estudio de estabilidad parque eÓlico punta palmeras · resumen ejecutivo en el siguiente informe...

V A L O R Y G E S T I Ó N

ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

ESTUDIO DE ESTABILIDAD

PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

2

AL ONS O DE C ÓR DOV A #5 9 00 PIS O 4 OF 40 2 / ( + 56 2 ) 2 2 24 97 0 4 WW W. V ALGE ST A.C OM T WIT T ER: @V ALGE ST A

RESUMEN EJECUTIVO En el siguiente informe se presentan los resultados asociados al estudio de estabilidad, realizado para analizar el impacto que tendrá la conexión de la central Punta Palmeras, de propiedad de Acciona Energía Chile S.A., al Sistema Interconectado Central. Esta central, corresponde a un parque eólico, de 45 [MW] de potencia nominal, que se conectará al SIC por medio de la subestación Las Palmas, en un nivel de tensión de 220 [kV]. Para evaluar el impacto que tendrá la incorporación de la central en el SIC, se efectuó un estudio en régimen dinámico, esto de acuerdo al comportamiento transitorio que tienen los niveles de tensión y frecuencia en las barras cercanas a las nuevas instalaciones asociadas a la central. Del mismo modo, la transferencia de potencia de las líneas aledañas eléctricamente a ésta. Además, se analiza el ángulo rotórico de generadores con respecto al ángulo de la máquina de referencia, la cual corresponde al generador Ralco 1, que inyecta potencia al sistema a través de la S/E Charrúa. Los ángulos analizados corresponden a generadores tanto del sistema al que se conecta la central como algunos de los más grandes del SIC. Todo lo anterior debe cumplir con las disposiciones establecidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente. A fin de realizar el análisis, la empresa Acciona entregó la información necesaria para la modelación del parque eólico Punta Palmeras, y la Subestación Las Palmas de propiedad de Transelec, por medio de la cual se conecta al SIC. Este estudio se realizó con la base de datos entregada por el CDEC-SIC, de Diciembre de 2013, la cual se actualizó a Agosto de 2014, mes en que se espera la puesta en servicio de la central Punta Palmeras. Esta actualización se efectuó incorporando en dicha base las correspondientes actualizaciones de generación, transmisión y demanda, del programa del SIC, publicado en el informe de fijación de precios de nudo de Octubre de 2013 de la CNE. Adicionalmente, se consideró los proyectos de generación indicados en la carta D.O.

Nº0988/2013. Para estudiar el impacto provocado por la inyección del Parque Eólico Punta Palmeras, se analizaron distintos escenarios operacionales, requeridos por el CDEC en la carta antes indicada. Estos escenarios incluyen la operación tanto en condición normal como bajo las contingencias específicas solicitadas por el CDEC. También se incluyen los casos en que la central Punta Palmeras sale de servicio intempestivamente, así también se simuló la salida intempestiva del total de la generación eólica de la zona, entre otras contingencias. El resultado del análisis realizado permite corroborar que el comportamiento de las instalaciones de la central eólica Punta Palmeras, cumple con los requisitos impuestos por



3


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



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ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

REV. FECHA PREPARÓ REVISÓ APROBÓ DESCRIPCIÓN

0 16-01-2014 F.R.S L.C.B. J.A.C. Emitido para revisión CDEC-SIC

1 06-03-2014 F.R.S L.C.B. J.A.C. Atiende observaciones CDEC-SIC

VALGESTA ENERGÍA S.A.

Alonso de Córdova Nº 5900 Piso 4, Of. 402

Las Condes – Santiago – Chile

Tel: (+562) 2224 9704

Fax: (+562) 2229 3981

MARZO 2014

PRE PAR ADO PAR A:

CDEC-SIC

POR OR DE N DE AC CI ONA E NERG Í A C HI LE S. A.

EL PRESENTE INFORME HA SIDO ELABORADO POR VALGESTA ENERGÍA, PARA EL CDEC-SIC POR ORDEN DE ACCIONA ENERGIA QUIEN LO RECIBE Y ACEPTA PARA SU USO CONFIDENCIAL, NO PUDIENDO DIVULGARLO A TERCEROS



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TABLA DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 15

2 OBJETIVOS ..................................................................................................................... 16

3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES ................................................................................ 17

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO ...................................................................... 17

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN ....................................................................... 17

3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS ............................................................................. 21

3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES ............................................................................. 26

4 ASPECTOS CONSIDERADOS DE LA NORMA TÉCNICA ...................................................... 29

5 ESTUDIO DE ESTABILIDAD .............................................................................................. 40

5.1 ESCENARIOS ANALIZADOS .................................................................................................. 41

5.2 MODELAMIENTO DE NUEVAS CENTRALES AGREGADAS ..................................................... 46

5.3 RESULTADOS SIMULACIONES ............................................................................................. 47

5.3.1 Escenario operacional 1: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la

generación de la central proyectada......................................................................................................... 50

5.3.2 Escenario operacional 2: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la

generación de origen eólico de la zona ..................................................................................................... 53

5.3.3 Escenario operacional 3: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos

los parques eólicos de la zona .................................................................................................................. 55

5.3.4 Escenario operacional 4: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de

central Guacolda. ..................................................................................................................................... 57

5.3.5 Escenario operacional 5: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de

central de San Isidro II .............................................................................................................................. 59

5.3.6 Escenario operacional 6: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220

kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos ............... 61


kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ............ 63


kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ....................... 65


kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ..................... 67


kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ........................... 69


kV Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ......................... 71



6


5.3.12 Escenario operacional 12: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva del

total de la generación de la central proyectada ........................................................................................ 73


total de la generación de origen eólico de la zona .................................................................................... 76

5.3.14 Escenario operacional 14: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Generación máxima

intempestiva de todos los parques eólicos de la zona ............................................................................... 78

5.3.15 Escenario operacional 15: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva de

una unidad de central Guacolda. .............................................................................................................. 80


una unidad de central de San Isidro II ....................................................................................................... 82

5.3.17 Escenario operacional 17: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un

circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos

extremos 84



extremos. ................................................................................................................................................ 86


circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

88


circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos

extremos. ................................................................................................................................................ 90


circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. 92


circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

94


total de la generación de la central proyectada ........................................................................................ 96


total de la generación de origen eólico de la zona .................................................................................... 99

5.3.25 Escenario operacional 25: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Generación máxima

intempestiva de todos los parques eólicos de la zona ..............................................................................101


una unidad de central Guacolda. .............................................................................................................103


una unidad de central de San Isidro II ......................................................................................................105



extremos 107



7




extremos. ...............................................................................................................................................109


circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

111


circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos

extremos. ...............................................................................................................................................113



115



117

5.3.34 Escenario operacional 34: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión

intempestiva del total de la generación de la central proyectada .............................................................119


intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona .........................................................122

5.3.36 Escenario operacional 36: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Generación

máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona .................................................................124


intempestiva de una unidad de central Guacolda. ...................................................................................126


intempestiva de una unidad de central de San Isidro II ............................................................................128

5.3.39 Escenario operacional 39: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica

a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea

en ambos extremos ................................................................................................................................130


a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea

en ambos extremos. ...............................................................................................................................132


a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en

ambos extremos. ....................................................................................................................................134


a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en

ambos extremos. ....................................................................................................................................136


a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en

ambos extremos. ....................................................................................................................................138



8



a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en

ambos extremos. ....................................................................................................................................140

6 CONCLUSIONES ............................................................................................................ 142



9


ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Centrales en construcción. ITD Octubre 2013 ...................................................................................... 21

Tabla 2: Centrales recomendadas. ITD Octubre 2013 ........................................................................................ 22

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

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

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

....................................................................................................................................................................... 24

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

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

Tabla 8: Actualización de la demanda a Agosto 2014 (p.u.) realizado en la Base Digsilent................................. 25

Tabla 9: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/2013 .............................................................................. 25

Tabla 10: Datos Generador .............................................................................................................................. 26

Tabla 11: Datos Cables Media Tensión ............................................................................................................. 26

Tabla 12: Datos Transformador de poder ......................................................................................................... 28

Tabla 13: Datos Línea de Transmisión .............................................................................................................. 28

Tabla 14: Escenarios Operacionales (44) solicitados en carta D.O. Nº0988/2013 ............................................ 42

Tabla 15: Centrales Fotovoltaicas prontas a conectarse al SIC ........................................................................ 47

Tabla 16: Centrales Eólicas conectadas y prontas a conectarse al SIC ............................................................. 48

Tabla 17: Características centrales Guacolda, Taltal y El Peñón. ..................................................................... 48

Tabla 18: Temporizaciones comunes de las simulaciones ................................................................................ 49

Tabla 19: Despachos de interés realizados para los Escenarios 1 al 11 ............................................................ 51

Tabla 20: Evolución de la Tensión en barras, Escenario 1 ................................................................................ 52

