pertinentes con la funcionalidad del esquema de

mitigación.



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El esquema de mitigación, como un todo, debe tener una disponibilidad de una proporción

determinada (a definir por el CDEC) considerando MTTR (Mean Time to Replace) no

superiores a 48 horas. Dicha disponibilidad podrá ser obtenida con configuraciones

redundantes, con equipos de alto MTBF (Mean Time Between Failure) o con una combinación

de ambas. La disponibilidad del esquema debe ser determinada y documentada en la

Ingeniería del esquema mediante una memoria de cálculo.

El esquema de mitigación debe ser diseñado de tal modo que sus recursos son exclusivos y

no pueden ser compartidos con otros esquemas de monitoreo, protección o control. Este

requerimiento no aplica a interruptores, transformadores de corriente, transformadores de

potencial, redes de comunicación, energía de alimentación de corriente continua, los que si

pueden ser compartidos con otros esquemas.

El esquema de mitigación debe incorporar mecanismos que eviten la intrusión externa

indebida a sus redes de comunicación y que puedan provocar un funcionamiento anómalo

del mismo. El esquema podrá utilizar equipos o software para realizar tales funciones pero

en ningún caso dichos mecanismos deberán comprometer las funcionalidades requeridas

para el esquema, particularmente en lo relativo a su velocidad de respuesta y control.

El esquema de mitigación deberá otorgar los elementos y funciones necesarias para proveer

los niveles de seguridad necesaria, en particular, relativas a los siguientes conceptos:

o Debe poseer un método de validez del originador de algún proceso del sistema, de

un comando, de una acción de control o de la transmisión de un mensaje.

o Debe poseer un método de verificar el nivel de privilegios y/o los derechos de acceso

de un usuario que se conecte al sistema a través del HMI.

o Debe poseer un mecanismo de monitoreo, registro y emisión de alarmas frente a

eventos del sistema provocados por intervenciones de usuarios.

o Debe poseer un mecanismo de aseguramiento de la integridad de los datos emitidos

por algún originador (proceso, usuario, etc.) de manera que no sea modificado,

alterado o destruido; accidental o maliciosamente.

El esquema de mitigación debe poseer un mecanismo de autodiagnóstico que permita

detectar, registrar y alarmar las fallas (totales o autorecuperadas) de cualquiera de los

componentes del esquema, incluidos los errores de software. Todos los errores y fallas

deben ser registrados a objeto de que ellos sean utilizados en actividades de mantenimiento

o seguimiento de fallas. El registro debe incluir la fecha y hora de detección de la falla.



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El esquema debe ser capaz de poder comunicarse con el SCADA del CDEC (y cumplir con

los requisitos del SITR de la NTSyCS) y con el SCADA del coordinado en donde se instale

dicho esquema.

El esquema de mitigación debe ser capaz de reiniciarse automáticamente cuando su energía

de alimentación sea interrumpida y reestablecida. La secuencia de reinicio debe ser

completada en un tiempo no superior a 5 minutos.

El diseño del software de analítica del esquema debe soportar la incorporación de funciones

y módulos sin que ello requiera el rediseño de la analítica del esquema o de modificaciones

del sistema operativo.

El tiempo que va desde la activación de la protección de barras, procesamiento de datos,

ejecución de la analítica, transmisión del comando de desconexión de carga, hasta la emisión

de la señal de apertura de la carga, no deberá superar los siguientes tiempos:

o 150ms milisegundos para la carga desprendida en la S/E Huasco

o 150ms milisegundos para la carga desprendida en la S/E Maitencillo

o 400ms milisegundos para la carga desprendida en la S/E Pan de Azúcar

o 250ms milisegundos para la carga desprendida en la S/E Cardones

o 400ms milisegundos para la carga desprendida en la S/E Diego de Almagro

El esquema debe proveer de un mecanismo para efectuar seguimiento de los tiempos de

tránsito y latencia de los mensajes de monitoreo y control.

Todos los registros, eventos y alarmas deben estar con una estampa de tiempo con una

precisión y resolución mayor o igual a un milisegundo.



