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Estudios de Norma Técnica
para los Sistemas Medianos
de Magallanes
Preparado para:
Estudio de Control de
Frecuencia y Determinación de Reservas
2015 - 2018
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VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN
SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A.
Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios
1 19/11/2015 CSL ALE PMD
2 25/01/2016 CSL ALE PMD Versión Final
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Índice
1 Introducción _______________________________________________________ 4
1.1 Objetivos del estudio _________________________________________________ 4
2 Antecedentes _____________________________________________________ 5
2.1 Información técnica de los Sistemas Medianos de EDELMAG ___________ 5 2.1.1 Definición de los Sistemas Medianos de EDELMAG ________________________ 5 2.1.2 Unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG _______________________ 6 2.1.3 EDAC __________________________________________________________________ 8
2.2 Normativa Aplicable _________________________________________________ 9
3 Metodología _____________________________________________________ 10
4 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Punta Arenas __ 11
4.1 Escenarios de demanda y despacho de unidades____________________ 11
4.2 Contingencias estudiadas ___________________________________________ 11
4.3 Resultados Demanda Crítica ________________________________________ 12
4.4 Resultados Demanda Máxima _______________________________________ 12
5 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Puerto Natales _ 14
5.1 Escenarios de demanda y despacho de unidades____________________ 14
5.2 Contingencias estudiadas ___________________________________________ 14
5.3 Resultados _________________________________________________________ 14
6 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Porvenir _______ 16
6.1 Escenarios de demanda y despacho de unidades____________________ 16
6.2 Contingencias estudiadas ___________________________________________ 16
6.3 Resultados _________________________________________________________ 16
7 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Puerto Williams _ 18
8 Conclusiones ____________________________________________________ 19
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1 Introducción
La Empresa Eléctrica de Magallanes S.A, en adelante EDELMAG, es una Concesionaria
de Distribución Eléctrica que opera en la Región de Magallanes cuatro Sistemas
Medianos. En conformidad con lo estipulado en el Articulo 6-3 de la Norma Técnica de
Seguridad y Calidad de Servicio para los Sistemas Medianos, en adelante NTSSMM,
EDELMAG debe desarrollar diversos estudios técnicos para cada uno de los Sistemas
Medianos de su propiedad con una periodicidad de cuatro años.
En consideración de lo indicado en el párrafo anterior, EDELMAG encomendó a SYSTEP
Ingeniería y Diseños, en adelante SYSTEP o el Consultor, la realización de la actualización
de cada uno de los siguientes estudios técnicos para los cuatro Sistemas Medianos de
EDELMAG, a saber: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams:
Estudio de Restricciones en Instalaciones de Transmisión.
Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones.
Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva.
Estudios de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas.
Estudio de Desconexión Automática de Carga (EDAC).
Estudio de Planes de Recuperación de Servicio (PRS).
El presente informe comprende el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de
Reservas, que tiene por objetivo comprobar el correcto funcionamiento del control de
frecuencia de las unidades generadoras, junto con la reserva en giro establecida.
1.1 Objetivos del estudio
En el presente estudio se presenta un análisis del control de frecuencia y la reserva en giro
necesaria en los Sistemas Medianos de EDELMAG, teniendo como objetivos específicos
los siguientes:
Comprobar el funcionamiento correcto de cada Sistema Mediano luego de la
salida intempestiva de la máquina más significativa, considerando una reserva en
giro del 10%.
Usar escenarios de despacho basados en despachos reales, pero ajustados tal
que la reserva en giro sea exactamente de un 10%.
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2 Antecedentes
El DFL Nº 4 de febrero del 2007, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del
Decreto con Fuerza de Ley Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos,
en materia de energía eléctrica, define en su Artículo Nº 173 a aquellos sistemas eléctricos
de capacidad instalada de generación inferior a 200 MW y superior a 1.500 kW como
Sistemas Medianos o SSMM, estableciendo características especiales en su tarificación y
operación respecto a los Sistemas Interconectados.