Tabla 21: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario 1 ............................................................................ 52

Tabla 22: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario 1..................................................................................... 52

Tabla 23: Evolución de la potencia en líneas, Escenario 1................................................................................ 52

















10




















Tabla 56: Evolución de la Tensión en barras, Escenario 10 .............................................................................. 70

Tabla 57: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario 10 .......................................................................... 70

Tabla 58: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario 10 ................................................................................... 70

Tabla 59: Evolución de la potencia en líneas, Escenario 10 .............................................................................. 70





Tabla 64: Despachos de interés realizados para los Escenarios 12 al 22 .......................................................... 74
















11
























Tabla 100: Evolución de la potencia en líneas, Escenario 20 ............................................................................ 91

Tabla 101: Evolución de la Tensión en barras, Escenario 21 ............................................................................ 93

Tabla 102: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario 21 ........................................................................ 93

Tabla 103: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario 21 ................................................................................. 93






Tabla 109: Despachos de interés realizados para los Escenarios 23 al 33 ........................................................ 97





Tabla 114: Evolución de la Tensión en barras, Escenario 24 ...........................................................................100

Tabla 115: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario 24 .......................................................................100

Tabla 116: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario 24 ................................................................................100

Tabla 117: Evolución de la potencia en líneas, Escenario 24 ...........................................................................100



12






































Tabla 154: Despachos de interés realizados para los Escenarios 34 al 44 .......................................................120






13












































14



ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras ................. 18

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

Figura 3. Diagrama Unilineal Digsilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC ........................................................ 20

Figura 4. Diagrama Unilineal simplificado de la zona........................................................................................ 45



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1 INTRODUCCIÓN

La empresa Acciona Energía Chile S.A., en adelante “el Cliente”, está construyendo el parque eólico Punta Palmeras, en adelante “la central”, en la zona cercana a la ciudad de Los Vilos y espera conectarla al SIC, específicamente a la subestación Las Palmas en 220 [kV]. Dicha subestación es propiedad de la empresa Transelec. En el marco de la normativa vigente, todo central que desee conectarse al SIC, debe cumplir con requerimientos técnicos identificados en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, NT de SyCS. El presente documento corresponde al estudio de flujo de potencias, en el cual se analiza el comportamiento dinámico de la tensión y frecuencia en las barras aledañas a la central. También los ángulos rotóricos de los generadores de la zona y de los más grandes del SIC. Del mismo modo la potencia activa de las líneas eléctricamente adyacentes a la central. Se proyecta que la central inyectará en el SIC, en condición de generación normal, una potencia de 45 [MW]. Se estima que la central se incorporará al SIC en el mes de Agosto de 2014.



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2 OBJETIVOS

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



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3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO

A objeto de poder realizar las modelaciones, el cliente ha enviado la información necesaria de las instalaciones de la central, de la subestación de conexión, y los equipos de ambas. Además se cuenta con la base de datos del programa Power Factory de DigSilent, enviada por el CDEC-SIC de fecha diciembre de 2013, actualizada por el consultor a Agosto de 2014, mes en que se espera que la central comience su inyección al SIC. Está proyectado que la central genere en 12 [kV] mediante 15 turbinas modelo AW109

3000 IECIIa [50Hz] Acciona Windpower de 3 [MW] de potencia cada una, con un total de 45 [MW] para el parque eólico. Dichas unidades generadoras se conectarán mediante tres alimentadores a la barra de 12 [kV] que conecta con el transformador de 12/220 [kV] y 50 [MVA] de potencia, ver Figura 1. Finalmente, y por medio de un línea en 220 [kV] y de 6,4 [km] de longitud, se inyecta la potencia generada por la central al SIC, conectándose a un paño de la subestación Las Palmas de Transelec.

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN

El diagrama unilineal que se expone a continuación, en la Figura 1, muestra la configuración de la central en estudio modelo Digsilent, en la Figura 2 el unilineal detallado de la S/E Punta Palmeras y en la Figura 3 la subestación de conexión y parte del sistema SIC en la zona de conexión extraída de Digsilent.



18


Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras

Las Palmas J2

Punta Palmeras J

Punta Palmeras C

A6.1(14)A6.2(15)

A1.1(13)A1.2(12)

A2.1(11)A2.2(10)A2.3(9)

A3.1(8)A3.2(7)A3.3(6)

A4.1(5)A4.2(4)

A.5.3(1) A5.2(2) A5.1(3)

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(32)

Line

(32)

P P

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11

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Line

(31)

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(30)

Line

(30)

Line

(29)

Line

(29)

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Line

(28)

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(27)

Line

(27)

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(26)

Line

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AW(1..

G~

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G~

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G~

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G~

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G~

AW(1)



19


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

unilineal.pdf



20


Figura 3. Diagrama Unilineal Digsilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC

NOGALES

LOS VILOS

LAS PALMAS

PAN DE AZUCAR

EL PEÑON

PUNTA PALMERAS

CANELA II

CANELA I

TALINAY

MONTE REDONDO

LOS CURUROS

TOTORAL

EL ARRAYANVicu

Punta Palmer..

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Totora/B2

Totora/B1

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L...

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Peñon/E

Espino/E

Espino/J

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LVilos/J2

SJo/H

Choapa/H

PAzu/Reg 2

Peñon/H

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Illape/H

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Ovalle/C

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Quill/H

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Quinqu/H

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0

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00

I. SS/AA Los EspinosCarga I

I. SS/AA El PeñónCarga I

SS/A

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G ~G ~

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1111

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R. Quereo 110 kVCarga R

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R. VicuñaCarga

I

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0

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R. Ovalle 66 kVCarga R

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10

R. Casas Viejas 110 kVCarga R

R. AndacoCarga

8

3

83



21


3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS

La base de datos entregada por el CDEC-SIC, correspondiente a diciembre de 2013, fue actualizada a agosto de 2014, ingresando en esta las obras en construcción de: generación, transmisión y proyección de demanda publicadas por la CNE en el informe de precios de nudo vigente: FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2013

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC), OCTUBRE DE 2013, INFORME

TECNICO DEFINITIVO. Así también los proyectos de generación indicados en la carta D.O. Nº0988/2013 generada por el CDEC-SIC a petición del cliente. Dichas actualizaciones se muestran en las tablas siguientes. Para llevar el SIC al escenario futuro, se seleccionaron las obras que debieran estar en servicio en agosto de 2014.

Tabla 1: Centrales en construcción. ITD Octubre 2013



22


Tabla 2: Centrales recomendadas. ITD Octubre 2013



23


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

Tabla 4: Obras de Transmisión recomendadas. ITD Octubre 2013



24


Tabla 5: Proyección de crecimiento, consumo Regulado + Industrial, por zonas

características. ITD Octubre 2013

Tabla 6: Proyección de crecimiento, consumo Regulado, por zonas características. ITD

Octubre 2013

Tabla 7: Proyección de crecimiento, consumo Industrial, por zonas características. ITD

Octubre 2013



25


Tabla 8: Actualización de la demanda a Agosto 2014 (p.u.) realizado en la Base Digsilent

Tabla 9: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/2013

SISTEMA ago-14 SISTEMA ago-14

SIC NORTE 1,04 SIC NORTE 1,13

SIC CENTRO 1,05 SIC CENTRO 1,01

SIC ITAHUE 1,06 SIC ITAHUE 1,06

SIC CONCEP 1,06 SIC CONCEP 1,03

SIC SUR 1,07 SIC SUR 1,07

SIC AUSTRAL 1,07 SIC AUSTRAL 1,01

CONSUMO RESIDENCIAL CONSUMO INDUSTRIAL

Proyecto Generación Punto de ConexiónCapacidad

Instalada MWFecha de Puesta en Servicio

Proyecto Fotovoltaico JavieraBarra seccionadora en LT 220 kV Diego de

Almagro - Paposo70 4º trimestre 2014

Proyecestos Fotovoltaicos Canto del

Agua, Denersol II y Denersol IIIS/E Maitencillo 110 kV 59 Julio 2014

Central Fotovoltaica Llano de LlamposBarra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Cerro Negro Norte100 Diciembre 2013

Parque Eólico El ArrayánBarra seccionadora en LT 220 kV Las Palmas -

Pan de Azúcar C2115 2014

Proyecto Fotovoltaico San AndrésBarra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Carrera Pinto50 Diciembre 2013

Parque Eólico Pacífico y La Cebada (Los

Cururos)

S/E Seccionadora circuito 1 Las Palmas - Pan de

Azúcar 220 kV (a 30 km de Las Palmas)72 Fines de 2013

Proyectos Fotovoltaicos Inca de Varas I y

IIS/E Carrera Pinto 50 1º semestre 2014

Proyecto Fotovoltaico "PV Salvador"Tap off en LT 110 kV Diego de Almagro -

Salvador68 1º semestre 2014

Proyectos Fotovoltaicos Valleland I y

Valleland IITap-Off en LT 220 kV Maitencillo - Cardones c1 67 1º semestre 2014

Proyectos Fotovoltaica Solar Atacama S/E Carrera Pinto 135 Julio 2014

Proyecto Solar SolaireDirect Generation x

05S/E Los Loros 50 3º trimestre 2014

Suma 836



26


3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES

Tabla 10: Datos Generador

Tabla 11: Datos Cables Media Tensión

Cables de Media Tensión (1)

Tipo (cable aislado) XLPE Al

Sección 500 kCM

Voltaje nominal 15 kV

Corriente nominal (subt.) 0.436 kA

Corriente nominal (aéreo) 1 kA

Frecuencia nominal 50 Hz

Resistencia R1 (20 ºC) 0.168 Ω/km

Reactancia X1 0.119 Ω/km



Cantidad de unidades del Parque 15

Modelo AW109/3000 IECIIa [50Hz]

Fabricante Acciona Windpower S.A.