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Figura 6-11: Disposición propuesta de Celdas para el Esquema de Mitigación

La propuesta esquematizada en la figura anterior, muestra la cantidad y la disposición

necesaria de celdas que requiere este esquema de mitigación. Esta propuesta supone que la

estrategia de control elegida es el desprendimiento óptimo de cargas. Sin embargo, si se define

otra estrategia de control, como por ejemplo la apertura de líneas, bastará incorporar una celda de

control cuya funcionalidad sea la apertura de dichas líneas.

Específicamente, esta propuesta requiere las siguientes celdas:

Una Celda de Generación ubicada en Central Guacolda

Una Celda de Línea ubicada en la S/E Pan de Azúcar cuya función es medir las

transferencias de dicha línea hacia el Sur (en dirección a la S/E Las Palmas)

Barra B

Barra A

Carrera Pinto

CT Taltal

U5U4 U3U2U1

El Arrayán

El Amarillo

Salvador RTS

Salva dor Chaka Javiera

Guanaco

Diego de

Almagro Chañares

Hacia

S/E Quillota

Hacia



Acceso a 110kV

por Los Vilos

Acceso a 110kV

por P. Azúcar

Acceso a 110kV

por Maitencillo

Acceso a 110kV

por Cardones

Taltal

Lalackama

Pampa Solar NorteConejo

Luz Del NorteCarre ra Pinto

San Andrés

Llano de Llampos

Valleland

Pelícano

Punta Colorada


Los Cururos

Monte Redondo


CT Doña

Carmén

Gu

aco

lda

San Andrés

Pelícano

Don Goyo

Talinay

La Cebada

Doña Carmen

Paposo

Diego De Almagro

Cardones

Maitencillo

Punta

Colorada

Pan De Azúcar

Las Palmas

Los Vilos

Nogales

G~

G~

G~

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SVSSVS

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SVS

SVS

DIg

SIL

EN

T



CELDA DE MONITOREO DE

LINEA





CELDA DE CONTROL




HUASCO





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Celdas de Carga ubicadas en las SS/EE Huasco (1 alimentador a supervisar),

Maitencillo (3), Cardones (8), Pan de Azúcar (6) y Diego de Almagro (2).

En la solución propuesta se ha privilegiado la utilización de las redes de comunicación

actualmente existentes tomando en consideración que, para cumplir con los tiempos de operación

de los desprendimientos, las cargas más prioritarias a desprender son las ubicadas en la S/E

Maitencillo y en la S/E Huasco, por cuanto ellas disponen de un enlace de comunicación (desde

Guacolda) de Fibra Óptica y Microondas respectivamente. Este tipo de enlaces permitiría asegurar

los tiempos mínimos requeridos de desprendimiento en las condiciones más restrictivas, es decir,

desprendimientos del orden de 50 milisegundos contados a partir del despeje de la falla en las

barras de 220kV.

Esta condición no se repite entre Guacolda y las SS/EE Cardones, Pan de Azúcar y Diego de

Almagro, en donde los enlaces de comunicación disponibles tienen latencias superiores a 100

milisegundos, en el mejor de los casos.

En consecuencia, el esquema de mitigación debería priorizar siempre el desprendimiento de

carga en las SS/EE más “veloces” y el desprendimiento en el resto de las SS/EE se ejecutaría tan

rápido como fuera posible sólo para complementar bloques de potencia faltantes y necesarios para

evitar una contingencia mayor.

En valores promedio, las cargas disponibles se concentran aproximadamente de acuerdo al

siguiente porcentaje de participación indicado en la siguiente tabla:

Subestación Demanda promedio [MW] % de participación de la demanda

Pan de Azúcar 196,5 46,2%

Maitencillo 85,8 20,2%

Cardones 72,7 17,1

Huasco 38,4 9,0%

Diego de Almagro 31,6 7,4%

Tabla 6-5: Porcentaje de participación de las cargas disponibles para desprendimiento

Esta tabla nos muestra que, en los casos más críticos, el esquema de mitigación debe operar

de manera tal que el sistema debería permanecer estable al desprender instantáneamente las

cargas de Maitencillo y Huasco (30% ó 124 MW) y simultáneamente con ello, los restantes

alimentadores aportarían con las cargas necesarias de acuerdo a sus respectivos tiempos de

latencia de las redes de comunicación.

A continuación, se muestra la arquitectura de cada una de las celdas de Generación, Línea y

Carga requerida por el esquema de mitigación.