EDELMAG posee cuatro Sistemas Medianos en el extremo sur del país, específicamente
en la Región de Magallanes, los cuales se describen a continuación:
Sistema Punta Arenas: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Punta
Arenas. Se compone por dos subsistemas, central Tres Puentes y central Punta
Arenas. Central Tres Puentes cuenta con dos barras de media tensión conectadas
entre sí a través de un transformador de 20 MVA 13,2/11,5 kV, donde
principalmente en el lado de baja tensión se inyecta la generación y el lado de
alta tensión alimenta las cargas. Por otro lado, central Punta Arenas posee una
barra en 13,2 kV, en la que se conectan tanto generación como consumo. Los
subsistemas mencionados se interconectan mediante una línea de transmisión de
8,15 km en 66 kV.
Sistema Puerto Natales: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Natales.
Sistema constituido por una única barra principal en 13,2 kV donde se conectan
generación y consumos.
Sistema Porvenir: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Porvenir.
Similar al sistema de Puerto Natales, se compone de una única barra de 13,8 kV
en la cual se inyecta generación y se conectan los alimentadores que abastecen
los consumos.
Sistema Puerto Williams: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Cabo
de Hornos. El sistema se compone de una barra de 13,2 kV en la cual se inyecta
la generación y se alimenta las cargas.
A continuación se detallan características técnicas y normativas respecto a los Sistemas
Medianos de EDELMAG, relacionados al control de frecuencia.
2.1 Información técnica de los Sistemas Medianos de EDELMAG
La información técnica relevante para el desarrollo del presente estudio requiere la
comprensión de los unilineales asociados a cada uno de los Sistemas Medianos, junto con
otras características asociadas, como los EDAC vigentes, entre otros.
2.1.1 Definición de los Sistemas Medianos de EDELMAG
EDELMAG se compone de cuatro Sistemas Medianos ubicados en Punta Arenas, Puerto
Natales, Porvenir y Puerto Williams. Si bien gran parte de la organización y administración
de la empresa funciona de manera centralizada, es importante indicar que cada sistema
cuenta con un sistema de administración propio, el que incluye centros de control locales
que se encargan de la operación de las distribución y de los despachos diarios y horarios
de las centrales de generación, junto con la toma de medidas en caso de eventos
particulares.
Cada una de estas administraciones propias de cada Sistema Mediano se guía por las
directrices dadas por la administración general, pero a su vez posee la capacidad de
poder operar diariamente, y de superar las diversas dificultades eventuales que surjan en
la operación diaria.
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De lo anterior, se tiene que cada Sistema Mediano posee Planes de Recuperación del
Servicio propios, diseñados para ser ejecutados por los centros de control locales.
2.1.2 Unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG
A continuación se presentan los unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG.
Figura 2-1: Unilineal del Sistema Mediano de Punta Arenas
Figura 2-2: Unilineal del Sistema Mediano de Puerto Natales
66 kV
11,5 kV
13,2 kV
23 kV
≤ 6 kVAlim. 1
Alim. 2
Alim. 3
Alim. 10
Alim. 8
Alim. 12
Alim. 9
Alim. 14A
lim. 1
3
Alim
. 11
Alim
. 7
Alim
. 4
Alim
. 5
Alim. 6
U. 3
U. 1
U. 2
U. 5
U. 4
U. 8
U. 7
U. 9
U. 1
U. 3
U. 2
U. 5
PE Cabo Negro
Des.
Ingesur
52C1
52C2
52C3
52C10
52C8
52C12
52C9
52C14
52CT2
52BT4
52BT352B1
52CS252CS3
52CS4
52CT2
52G5
52G1
52G2
52G3
52DS4
52G9
52G8
52G7
52DS2
52DS3 52DT4
52DT3 52BT1
52BT2
52G4
52DT1
52E152DS1
52G1
52DT2
52G3
52C
4
52C
7
52C
11
52C
13
52C
5
52C
6
I.A.