Tipo de generador Máquina asíncrona

Tipo de máquina Doblemente alimentada (DFIG)


Potencia Aparente Nominal 3599 kVA

Potencia activa nominal 3000 kW


Zecuencia cero R0 0.01 p.u.

Zecuencia cero X0 0.1 p.u.

Resistencia estator Rs 0.01118 p.u.

Mreactancia mag. Xm 3.18658 p.u.

Reactancia estator Xs 0.20744 p.u.

Resistencia rotor RrA 0.011422 p.u.Reactancia estator XrA 0.110718 p.u.Corriente de rotor bloqueado (IIr/In) 2.25 p.u.R/X de roto bloqueado 0.053904 p.u.

Datos Generador



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Sección 1000 kCM











Sección 1250 kCM










Tipo (cable desnudo) LA-180

Sección (total) 182 mm2


Corriente nominal (subt.) ---

Corriente nominal (aéreo) 0.4313 kA








28


Tabla 12: Datos Transformador de poder

Tabla 13: Datos Línea de Transmisión

Tipo de transformador 2 enrollados

Potencia nominal 50 MVA

Tensión 220/12 kV

Tipo de conexión YNd11

R1 0,00392 p.u.

X1 0,1197358 p.u.

R0 0,0 p.u.

X0 0,06 p.u.

Corriente en vacío 0,08 %

Pérdidas en vacío 23,5 kW (a 100% de voltaje primario; 220/12 kV)

Cambiador de Tap lado AT

Taps ± 10 x 1,25 % (bajo carga

Datos Transformador de poder

Tipo de transformador 2 enrolladosPotencia nominal 50 MVATensión 220/12 kVTipo de conexión YNd11R1 0.00392 p.u.X1 0.1197358 p.u.R0 0 p.u.X0 0.06 p.u.Corriente en vacío 0.08 %Pérdidas en vacío 33.76 kWCambiador de Tap lado ATTaps ± 11 x 1.25% (bajo carga)

Datos Transformador de Poder

Tipo AAAC FlintSección 375 mm2Largo 6.4 kmVoltaje nominal 220 kVCorriente nominal 0.587 kAFrecuencia nominal 50 HzResistencia R1 (20º C) 0.0996 Ohm/kmReactancia X1 0.39 Ohm/kmResistencia R0 0.2324 Ohm/kmReactancia X0 1.3038 Ohm/km

Línea de transmisión



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4 ASPECTOS CONSIDERADOS DE LA NORMA TÉCNICA

Cabe mencionar que de acuerdo con los artículos 1-4, 1-5 y 2-7 de la NT de SyCS vigente (año 2010 Modif. Rex442), todas sus disposiciones son aplicables a las instalaciones de la Central en estudio tanto en los aspectos de diseño de las instalaciones que las interconectan al SIC, como en cuanto a las condiciones de operación y su correspondiente coordinación operativa con el centro de despacho económico de carga, en adelante CDEC-SIC. Los estudios desarrollados permiten verificar el cumplimiento de aquellos aspectos que tienen relación con las condiciones de operación de la instalación con el resto del SIC. Enmarcado en el capítulo 5, en donde se establecen las exigencias para estándares de seguridad y calidad de servicio, a continuación se destacan alguno de sus artículos. Artículo 5-2

El alcance del presente capítulo es: a) Establecer estándares de SyCS que permitan calificar los estados de operación del SI y discriminar los estados aceptables de aquellos que no lo son, a partir de la definición de un conjunto de indicadores característicos de la operación del SI. b) Establecer las exigencias mediante las cuales se definen las capacidades y condiciones de operación de las instalaciones del SI. c) Definir las especificaciones y requerimientos de los Estudios Específicos que debe realizar la DO para la determinación de los límites o márgenes operacionales. Artículo 5-23

Las Instalaciones de Clientes no sometidos a regulación de precios deberán tener un Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 60 minutos, en cualquier condición de carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel de tensión como se indica a continuación: a) 0,93 inductivo y 0,96 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensión nominal inferior a 30 [kV]. b) 0,96 inductivo y 0,98 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores a 30 [kV] e inferiores a 100 [kV]. c) 0,98 inductivo y 0,995 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores a 100 [kV] e inferiores a 200 [kV].



30


d) 0,98 inductivo y 1,000 en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores 200 [kV]. El factor de potencia se deberá calcular de la siguiente forma: FP = Coseno(ArcoTangente((QST+QGI)/(PST+PGI))) Donde: PST: Potencia Media Real Activa medida en la Instalación de Conexión de Cliente con el Sistema de Transmisión. Valor positivo cuando fluye desde el Sistema de Transmisión. QST: Potencia Media Real Reactiva medida en la Instalación de Conexión de Cliente con el Sistema de Transmisión. Valor positivo cuando fluye desde el Sistema de Transmisión. PGI: Potencia Media Real Activa total medida en las Instalaciones de Conexión de la Generación Interna a las Instalaciones del Cliente Libre correspondiente a la Instalación de Conexión en cuestión. Valor positivo cuando fluye desde la Generación Interna. QGI: Potencia Media Real Reactiva medida en las Instalaciones de Conexión de la Generación Interna a las Instalaciones del Cliente Libre correspondiente a la Instalación de Conexión en cuestión. Valor positivo cuando fluye desde la Generación Interna. En el caso de existir más de un Punto de Conexión de un mismo Cliente en la misma instalación del Sistema de Transmisión, el cálculo del Factor de Potencia se realizará sumando las mediciones de cada Instalación de Conexión del Cliente. En caso de existir Instalaciones de Conexión de Clientes enmalladas, el factor de potencia deberá calcularse para el conjunto de instalaciones que presentan esta característica. La exigencia del factor de potencia medido deberá cumplirse en al menos un 98% del tiempo estadístico de cada mes. Artículo 5-25

El SI deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones del Sistema de Transmisión y compensación de potencia reactiva disponibles, y suficientes márgenes y reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras, compensadores estáticos y sincrónicos, para lo cual el CDC y los CC, según corresponda, deberán controlar que la magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:



31


a) 0,97 y 1,03 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 500 [kV]. b) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV]. c) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV].| En casos debidamente justificados en reemplazo de las tensiones nominales a que se refiere el presente artículo, la DO podrá definir tensiones de servicio para las distintas instalaciones del SI. La DO deberá justificar el uso de las tensiones de servicio mediante un Estudio Específico que se actualizará cada 2 años el cual deberá ser enviado a la SEC. En todo caso, en sus respectivas evaluaciones, el Estudio de Transmisión Troncal y los Estudios de Subtransmisión sólo deberán utilizar tensiones nominales. Artículo 5-26

Para mantener las tensiones permanentemente dentro de la banda de variación permitida en el presente título, el CDC podrá instruir a los Coordinados la operación, conexión y/o desconexión de: a) Bancos de condensadores shunt. b) Condensadores síncronos. c) Reactores shunt. d) Compensadores estáticos de potencia reactiva. e) Bancos de transformadores y autotransformadores con cambiadores de tap. f) Unidades generadoras con capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva. Artículo 5-27

En Estado Normal, el control de las tensiones del SI dentro de la banda de variación permitidas deberá efectuarse manteniendo la potencia reactiva de las unidades generadoras dentro del Diagrama PQ, de acuerdo a lo especificado en el TÍTULO 6-7 de la presente NT Artículo 5-28

Para cumplir con lo indicado en el artículo precedente, el aporte de potencia reactiva de las unidades generadoras estará limitado por los valores de la tensión máxima admisible en terminales de la unidad. Artículo 5-29

En Estado de Alerta el CDC y los CC deberán controlar que la magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:



32


a) 0,96 y 1,04 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 500 [kV]. b) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV]. c) 0,91 y 1,09 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV]. En casos debidamente justificados en reemplazo de las tensiones nominales a que se refiere el presente artículo, la DO podrá definir tensiones de servicio para las distintas instalaciones del SI. La DO deberá justificar el uso de las tensiones de servicio mediante un Estudio Específico que se actualizará cada 2 años el cual deberá ser enviado a la SEC. En todo caso, en sus respectivas evaluaciones, el Estudio de Transmisión Troncal y los Estudios de Subtransmisión sólo deberán utilizar tensiones nominales. Artículo 5-30

En Estado de Alerta, la potencia reactiva aportada por cada unidad generadora deberá poder alcanzar el 100 % de la capacidad máxima definida en el diagrama PQ de cada unidad, por un tiempo no superior a 30 minutos, siempre que la tensión en los terminales de la unidad generadora esté comprendida en los rangos admisibles de operación de cada unidad. Artículo 5-31

La frecuencia nominal de cada SI es 50 [Hz], ante lo cual el CDC deberá adoptar todas las medidas posibles para que ésta permanezca constante, aceptándose en régimen permanente para el Estado Normal y de Alerta, que el valor promedio de la frecuencia fundamental, medida en intervalos de tiempo de 10 segundos durante todo período de siete días corridos, se encuentre en los rangos siguientes: a) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas, durante los siete días de control, supere el 60% del consumo total: - sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 99% del período; - entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante no más de un 0,5% del período; - entre 50,2 y 50,7 Hz durante no más de un 0,5% del período.



33


b) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas, durante los siete días de control, no supere el 60% del consumo total: - sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 97% del período; - entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período; - entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período. Artículo 5-32

La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión, el Límite por Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DO deberá mantener debidamente actualizada esta información en la página WEB del CDEC. Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente la máxima transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en riesgo el sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas determinadas por los extremos receptor y el emisor de la instalación de transmisión. El CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100 % de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. Artículo 5-39

En Estado Normal o Estado de Alerta, y en condiciones inmediatamente posteriores a una Contingencia Simple, el CDC podrá operar los Elementos Serie del Sistema de Transmisión manteniendo la corriente transportada en un valor inferior al límite de sobrecarga admisible de corta duración definido por cada uno de los Coordinados. Para efectos de lo señalado anteriormente, se entenderá por corta duración al período de duración igual a 15 minutos. Para la definición del anterior límite, se deberá considerar como condición inicial de operación previa a la Contingencia Simple, aquella condición de operación más probable entre las condiciones de operación capaces de producir la sobrecarga más severa. Artículo 5-41

En Estado Normal, las Contingencias Simples de severidad creciente que deberán ser consideradas y superadas sin pérdida de sincronismo de las unidades generadoras del SI,



34


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



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sano en paralelo por actuación errónea del sistema de protecciones, admitiendo en este caso, la iniciación de las medidas de defensa contra Contingencias Extremas, Tratándose de enlaces HVDC de más de un polo consiste en la falla permanente de todos sus polos. Severidad 7 : Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla aplicado sobre una línea de simple circuito con Redundancia de Vínculo, seguido de la falla de la protección primaria y desconexión del circuito fallado por acción de la protección de respaldo en tiempo prolongado, admitiendo en este caso, la iniciación de las medidas de defensa contra Contingencias Extremas, consistentes en la segmentación controlada del SI en Islas Eléctricas asincrónicas, equilibradas en potencia activa y reactiva. Artículo 5-43

Encontrándose en Estado Normal al ocurrir una Contingencia hasta severidad 7, la tensión no deberá descender transitoriamente por debajo de 0,70 por unidad luego de 10 ms de despejada la contingencia, en ninguna barra del Sistema de Transmisión. La tensión tampoco podrá permanecer por debajo de 0,80 por unidad, por un tiempo superior a 1 segundo. La magnitud de la tensión en todas las barras del SI deberá converger a su valor final, ingresando dentro de una banda de tolerancia de ±10 % en torno al mismo, en un tiempo no superior a 20 segundos, medido desde el instante de aplicación de la contingencia. Artículo 5-44

En el caso de una Contingencia Simple, la frecuencia mínima admitida en instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal será igual a 48,30 [Hz], aceptándose en instalaciones de Sistemas de Subtransmisión o Sistemas de Transmisión Adicional, un descenso transitorio de la frecuencia por debajo de 48,30 [Hz] durante un tiempo inferior a los 200 [ms]. Artículo 5-45

En el caso que una Contingencia Simple dé lugar a una condición de sobrefrecuencia, causada por una desconexión de demanda o por la pérdida de un Elemento Serie, el incremento transitorio de la frecuencia se controlará prioritariamente con la reducción rápida de generación, y en la medida que sea necesario, con la actuación del EDAG y /o ERAG. En ningún caso la frecuencia podrá alcanzar valores tales que se activen las protecciones contra sobrefrecuencia y/o sobrevelocidad con que está equipada cada unidad generadora. Artículo 5-46

En el caso que una Contingencia dé lugar a una variación de la frecuencia, el CDC deberá verificar que las variaciones de frecuencia fuera de la banda de operación en régimen permanente definida en el Artículo 5-31 de la presente NT, no excedan los tiempos



36


máximos de funcionamiento en cada nivel de frecuencia exigibles al conjunto de unidades generadoras que están conectados al SI, indicadas en el Artículo 3-10 de la presente NT. En el caso que los EDAC y otros automatismos no puedan restablecer la frecuencia dentro de los rangos y los tiempos indicados en el Artículo 3-10, el CDC estará facultado para solicitor desconexiones manuales de carga. Artículo 5-47

Luego de ocurrida una Contingencia Simple, el factor de amortiguación ( ζ ) de las oscilaciones electromecánicas, medido sobre las oscilaciones de potencia activa en la línea de transmisión que transporta mayor potencia y cuya localización sea la más cercana al lugar de ocurrencia de la contingencia, deberá tener un valor mínimo del 5 %. Artículo 5-48

La determinación del factor de amortiguación ( ζ ) se realizará a través de la medición de los máximos de la onda de potencia activa en la línea de transmisión evaluada, correspondientes a dos semiciclos consecutivos de igual signo, ya sea positivo o negativo, sean A1 y A2 respectivamente, y a continuación, se calculará el coeficiente RA mediante el cuociente entre A2 y A1. El factor ζ resultará de aplicar la siguiente fórmula: En el caso que las oscilaciones iniciales tengan una forma irregular y en situaciones que ello aplique se podrán utilizar metodologías para descomponer señales irregulares en sus componentes oscilatorias y amortiguadas. En este caso, se adoptará como valor de amortiguamiento el correspondiente al modo de oscilación amortiguada dominante, es decir aquel que tiene un período similar a la oscilación irregular. En el caso de no ser posible la descomposición anterior el factor de amortiguamiento se calculará luego que la forma de onda presente un comportamiento oscilatorio amortiguado, luego del tiempo irregular de la onda. Artículo 5-49

Con el fin de garantizar la recuperación del SI frente a las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 y Artículo 5-42 de la presente NT, los tiempos de actuación de las protecciones principales deberán asegurar el efectivo despeje de las fallas en tiempo:



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a) Inferior a 6 ciclos, para unidades generadoras directamente conectadas a instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal o Sistemas de Subtransmisión. b) Inferior a 20 ciclos, para líneas y transformadores del Sistema de Transmisión Troncal o Sistemas de Subtransmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV]. c) Inferior a 6 ciclos, para líneas y transformadores del Sistema de Transmisión Troncal o Sistemas de Subtransmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kV], según corresponda. No obstante lo anterior, a solicitud del coordinado y previa entrega de los estudios técnicos correspondientes, la DO del CDEC podrá aceptar tiempos de operación mayores a 20 ciclos en instalaciones del Sistema de Subtransmisión, con nivel de tensión inferior a 100 kV y que no estén conectadas mediante equipos de transformación a instalaciones del Sistema Troncal, cuando estos tiempos no comprometan la seguridad del sistema ni la continuidad de suministro a clientes finales. Asimismo, los equipos de protección de las Instalaciones de Clientes dispondrán de rangos de tiempo suficientes para una adecuada coordinación de las protecciones de acuerdo a curves características tiempo-corriente, estándares, según las Normas IEC o ANSI/IEEE, para su adecuado ajuste según los estudios de ajuste de protecciones que deberán realizar los propietarios de las instalaciones en cada caso. Artículo 5-53 Para las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 de la presente NT, la DO definirá la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible para cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión, para las configuraciones de demanda y generación más desfavorables, considerando un margen de seguridad de 30º en la excursión del ángulo del rotor en la primera oscilación para aquellas unidades generadoras que estén más exigidas, respecto del valor de excursión angular que activa la protección de pérdida de sincronismo y desconecta la unidad, con el fin de determinar el margen de estabilidad sincrónica. En caso de no disponer de modelos precisos para la unidad generadora y su Controlador de Tensión y Controlador de Velocidad, obtenidos a partir de ensayos realizados a la unidad, se deberá adoptar un margen de seguridad de 40º en la excursión del ángulo del rotor en la primera oscilación. En el caso que no se conozca con exactitud la calibración de la protección de pérdida de sincronismo y que no se pueda representar su efecto en los estudios de estabilidad transitoria, se adoptará un valor máximo de 120º para la primera excursión angular, medidos respecto de una referencia angular única



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representativa de la posición del eje inercial del SI. Como eje inercial se podrá adoptar el ángulo de una unidad cercana al centro de carga. Finalmente, la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible en cada Elemento Serie, considerando el margen de estabilidad sincrónica adoptado, estará dada por la Plímite que verifica la condición antes indicada. Artículo 5-54 Con el SI operando en Estado Normal o Estado de Alerta, el valor del factor de amortiguación de las oscilaciones electromecánicas en régimen permanente de pequeña señal, deberá ser como mínimo 10 %, a partir de lo cual se establecerá el margen de estabilidad oscilatoria que cumpla con dicha exigencia. La Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible en cada Elemento Serie, considerando el margen de estabilidad oscilatoria que se adopte, estará dada por la Plímite que permite cumplir con la condición anterior.