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Figura 6-12: Celdas de Control

El diagrama de la Celda de Control se muestra en la figura anterior

En esta celda reside la analítica de control, los mecanismos de diagnóstico para los

componentes locales y remotos, las herramientas de gestión de la interface hombre-máquina local

y remoto, las herramientas de gestión de comunicación con el SCADA del CDEC y del coordinado y

las herramientas de comunicación con las celdas del esquema de mitigación.

Todos los equipos de la celda están sincronizados mediante un reloj controlado por GPS, de

modo que todos los registros, eventos y alarmas queden convenientemente almacenados con su

estampa de tiempo.

La Celda de Control está caracterizada por las siguientes funciones mínimas que debe ser

capaz de ejecutar:

La analítica de control debe ejecutar, al menos, lo propuesto en el diagrama de flujo

expuesto en el diseño conceptual del esquema.

Emitir una señal de inhibición para otros esquemas de desprendimiento de generación

ubicados en Guacolda en forma instantánea luego de despejada la falla en la barra de

Guacolda de 220 kV.

CELDA DE CONTROL

Equipos de Comunicación

Sincronismo vía GPS

HMI Remoto

Inhibición EDAC´s locales

SCADA CDEC

SCADA Coordinado

HMI Local, teclado, mouse

Computador Analítica de Control

Comunicación con Celdas del

Esquema



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Disponer de una vía de comunicación habilitada para un HMI local, mediante el cual será

posible, entre otros, extraer registros, eventos y alarmas, extraer información histórica de

diagnóstico, ejecutar upgrades de la analítica del esquema y configurar el esquema de

mitigación.

Disponer de una vía de comunicación habilitada para un HMI remoto, mediante el cual será

posible todas las funciones del HMI local salvo las funciones de upgrades y configuración del

esquema.

Debe ser capaz de utilizar y gestionar eficientemente y de acuerdo a sus respectivos

estándares, los protocolos de comunicación necesarios para ejecutar las funciones de

protección del esquema de acuerdo a los tiempos requeridos. Considerando que algunas

contingencias deben ser despejadas en tiempos del orden de 50 milisegundos, se sugiere

utilizar protocolo IEC61850 Goose.

Debe ser capaz de soportar protocolos de comunicación IEC60870-104 para el SCADA del

CDEC-SIC y del propio coordinado.

La operación simultánea de comunicación y gestión con SCADAS, HMI´s y las Celdas debe

ser soportada sin ninguna degradación de las funciones de protección del esquema de

mitigación.

Los equipos de comunicación de la celda deben manejar los protocolos de comunicación

requeridos en forma nativa.

La disponibilidad de la Celda de Control será tal que, en conjunto con las otras celdas, se

debe cumplir con la disponibilidad exigida al esquema de mitigación.

El computador de la analítica de la celda de control debe ser un equipo apto para montaje

en racks de 19”, debe poder ejecutar el código de la analítica del esquema sobre un sistema

operativo apto para soportar aplicaciones de tiempo real (RTOS), diseñado para aplicaciones

industriales de misión crítica y de preferencia basado en Linux, puede usar uno o más

procesadores, debe tener fuente de poder redundante, no puede tener dispositivos de

almacenamiento rotatorios y solo pueden utilizarse memorias de estado sólido.

Los equipos utilizados en esta Celda deben poder operar dentro del rango de temperaturas

ambientes comprendidas en -40°C to +60°C.

Los equipos utilizados en esta Celda deben poder operar con energia de alimentación de

125 volts de corriente continua.



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El gabinete utilizado usado para esta celda debe ser asísmico y de acuerdo a las normativas

establecidas por Transelec.

Figura 6-13: Celda de Monitoreo de Generación

La Celda de Generación mostrada en la figura anterior, tiene como funciones principales las

siguientes:

Medir, registrar y transmitir a la Celda de Control las transferencias de potencia de cada

una de las unidades de la Central Guacolda.

Detectar, registrar y transmitir los cambios de estado de todos los interruptores y

seccionadores asociados a cada una de las unidades de generación.

Detectar, registrar y transmitir los cambios de estado de todos los interruptores y

seccionadores de las barras de 220 kV de la Central Guacolda.