52G2
52G5
Sistema Mediano de Punta Arenas
52CT3
52CT1
52CS5
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 12 U. 9U. 10
52G952G1052G12
Sistema Mediano de Puerto Natales
U. 11 U. 6
52G652G11 Alim. 5
52C452C5
Alim. 4
U. 5U. 8
52G5
52G8
U. 3U. 4
52G3
52G4
Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
52C1
Alim. 1
U. 2
52G2
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Figura 2-3: Unilineal del Sistema Mediano de Porvenir
Figura 2-4: Unilineal del Sistema Mediano de Puerto Williams
13,8 kV
≤ 6 kV
U. 9 U. 5U. 8
52G552G852G9
Sistema Mediano de Porvenir
Alim. 1
52C1
U. 10 U. 6U. 7
52G652G752G10
U. 4
52G4 Alim. 3
52C252C3
Alim. 2
Alim. 4
52C4
13,2 kV
≤ 6 kV
U. 1 U. 3U. 2
52G352G252G1
Sistema Mediano de Puerto Williams
Alim. 3
52C3
U. 6
52G6 Alim. 2
52C152C2
Alim. 1
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2.1.3 EDAC
Para la realización de este estudio se utilizarán los EDAC propuestos en el Estudio de
Esquemas de Desconexión Automática de Carga para los Sistemas Medianos de
Magallanes.
A continuación se indican los equipos que forman parte de los EDAC propuestos, junto
con los ajustes correspondientes. En la Tabla 2-1 se muestra el EDAC propuesto del Sistema
Mediano de Punta Arenas.
Tabla 2-1: EDAC Sistema Mediano de Punta Arenas
Prioridad de apertura Secuencia apertura
alimentador - reconectador
Frecuencia Operación [Hz]
Tiempo Operación [ms]
1 12 49 60
2 14 49 60
3 6 49 60
4 11 48,8 120
5 9 48,8 120
6 10 48,5 120
7 7 48,5 300
8 8 48,5 300
9 5 48 800
10 4 48 1000
11 3 48 1000
12 2 Deshabilitado
13 1 Deshabilitado
En la Tabla 2-2 se muestra el EDAC propuesto del Sistema Mediano de Puerto Natales.
Tabla 2-2: EDAC Sistema Mediano de Puerto Natales
Prioridad de apertura Secuencia apertura
alimentador Frecuencia Operación
[Hz] Tiempo Operación [s]
1 5 49,0 0,5
2 R-4 (alim 3) 49,0 0,5
3 3 48,5 1
4 R-6 (alim 2) 48,0 1,5
5 2 48,0 2
6 1 47,5 3
7 4 47,0 3
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En la Tabla 2-3 se muestra el EDAC propuesto del Sistema Mediano de Porvenir.
Tabla 2-3: EDAC Sistema Mediano de Porvenir
Prioridad de apertura Secuencia apertura
alimentador Frecuencia Operación
[Hz] Tiempo Operación [s]
1 3 48,5 1
2 1 48,0 1,5
3 4 47,5 2
2.2 Normativa Aplicable
El control de frecuencia del sistema es evaluado a través de este estudio efectuando una
verificación del cumplimiento de los estándares de Seguridad y Calidad de Servicio
establecidos en el Capítulo Nº5 de la NTSSMM.
En particular se deben cumplir los siguientes artículos:
“Artículo 5-11
Las unidades generadoras que operen en sincronismo con el SM deberán tener la
capacidad de control que asegure la disponibilidad para el SM de una Reserva Primaria
mínima de 10%, respecto a la capacidad máxima de generación de las unidades que se
encuentren operando en el SM. Dicha reserva deberá ser asumida en la proporción que
determine el Procedimiento correspondiente.
Artículo 5-12
En el Control de Frecuencia y en el Control de Tensión participarán aquellas unidades
generadoras que hayan cumplido lo establecido en el Artículo 5-3 de la presente NT y
conforme a las exigencias que se determinen mediante los Estudios establecidos en el
Título 6-2 de la presente NT.