Artículo 5-55

En Estado Normal o Estado de Alerta, la determinación del margen de estabilidad de tensión se realizará para la configuración de demanda y generación más desfavorable del SI, considerando que la diferencia entre el valor inferior de la banda de excursión permitida en el Artículo 5-25 de la presente NT y el valor de tensión correspondiente a la condición de operación en la cual se alcanza el colapso de tensión en cualquier barra de consumo, no debe ser inferior a un margen de seguridad de 20 % en cualquier barra de consumo del SI. En caso de no disponer de información sobre el Controlador de Tensión de las unidades generadoras en operación, el margen de seguridad será igual a 30 %. En Estado Normal o Estado de Alerta, el margen de reserva de potencia reactiva que el CDC y los CC deberán mantener, según corresponda, será el que se determine de acuerdo a los estudios establecidos en el Capítulo Nº 6 de la presente NT. La Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible en cada Elemento Serie, considerando el margen de estabilidad de tensión que se adopte, estará dada por la Plímite que verifica las condiciones anteriores. Artículo 5-56

Para la configuración de demanda y generación más desfavorable, considerando las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 de la presente NT, el margen de estabilidad de frecuencia necesario para garantizar la estabilidad de la frecuencia en



39


Estado Normal o de Estado de Alerta, estará dado por la magnitud de la máxima desconexión de potencia de generación que admite el SI, tal que permita cumplir con las exigencias de recuperación dinámica establecidas en el Artículo 5-44 de la presente NT. En la determinación del margen señalado en el inciso anterior, se considerarán los efectos de la reserva y capacidad de Control de Frecuencia de las unidades generadoras, la Reserva en Giro disponible, la dependencia de la carga con la variación de frecuencia y el EDAC por subfrecuencia que esté disponible. En Estado Normal o de Alerta, el margen de estabilidad de frecuencia que el CDC y los CC deberán mantener, según corresponda, será el que se determine de acuerdo a los estudios establecidos en el Capítulo Nº 6 de la presente NT, y de este modo definir la Plímite que verifica la condición antedicha. Artículo 5-57

Para la configuración de demanda y generación más desfavorable en Estado Normal, considerando las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 de la presente NT, el SI deberá conservar los márgenes de seguridad necesarios para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple en un Elemento Serie del Sistema de Transmisión, los efectos de su desconexión no se propaguen a los restantes elementos. Artículo 5-58

Para cualquier configuración de demanda y generación del SI operando en Estado Normal o Estado de Alerta, la máxima transferencia de potencia por las líneas del Sistema de Transmisión será el menor valor resultante de aplicar las siguientes restricciones en forma simultánea: a) Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, determinada por el menor valor que surge de la comparación de los valores de Plímite que resultan de satisfacer las condiciones establecidas en el Artículo 5-53, Artículo 5-54, Artículo 5-55, Artículo 5-56, de la presente NT. b) Riesgo de salida en cascada, a partir del cual se determina la máxima potencia transmisible por un Elemento Serie condicionada por las restricciones establecidas en el Artículo 5-57 de la presente NT, para evitar el Apagón Total.



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5 ESTUDIO DE ESTABILIDAD

El estudio de estabilidad analiza en forma dinámica el impacto que tendrá en el SIC la incorporación de la central Punta Palmeras. Este análisis se realiza en demanda máxima, simulando distintos escenarios operacionales, esto en concordancia con lo solicitado por el CDEC en la carta D.O 0988/2013, creando una combinación de topología, demanda y contingencias aplicadas. Los casos analizados corresponden a la simulación de una secuencia de eventos en los cuales se representa el sistema operando en estado normal, y al cual se le aplica una contingencia. Se considera que el sistema está operando en estado normal al utilizar la base de datos enviada por el CDEC-SIC, de fecha diciembre de 2013, la cual fue actualizada a agosto de 2014, momento en el cual se espera la central entre en servicio. Los casos en que el sistema está operando en estado normal son los considerados casos base. Estos corresponden a los casos en que la central está inyectando su potencia al SIC, con todos los elementos serie en correcto funcionamiento. A estos casos base se les aplicará las contingencias definidas en la carta D.O., creando con esto los distintos escenarios operacionales. A continuación, en la Tabla 14 se presentan la secuencia de eventos simulados para cada escenario operacional.



41


5.1 ESCENARIOS ANALIZADOS

A continuación se muestran los escenarios operacionales analizados para determinar el impacto de la incorporación de la central. Se considera un nivel de demanda alta en la Zona Norte (demanda medida desde el extremo norte del SIC hasta S/E Nogales), tomando como base un escenario con hidrología seca.



42


Tabla 14: Escenarios Operacionales (44) solicitados en carta D.O. Nº0988/2013

Nº Caso Demanda Generación

1 1.1Desconexión intempestiva del total de la generación de la central

proyectada.

2 1.2Desconexión intempestiva del total de la generación de origen

eólico de la zona.

3 1.3Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de

la zona.

4 1.4Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda.

5 1.5Desconexión intempestiva de una unidad de central San Isidro II.

6 1.6

Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las

Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos

extremos.

7 1.7



extremos.

8 1.8

Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los

Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos

extremos.

9 1.9



extremos.

10 1.10 Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos,

en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.




proyectada.


eólico de la zona.


la zona.



17 2.6



extremos.

18 2.7



extremos.

19 2.8



extremos.

20 2.9



extremos.





Contingencia no simultánea

Central Guacolda (4 uni.)

Demanda Alta en Zona Norte

(extremo norte del SIC hasta

S/E Nogales)

Caso 1

Caso 1 + Taltal (1 uni.)



S/E Nogales)

Caso 2



43


(Continuación): Escenarios Operacionales (44) solicitados en carta D.O. Nº0988/2013


proyectada.


eólico de la zona.


la zona.



28 3.6



extremos.

29 3.7



extremos.

30 3.8



extremos.

31 3.9



extremos.






proyectada.


eólico de la zona.


la zona.



39 4.6



extremos.

40 4.7



extremos.

41 4.8



extremos.

42 4.9



extremos.





Caso 1 + Taltal (2 uni.)

Caso 3 + El Peñón (50 uni.)



S/E Nogales)

Caso 4

Caso 3



S/E Nogales)



44


El objetivo es ir formando escenarios de generación que correspondan a hidrologías cada vez más secas, mediante la incorporación de centrales térmicas ubicadas en la zona norte. Obviamente la inclusión de estas centrales en los despachos, debe considerar el respeto de los límites de transferencias que tienen las líneas de transmisión de la zona. En todos los casos descritos se deben considerar la generación de todo el conjunto de parques eólicos de la zona, con condiciones similares de viento. En la siguiente figura se muestra un unilineal simplificado de la zona que identifica las subestaciones troncales y las centrales fotovoltaicas (FV), eólicas (PE) y térmicas (CT) que son de interés en las simulaciones del estudio.