Se propone instalar la Celda de Generación en donde sea posible encontrar el mayor conjunto

de las señales requeridas por esta Celda (Central Guacolda o S/E Guacolda).



IED U1

Hacia Celda de Control

Computador Analítica de Generación

V, I, estados de interruptores y seccionadores de barra y generación.

IED U2 IED U3 IED U4 IED U5


IED Barras



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Todos los equipos de la celda están sincronizados mediante un reloj controlado por GPS, de

modo que todos los registros, eventos y alarmas queden convenientemente almacenados con su

estampa de tiempo.

La Celda de Generación está caracterizada por las siguientes funciones mínimas que debe ser

capaz de ejecutar:

Detectar los cambios de estado indicados mediante entradas tipo SOE (Sequence of Events)

de manera que tengan la más alta prioridad y que interrumpan cualquier otro proceso que

este ejecutando la celda de generación de modo de poder determinar con precisión el

momento de su activación y permitir su inmediata e instantánea transmisión hacia el centro

de control. En todo caso, el esquema de mitigación debe responder a los tiempos de

operación requeridos.

Medir y transmitir a la Celda de Control las potencias inyectadas al sistema por cada una de

las unidades de generación.

Determinar y transmitir a la Celda de Control las magnitudes de las potencias inyectadas en

cada una de las barras.

La Celda de Monitoreo de Generación deberá sincronizar sus equipos a la hora UTC mediante

la utilización de un reloj sincronizado vía GPS.

Todas las interconexiones de variables análogas/estado entre la Celda de Monitoreo de

Generación y las instalaciones de terreno deberán ser ejecutadas a través de borneras frontera que

permitan aislar a voluntad los circuitos de la celda con los circuitos de terreno.

Las señales de tensión se conectarán a la celda mediante borneras seccionables.

Las señales de corriente se conectarán a la celda mediante borneras cortocircuitables.

Tanto las señales de tensión como de corriente deberán pasar por un block de pruebas

estandarizado luego de pasar por la bornera frontera.



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Figura 6-14: Celda de Monitoreo de Carga

La Celda de Carga mostrada en la figura anterior, tiene como funciones principales las

siguientes:

Medir, registrar y transmitir a la Celda de Control el valor de la potencia que actualmente

están consumiendo las cargas medidas.

Detectar, registrar y transmitir a la Celda de Control los cambios de estado de todos los

interruptores asociados a la carga.

Recibir desde la Celda de Control y ejecutar las órdenes de apertura del interruptor asociado

a la carga.

La instalación de las Celdas de Carga será en las SS/EE principales (Diego de Almagro,

Cardones, Maitencillo, Pan de Azúcar, Huasco) y actuarán directamente sobre los alimentadores de

las cargas disponibles, en reemplazo de una instalación en la S/E de llegada a la carga propiamente

tal, por cuanto es improbable que todas las cargas posean redes de comunicación cuyo desempeño

sea suficiente para cumplir con los requerimientos de velocidad de respuesta de este esquema de

mitigación.

CELDA DE MONITOREO DE CARGA


IED Carga


Computador Analítica de Carga

V, I, estados de interruptores de carga.


IED Carga

IED Carga



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Todos los equipos de esta celda están sincronizados a la hora UTC mediante un reloj

controlado por GPS, de modo que todos los registros, eventos y alarmas queden convenientemente

almacenados con su estampa de tiempo, en particular, el instante de apertura de la carga.

Todas las interconexiones de variables análogas/estado entre la Celda de Carga y las

instalaciones de terreno deberán ser ejecutadas a través de borneras frontera que permitan aislar

a voluntad los circuitos de la celda con los circuitos de terreno.




estandarizado, luego de pasar por la bornera frontera.

Las señales asociadas a órdenes de apertura de interruptores de carga, deberán pasar por un

block de pruebas estandarizado, antes de salir de la bornera frontera.

Figura 6-15: Celda de Monitoreo de línea

La Celda de Línea mostrada en la figura anterior, tiene como funciones principales las

siguientes:

CELDA DE MONITOREO DE LINEA


IED L1 C1


Computador Analítica de Línea

Transferencias, estados de interruptores.

IED L1 C2




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Medir, registrar y transmitir a la Celda de Control el valor de la potencia medida en los circuitos

a los que está conectada.