45


Figura 4. Diagrama Unilineal simplificado de la zona



46


5.2 MODELAMIENTO DE NUEVAS CENTRALES AGREGADAS

En la base Digsilent entregada por CDEC-SIC hubo que realizar algunas actualizaciones, las que corresponden a la inclusión de los modelos dinámicos Digsilent de algunos parques eólicos que no contaba con este elemento. El consultor buscó un modelo eólico idóneo, que cuente con la aprobación del CDEC-SIC, para incorporárselo a los parques que no tuvieran modelo, de este modo se escogió el modelo del generador eólico Totoral que cuenta con turbinas Vestas v90. Este modelo Digsilent corresponde a un generador estático de una sola máquina (modelo agregado) al cual se le agregan máquinas en paralelo para lograr la capacidad total del parque. Luego, los siguientes parques eólicos tienen asociado el modelo dinámico de Totoral (P/S Totoral.ElmComp): Parques existentes:

Canela II Talinay Monte Redondo

Parques proyectados: El Arrayán Parque Eólico Pacífico y La Cebada (Los Cururos)

En el caso de las centrales fotovoltaicas proyectadas, al igual que en el caso anterior se recurrió a un modelo dinámico que cuenta con la aprobación del CDE-SIC, este corresponde al parque FV de 1,0 MW de la empresa Solaire Direct Generation (P/S SDGx1.ElmComp). Los PFV a los que se les incorporó dicho modelo son todos las proyectados:

Proyecto Fotovoltaico Javiera Proyectos Fotovoltaicos Canto del Agua, Denersol II y Denersol III Central Fotovoltaica Llano de Llampos Proyecto Fotovoltaico San Andrés Proyectos Fotovoltaicos Inca de Varas I y II Proyecto Fotovoltaico "PV Salvador" Proyectos Fotovoltaicos Valleland I y Valleland II Proyectos Fotovoltaicos Solar Atacama Proyecto Solar SolaireDirect Generation x 05

En el caso del parque eólico Punta Palmeras el modelo dinámico corresponde al generado por DIgSILENT Ibérica, España por orden de Acciona Wind Power, identificado como “ACCIONA Wind Turbine Model for PowerFactory”.



47


5.3 RESULTADOS SIMULACIONES

En esta sección se exponen en tablas los resultados obtenidos de las simulaciones de Estabilidad realizadas en cada escenario descrito en el punto 5.1. Se tienen en total 4 casos de generación y 11 casos de contingencias, dando como resultado 44 escenarios de operación a simular. Estos corresponden a potencias activas, frecuencia, tensión y ángulos rotóricos relativos. En todos los 44 escenarios a simular, se busca despachar 4 unidades de la central Guacolda las que para dar seguridad al sistema deben estar siempre en servicio, además se requiere despachar los parques FV y eólicos, con régimen similar de generación. En las siguientes tablas se muestra la generación fotovoltaica y eólica disponible en la zona.

Tabla 15: Centrales Fotovoltaicas prontas a conectarse al SIC

Central Fotovoltaica Punto de ConexiónCapacidad

Instalada MW

Solar Atacama S/E Carrera Pinto 220 kV 135

Llano de Llampos LT 220 kV Cardones - Cerro Negro Norte 100

Javiera LT 220 kV Diego de Almagro - Paposo 70

Salvador LT 110 kV Diego de Almagro - Salvador 68

Valleland I y II LT 220 kV Maitencillo - Cardones C1 67

Canto del Agua, Denersol II y II S/E Maitencillo 110 kV 59

San Andrés LT 220 kV Cardones - Carrera Pinto 50

Inca de Varas I y II S/E Carrera Pinto 50

SolaireDirect Generation x 05 S/E Los Loros 50

Suma 649



48


Tabla 16: Centrales Eólicas conectadas y prontas a conectarse al SIC

Así también son de interés las características de las centrales Guacolda, Taltal y El Peñón, las que serán incorporadas paulatinamente a medida que se avanza a hidrologías más secas por los escenarios a simular.

Tabla 17: Características centrales Guacolda, Taltal y El Peñón.

Central Eólica Punto de ConexiónCapacidad

Instalada MW

El Arrayan LT Pan de Azúcar - Las Palmas L2 220 kV 115

Talinay LT Pan de Azúcar - Las Palmas L2 220 kV 90

Los Cururos LT Pan de Azúcar -Las Palmas L1 220 kV 72

Canela 2 Las Palmas 220 kV 60

Monte Redondo LT Pan de Azúcar -Las Palmas L1 220 kV 48

Punta palmeras Las Palmas 220 kV 45

Totoral Las Palmas 220 kV 35

Punta Colorada S/E Punta Colorada 220 kV 20

Canela 1 Las Palmas 220 kV 18

Suma 503

Nombre unidad Combustible

Capacidad

Máxima

MW

Potencia Mínimo

Técnico

MW

Guacolda 1 Carbón 152 75




Total 608 300

Taltal 1 Gas/Diesel 123,4 75

Taltal 2 Gas/Diesel 123,4 75

Total 247 150

El Peñón Gas 1,36 0,468

Total (50 unidades) 68 24



49


Así también, se entregan las condiciones de temporización que se utilizarán en cada una de las simulaciones.

Tabla 18: Temporizaciones comunes de las simulaciones

Las principales variables observadas en cada simulación, para determinar si el sistema es estable o no ante las contingencias son los siguientes: 1. Valores máximos y mínimos de la frecuencia en barras principales, Art. 5-44 2. Valores máximos y mínimos de la tensión en barras principales, Art. 5-43 3. Valores máximos de la oscilación de la Potencia en líneas, Art. 5-47 4. Valores máximos y mínimos de ángulos rotóricos con la referencia, Art. 5-53

Tiempo [s] Evento

0,00 Inicio de la simulación

0,20 Inicio de la contingencia

0,32Despeje de la Falla en 6 ciclos de acuerdo a 5-49 de la NTSyCS; en caso de salida de

servicio y en aumentos intempestivos, estos son permanentes en el sistema.

30,00 Fin de la simulación (la duración total puede variar para algunas simulaciones)



50


5.3.1 Escenario operacional 1: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada

En los escenarios 1 al 11 de la Tabla 14, vale decir en el Caso 1, se busca observar el comportamiento de la zona al despachar 4 unidades de Guacolda; El Peñón y Taltal sin despachar. La central Guacolda, por motivos de seguridad del sistema ante contingencias, debe estar siempre en servicio, por otra parte, se requiere despachar los parques FV y eólicos, con régimen similar de generación.

Para el Caso 1, se privilegió un alto despacho eólico que permitirá observar de mejor manera el efecto que provoca la inclusión de la central en estudio. De este modo se despacharon todos los parques eólicos de la zona a un 80% de su capacidad nominal, las centrales FV todas a un 20%, el despacho de Guacolda fue desplazado por la generación fotovoltaica, quedando Guacolda a un 80% de su capacidad máxima. Se privilegio una alta penetración eólica y es por esto que Guacolda se despacha en un punto intermedio entre el máximo y su mínimo técnico. Con estos despachos, la línea Los Vilos – Las Palmas queda con una cargabilidad cercana al 50% por cada circuito lo que corresponde a su límite N-1. Para las centrales fotovoltaicas, al desconocer el mínimo técnico de cada proyecto incorporado, se utiliza el supuesto que estas centrales se componen de 5 arreglos de 20% de la generación total cada uno, luego, al desprender 4 de estos photovoltaic array las centrales FV quedarían despachadas a un 20% de su máxima capacidad cada una. En la Tabla 19 se muestran los despachos de interés para los escenarios 1 al 11.



51


Tabla 19: Despachos de interés realizados para los Escenarios 1 al 11

Para mantener los niveles de tensión dentro de los valores indicados en el punto 5-25 de la NTSyCS, se despachó reactivos desde los parques eólicos que cuentan con máquinas de inducción doblemente alimentadas (DFIG) y desde las centrales FV incorporadas. Se ajustaron para disminuir los niveles de tensión, vale decir absorbiendo reactivos, a un factor de potencia de 0.98 capacitivo (nomenclatura utilizada en Digsilent). Ante una desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada, en las siguientes Tablas se muestran: las tensiones y frecuencias en barras, los ángulos rotóricos respecto al generador Ralco 1 y el factor de amortiguamiento de la onda de potencia activa. Se observa en dichas tablas que los parámetros observados cumplen con los artículos de la NTSyCS indicados.

Central Fotovoltaica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 21%

[MW]Central Eólica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 80%

[MW]

Solar Atacama 135 27,6 El Arrayan 115 92,0

Llano de Llampos 100 20,5 Talinay 90 72,0

Javiera 70 14,3 Los Cururos 72 57,6

Salvador 68 13,9 Canela 2 60 48,0

Valleland I y II 67 13,7 Monte Redondo 48 38,4

Canto del Agua 59 12,4 Punta palmeras 45 36,0

San Andrés 50 10,2 Totoral 35 28,0

Inca de Varas I y II 50 10,2 Punta Colorada 20 16,0

SolaireDirect Gener. 50 10,2 Canela 1 18 14,4

Total 649 133,1 Total 503 402,4

Central a Carbón

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 80%

[MW]Central a Gas/Diesel

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 0%

[MW]

Guacolda 1 152 140 Taltal 1 125 0


Guacolda 3 152 140 Total 250 0

Guacolda 4 152 100

Total 608 480

Central a Gas

Capacidad

Máxima

MW

Despacho ---

[MW]

El Peñón (50 uni) 68 0

Total 68 0



52


Tabla 20: Evolución de la Tensión en barras, Escenario 1

Tabla 21: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario 1

Tabla 22: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario 1

Tabla 23: Evolución de la potencia en líneas, Escenario 1

Tensión Mínima Tensión Máxima Tipo de ¿Cumple NTSyCS?

[p.u.] [p.u.] Oscilación

0,99 1,06 Amortiguada SI

Evolución de la Tensión en barras según Art. 5-29 y Art. 5-43

Escenario Operacional 1

Frecuencia Mínima Frecuencia Máxima Tipo de ¿Cumple NTSyCS?

[Hz] [Hz] Oscilación



Evolución de la frecuencia en barras según Art. 5-44

Mayor Valor absoluto

de la excursión angular Tipo de ¿Cumple NTSyCS?

[º] Oscilación

40,00 Amortiguada SI


Evolución de ángulos rotóricos en generadores según Art. 5-53

Factor de Tipo de

Linea de transmisión Amortiguación ζ Oscilación ¿Cumple NTSyCS?

[%]

Pan de Azucar - Tap Talinay L2 8,87 Amortiguada SI

Evolución de la Potencia en líneas según Art. 5-47




53


5.3.2 Escenario operacional 2: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona

En el escenario 2 se requiere observar el sistema ante la desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona. Para este escenario son válidos los despachos y consideraciones del escenario 1. Este escenario equivale a una desconexión intempestiva de 402 MW lo cual corresponde a una contingencia de al menos Severidad 5 de acuerdo a la NTSyCS. En las siguientes Tablas se muestran: las tensiones y frecuencias en barras, los ángulos rotóricos respecto al generador Ralco 1 y el factor de amortiguamiento de la onda de potencia activa. Se observa en dichas tablas que los parámetros observados cumplen con los artículos de la NTSyCS indicados.



54


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Maitencillo - PdeAzu 220 11,91 Amortiguada SI





55


5.3.3 Escenario operacional 3: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona

En el escenario 3 se requiere observar el sistema ante una ráfaga de viento. El evento se llevó acabo modificando señales de entrada de los modelos compuestos mediante un parameter event. La simulación de una ráfaga de viento es conceptualmente consistente con una variación de las señales seleccionadas. En las siguientes Tablas se muestran: las tensiones y frecuencias en barras, los ángulos rotóricos respecto al generador Ralco 1 y el factor de amortiguamiento de la onda de potencia activa. Se observa en dichas tablas que los parámetros observados cumplen con los artículos de la NTSyCS indicados.



56


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Nogales - Los Vilos C1 220 kV 21,55 Amortiguada SI





57


5.3.4 Escenario operacional 4: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda.

En el escenario 4 se requiere observar el sistema ante la desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda. Se saca de servicio la unidad Nº 1 de Guacolda que en ese momento inyecta 140 MW. En las siguientes Tablas se muestran: las tensiones y frecuencias en barras, los ángulos rotóricos respecto al generador Ralco 1 y el factor de amortiguamiento de la onda de potencia activa. Se observa en dichas tablas que los parámetros observados cumplen con los artículos de la NTSyCS indicados.



58


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Nogales - Los Vilos C1 220 kV 8,74 Amortiguada SI





59


5.3.5 Escenario operacional 5: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II

En el escenario 5 se requiere observar el sistema ante la desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II. En este escenario se desconectó intempestivamente las unidades del ciclo combinado, a decir las unidades U2 TG y U2 TV que inyectaban en ese instante 240 y 120 MW, respectivamente.

En las siguientes Tablas se muestran: las tensiones y frecuencias en barras, los ángulos rotóricos respecto al generador Ralco 1 y el factor de amortiguamiento de la onda de potencia activa. Se observa en dichas tablas que los parámetros observados cumplen con los artículos de la NTSyCS indicados.



60


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Nogales - Los Vilos 220 kV C2 21,00 Amortiguada SI





61


5.3.6 Escenario operacional 6: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos

En el escenario 6 se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Pan de Azúcar – Las Palmas, es decir entre la S/E Pan de Azúcar y S/E La Cebada (P.E. Los Cururos), en el extremo de Pan de Azúcar. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Pan de Azúcar y Las Palmas.




62


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Talinay - Monte Redondo L2 11,49 Amortiguada SI





63


5.3.7 Escenario operacional 7: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

En el escenario 7 se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Pan de Azúcar – Las Palmas, es decir entre el tap-off Monte Redondo y S/E Las Palmas, en el extremo de Las Palmas. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Pan de Azúcar y Las Palmas.




64


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Talinay - Monte Redondo L2 11,20 Amortiguada SI





65


5.3.8 Escenario operacional 8: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

En el escenario 8 se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Las Palmas – Los Vilos, en el extremo de Las Palmas. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Las Palmas y Los Vilos.




66


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Los Vilos - Las Palmas L2 11,08 Amortiguada SI





67


5.3.9 Escenario operacional 9: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

En el escenario 9 se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Las Palmas – Los Vilos, en el extremo de Los Vilos. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Las Palmas y Los Vilos.




68


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Los Vilos - Las Palmas L2 30,10 Amortiguada SI





69


5.3.10 Escenario operacional 10: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

En el escenario 10 se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Nogales – Los Vilos, en el extremo de Los Vilos. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Los Vilos y Nogales.




70


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Quillota - Nogales 220 C2 15,72 Amortiguada SI





71


5.3.11 Escenario operacional 11: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

En el escenario 11 se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Nogales – Los Vilos, en el extremo de Nogales. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Los Vilos y Nogales.




72


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Quillota - Nogales 220 C2 18,02 Amortiguada SI





73


5.3.12 Escenario operacional 12: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada

En los escenarios 12 al 22 indicados antes en la Tabla 14, vale decir en el Caso 2, se busca observar el comportamiento de la zona al despachar 4 unidades de Guacolda y 1 unidad de Taltal; El Peñón sin despachar. Por otra parte, se requiere despachar los parques FV y eólicos, con régimen similar de generación.

Señalado lo anterior, se privilegiará, al igual que en el Caso 1, un alto despacho eólico que permitirá observar de mejor manera el efecto que provoca la inclusión de la central en estudio. De este modo, se comenzó por despachar las centrales FV todas a un 20%, luego Taltal a potencia cercana de mínimo técnico 1x85 MW, así mismo Guacolda queda en 4x85 MW cercana a mínimo técnico. Se prefirió bajar todas las unidades de Guacolda a mínimo técnico antes que sacar de servicio una unidad. En el caso de Taltal también fue dejada a potencia cercana a mínimo técnico para permitir una mayor penetración eólica, esto se sostiene en el hecho de que aún en este despacho que considera las centrales térmicas cercanas a mínimo técnico, sólo es posible despachar los parques eólicos a un 80% de su capacidad máxima, antes de copar la línea Las Palmas Los Vilos que queda cercana al 50% cada circuito, que corresponde a su límite N-1. Para las centrales fotovoltaicas, se utiliza el supuesto que estas centrales se componen de 5 arreglos de 20% de la generación total cada uno, luego, al desprender 4 de estos photovoltaic array las centrales FV quedarían despachadas a un 20% de su máxima capacidad cada una. En la Tabla 64 se muestran los despachos de interés para los escenarios 12 al 22.



74





Capacidad

Máxima

MW

Despacho 21%

[MW]Central Eólica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 80%

[MW]










Total 649 135,0 Total 503 402,4

Central a Carbón

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 67%


Capacidad

Máxima

MW

Despacho 35%

[MW]




Guacolda 4 152 100

Total 608 400

Central a Gas

Capacidad

Máxima

MW

Despacho ---

[MW]


Total 68 0



75


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Nogales - Los Vilos 220 C2 7,94 Amortiguada SI





76


5.3.13 Escenario operacional 13: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona

En el escenario 13 se requiere observar el sistema ante la desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona. Para este escenario son válidos los despachos y consideraciones del escenario 12. Este escenario equivale a una desconexión intempestiva de 402 MW lo cual corresponde a una contingencia de al menos Severidad 5 de acuerdo a la NTSyCS.




77


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Cardones - Carera Pinto 13,72 Amortiguada SI





78


5.3.14 Escenario operacional 14: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona




79


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Maintencillo - Cardones 15,30 Amortiguada SI





80


5.3.15 Escenario operacional 15: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda.




81


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Pan de Azucar - Tap Talinay L2 9,33 Amortiguada SI





82


5.3.16 Escenario operacional 16: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II





83


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Nogales - Los Vilos 220 C2 25,01 Amortiguada SI





84


5.3.17 Escenario operacional 17: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos





85


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Cardones - Carrera Pinto 7,21 Amortiguada SI





86


5.3.18 Escenario operacional 18: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.





87


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Pan de Azucar - Talinay 220 L2 12,55 Amortiguada SI





88


5.3.19 Escenario operacional 19: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

En el escenario 19 se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Las Palmas – Los Vilos, en el extremo de Las Palmas. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Las Palmas y Los Vilos.