Detectar, registrar y transmitir a la Celda de Control los cambios de estado de los

interruptores asociados a la línea.

Recibir desde la Celda de Control y ejecutar las órdenes de apertura de los interruptores

asociado a los circuitos de la línea (opcional en caso de que la estrategia de control sea

seccionar el sistema eléctrico.

La instalación de la Celda de Línea está prevista en S/E Pan de Azúcar.

Todos los equipos de esta celda están sincronizados a la hora UTC, mediante un reloj controlado

por GPS, de modo que todos los registros, eventos y alarmas queden convenientemente

almacenados con su estampa de tiempo.

Todas las interconexiones de variables análogas/estado entre la Celda de Línea y las

instalaciones de terreno deberán ser ejecutadas a través de borneras frontera que permitan aislar

a voluntad los circuitos de la celda con los circuitos de terreno.




estandarizado, luego de pasar por la bornera frontera.

Las señales asociadas a órdenes de apertura de interruptores de circuitos de línea, deberán

pasar por un block de pruebas estandarizado, antes de salir de la bornera frontera..



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6.7 Plan de obras para la implementación de los recursos del esquema

A continuación se presenta el plan de obras estimado para la ejecución de las labores de

puesta en marcha del esquema propuesto:

Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5 Mes 6

Tarea

Sem. 1

Sem. 2

Sem. 3

Sem. 4

Sem. 5

Sem. 6

Sem. 7

Sem. 8

Sem. 9

Sem. 1

0

Sem. 1

1

Sem. 1

2

Sem. 1

3

Sem. 1

4

Sem. 1

5

Sem. 1

6

Sem. 1

7

Sem. 1

8

Sem. 1

9

Sem. 2

0

Sem. 2

1

Sem. 2

2

Sem. 2

3

Sem. 2

4

INGENIERÍA BÁSICA

FILOSOFÍA OPERACIONAL

ARQUITECTURA

LISTADO DE VARIABLES

REVISIÓN Y APROBACIÓN

INGENIERÍA DE DETALLE

ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS Y COMPONENTES

ESPECIFICACIÓN DE HMI

Memoria de Cálculo de la CONFIABILIDAD,

PLANOS DE DETALLE DE CELDAS

REVISIÓN Y APROBACIÓN

IMPLEMENTACIÓN

DOCUMENTOS DE PRUEBAS (FAT y SAT)

INTEGRACIÓN DE CELDAS

CODIFICACIÓN DE ANALÍTICA Y LÓGICA DEL ESQUEMA

CODIFICACIÓN DE HMI

VINCULACIÓN DE CÓDIGOS

PRUEBAS FAT

MONTAJE

MONTAJE DE CENTRO DE CONTROL

MONTAJE DE CELDA DE GENERACIÓN

MONTAJE DE CELDA DE LÍNEA

MONTAJE DE CELDAS DE CARGA

PRUEBAS SISTÉMICAS

PRUEBAS SAT

CIERRE TÉCNICO

Tabla 6-6: Plan de obras propuesto



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6.8 Estimación de costos del esquema

A continuación se presenta una tabla con la estimación de los costos del esquema de

mitigación:

Los precios de cada Celda incluyen:

Coordinación del proyecto

Equipos necesarios para cada posición

Ingeniería Básica

Ingeniería de Detalles

Implementación

Pruebas FAT

Montaje en terreno (incluye transporte de las Celdas)

Pruebas SAT

Puesta en servicio del sistema

DETALLE DE CEDAS QTY P.TOTAL OBS.

CELDA DE CONTROL 1 3.067

CELDA DE LINEA P. DE AZUCAR 1 4.089 Solo mide transferencias

CELDA DE LINEA MAITENCILLO 1 3.268 Solo ejecuta apertura

CELDA DE GENERACION GUACOLDA 1 6.661

CELDA DE CARGA HUASCO 1 3.463

CELDA DE CARGA MAITENCILLO 1 4.783

CELDA DE CARGA CARDONES 1 8.083

CELDA DE CARGA P. DE AZUCAR 1 6.763

CELDA DE CARGA D. DE ALMAGRO 1 4.123

TOTAL UF 44.300

Los valores están expresados en UF son netos y no incluyen impuestos.



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esquema de mitigación para afrontar fallas en …...fallas de severidad 8 y 9 en aquellas...

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