89


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Los Vilos - Las Palmas 220 L2 10,21 Amortiguada SI





90







91


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Los Vilos - Las Palmas 220 L2 7,50 Amortiguada SI





92


5.3.21 Escenario operacional 21: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.





93


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Quilota - Nogales 220 C2 20,01 Amortiguada SI





94







95


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Polpaico - Quillota 220 C2 6,03 Amortiguada SI





96


5.3.23 Escenario operacional 23: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada

En los escenarios 23 al 33 ya indicados en la Tabla 14, se busca observar el comportamiento de la zona al despachar 4 unidades de Guacolda junto con 2 unidades de Taltal; El Peñón sin despachar. Por otra parte, se requiere despachar los parques FV y eólicos, con régimen similar de generación.

Señalado lo anterior, se privilegiará, al igual que en los Casos 1 y 2, un alto despacho eólico que permitirá observar de mejor manera el efecto que provoca la inclusión de la central en estudio. De este modo, se comenzó por despachar las centrales FV todas a un 20% de su capacidad máxima nominal, luego las unidades 1 y 2 de Taltal a potencia cercana de mínimo técnico 2x85 MW, así mismo, la central Guacolda queda en 4x85 MW cercana a mínimo técnico. Se prefirió bajar todas las unidades de Guacolda cercanas a mínimo técnico antes que sacar de servicio una unidad. En el caso de las dos unidades de Taltal también fueron dejadas cercanas a mínimo técnico para permitir una mayor penetración eólica, esto se sostiene en el hecho de que aún en este despacho que considera las centrales térmicas a mínimo técnico, sólo es posible despachar los parques eólicos a un 70% de su capacidad máxima, antes de copar la línea Las Palmas - Los Vilos que queda cercana al 50% cada circuito, que corresponde a su límite N-1. Para las centrales fotovoltaicas, se utiliza el supuesto que estas centrales se componen de 5 arreglos de 20% de la generación total cada uno, luego, al desprender 4 de estos photovoltaic array las centrales FV quedarían despachadas a un 20% de su máxima capacidad cada una. En la Tabla 109 se muestran los despachos de interés para los escenarios 23 al 33.



97





Capacidad

Máxima

MW

Despacho 21%

[MW]Central Eólica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 70%

[MW]










Total 649 135,0 Total 503 352,1

Central a Carbón

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 57%


Capacidad

Máxima

MW

Despacho 70%

[MW]




Guacolda 4 152 85

Total 608 340

Central a Gas

Capacidad

Máxima

MW

Despacho ---

[MW]


Total 68 0



98


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






99


5.3.24 Escenario operacional 24: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona





100


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






101


5.3.25 Escenario operacional 25: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona




102


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






103


5.3.26 Escenario operacional 26: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda.




104


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]

Cardones - Carrera Pinto 220 28,55 Amortiguada SI





105


5.3.27 Escenario operacional 27: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II





106


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






107


5.3.28 Escenario operacional 28: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos





108


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






109


5.3.29 Escenario operacional 29: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.





110


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






111



En el escenario 30 se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Las Palmas – Los Vilos, en el extremo de Las Palmas. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Las Palmas y Los Vilos. En las siguientes Tablas se muestran: las tensiones y frecuencias en barras, los ángulos rotóricos respecto al generador Ralco 1 y el factor de amortiguamiento de la onda de potencia activa. Se observa en dichas tablas que los parámetros observados cumplen con los artículos de la NTSyCS indicados.



112


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






113







114


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






115



En el escenario se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Nogales – Los Vilos, en el extremo de Los Vilos. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Los Vilos y Nogales.




116


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






117







118


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






119


5.3.34 Escenario operacional 34: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada

En los escenarios 34 al 44 que se indicaron en la Tabla 14, se busca observar el comportamiento de la zona al despachar 4 unidades de Guacolda junto con 2 unidades de Taltal y 50 unidades de El Peñón. Por otra parte, se requiere despachar los parques FV y eólicos, con régimen similar de generación.

Señalado lo anterior, se privilegiará, al igual que en los Casos 1 al 3, un alto despacho eólico que permitirá observar de mejor manera el efecto que provoca la inclusión de la central en estudio. De este modo, se comenzó por despachar las centrales FV todas a un 20%, luego Taltal 1 y 2 a potencia cercana de mínimo técnico 2x85 MW, así mismo Guacolda queda en 4x85 MW cercana a mínimo técnico. Se prefirió bajar todas las unidades de Guacolda a mínimo técnico antes que sacar de servicio una unidad. En el caso de las dos unidades de Taltal también fueron dejadas a mínimo técnico para permitir una mayor penetración eólica. En el caso de la central El Peñón, esta central inyecta al sistema a través de S/E Pan de Azúcar y por lo tanto, al igual que los parques eólicos, tiende a copar la línea Las Palmas – Los Vilos 220 kV. La central El Peñón fue despachada a 40 MW, en esta condición de despacho que considera a las centrales térmicas cercanas a mínimo técnico, es posible despachar los parques eólicos a un 70% de su capacidad máxima, antes de copar la línea Las Palmas Los Vilos que queda cercana al 50% cada circuito, que corresponde a su límite N-1. Para las centrales fotovoltaicas, se utiliza el supuesto que estas centrales se componen de 5 arreglos de 20% de la generación total cada uno, luego, al desprender 4 de estos photovoltaic array las centrales FV quedarían despachadas a un 20% de su máxima capacidad cada una. En la Tabla 154 se muestran los despachos de interés para los escenarios 34 al 44.



120





Capacidad

Máxima

MW

Despacho 21%

[MW]Central Eólica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 70%

[MW]










Total 649 135,0 Total 503 352,1

Central a Carbón

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 57%


Capacidad

Máxima

MW

Despacho 70%

[MW]




Guacolda 4 152 85

Total 608 340

Central a Gas

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 60%

[MW]


Total 68 40



121


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






122


5.3.35 Escenario operacional 35: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona





123


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






124


5.3.36 Escenario operacional 36: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona




125


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






126


5.3.37 Escenario operacional 37: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda.




127


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






128


5.3.38 Escenario operacional 38: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II





129


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






130


5.3.39 Escenario operacional 39: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos





131


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






132


5.3.40 Escenario operacional 40: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.





133


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






134


5.3.41 Escenario operacional 41: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

En el escenario 41 se requiere observar el sistema ante la Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. En este caso se realiza un cortocircuito en el circuito 1 de la línea Las Palmas – Los Vilos, en el extremo de Las Palmas. El despeje se produce a los 120 ms de ocurrida la falla, mediante la apertura simultánea de los interruptores de dicha línea ubicados en Las Palmas y Los Vilos.




135


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






136


5.3.42 Escenario operacional 42: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.





137


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






138


5.3.43 Escenario operacional 43: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.





139


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






140


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





141


















[º] Oscilación




Factor de Tipo de


[%]






142


6 CONCLUSIONES

De acuerdo a lo solicitado, se efectuaron simulaciones de estabilidad transitoria, para con estas analizar el comportamiento del SIC ante la incorporación del parque eólico Punta Palmeras, por medio de la S/E Las Palmas 220 kV de Transelec. Esta central se encuentra ubicada en la región de Coquimbo, al norte de Los Vilos. En base a estas simulaciones se estudió el impacto que tendrá en el SIC la inyección de los 45 [MW] proyectados por la central. Esto basándose en los niveles de tensión y frecuencia en los puntos adyacentes a la conexión de la central, de los ángulos rotóricos respecto del ángulo de la máquina de referencia de los generadores de la zona, y de los más importantes del sistema interconectado, y de los flujos de potencia presentes en las líneas aledañas a la central. Todas estas variables analizadas en el presente estudio, las cuales deben cumplir con lo exigido por la NT de SyCS. En las simulaciones de desconexión intempestiva de centrales, se observa que la frecuencia en algunos casos se mantiene por debajo de los 48.3 Hz en barras de 220 kV, no obstante esto ocurre en un tiempo inferior a los 3 ms (menos de 1/5 de ciclo), lo cual el consultor no considera perjudicial para el SIC debido a su corta duración. Además estas bajas de frecuencia no serían atribuibles al ingreso de la central Punta Palmeras sino al modelo Digsilent del SIC. En consideración a lo expuesto en el presente documento, es posible concluir que el comportamiento de las instalaciones, tanto del Parque eólico Punta Palmeras como de la S/E Punta Palmeras, cumplen con lo que requiere la normativa vigente. La dirección de operación del Centro de Despacho y Control del CDEC deberá tomar todas las medidas posibles para mantener tanto la tensión como la frecuencia dentro de lo exigido por la NT de SyCS. Sin perjuicio de lo anterior, las variables analizadas cumplen con los rangos exigidos por la NT de SyCS.

estudio de estabilidad parque eÓlico punta palmeras · resumen ejecutivo en el siguiente informe...

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