Artículo 5-31
La frecuencia nominal de cada SM es 50 [Hz], ante lo cual la Empresa deberá adoptar
todas las medidas posibles para que ésta permanezca constante, aceptándose en
condiciones de operación normal y régimen permanente variaciones de ± 1,0%, esto es,
un valor mínimo de 49,50 [Hz] y un valor máximo de 50,50 [Hz].”
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3 Metodología
El objetivo de este estudio es verificar el cumplimiento de la NTSSMM en cuanto al control
de frecuencia de los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir, y
Puerto Williams, incluyendo en la verificación todos los EDAC propuestos, ante
contingencias que representen los peores casos de operación de cada sistema.
Para cada sistema el estudio se desarrolla bajo las siguientes consideraciones:
Se establece que la reserva en giro para los Sistemas Medianos de Magallanes
corresponde a un 10%.
Se utiliza un escenario de demanda crítica, tal que el balance de demanda y
generación deja disponible una reserva en giro de un 10%.
Las contingencias consideradas para evaluar el funcionamiento del control de
frecuencia de cada sistema corresponden a la salida una de las máquinas
despachadas, la cual corresponde a la unidad más significativa en servicio.
Se consideran los últimos valores de parámetros de las máquinas y ajustes a los
controladores de las mismas (velocidad y potencia) entregados por EDELMAG.
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4 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Punta Arenas
4.1 Escenarios de demanda y despacho de unidades
Para el estudio del control de frecuencia del Sistema Mediano de Punta Arenas se escogió
utilizar un escenario de demanda crítica, tal como se planteó en la metodología, y
adicionalmente se agregó un escenario de demanda máxima, tal como se muestra en
la Tabla 4-1. En el caso de demanda máxima, se utilizaron los valores de demandas
máximas por alimentador mensuales entregadas por EDELMAG, y se escogió el mes
donde la demanda total es mayor (junio). Además, se utilizó un factor de reducción de
la demanda, correspondiente a 0,93, aplicado a todos los alimentadores, con el objetivo
de evitar que se produzcan sobrecargas en la línea de 66 kV.
Tabla 4-1: Escenarios de demanda por alimentador considerados
Alimentador Demanda Máxima [MW] Demanda Crítica [MW]
1 3,34 2,30
2 4,04 2,84
3 4,10 2,59
4 3,55 2,11
5 2,96 3,91
6 2,85 1,76
7 2,51 1,01
8 2,24 1,38
9 3,17 2,04
10 3,61 2,20
11 4,28 0,99
12 2,87 1,69
14 3,26 2,01
Además los despachos de las máquinas para cada escenario de demanda se pueden
ver en la Tabla 4-2.
Tabla 4-2: Despacho de unidades por escenario de demanda considerado
Escenario Unidades despachadas Potencia [MW]
Demanda Crítica N°7 13,5
N°9 13,5
Demanda Máxima
N°4 6,5
N°7 13,5
N°8 9,6
N°9 13,5
4.2 Contingencias estudiadas
Para los escenarios de demanda estudiados se estudian las salidas de servicio de las
unidades generadoras más relevantes para el sistema. Así, se estudian las contingencias
mostradas en la Tabla 4-3.
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Tabla 4-3: Contingencias analizadas
Escenario Contingencias analizadas
Demanda Crítica Salida intempestiva Unidad N°9
Demanda Máxima Salida intempestiva Unidad N°9
4.3 Resultados Demanda Crítica
A continuación se presenta el gráfico de evolución de la frecuencia del sistema para el
caso simulado, tal como se observa en la Figura 4-1.
Figura 4-1: Frecuencia del sistema para Demanda Crítica
En la Figura 4-1 se observa que luego de la salida intempestiva de la Unidad N°9, y de la
actuación del EDAC correspondiente, se tiene que la frecuencia se estabiliza en 50,686
Hz. Si bien este valor se encuentra sobre la frecuencia permitida para régimen
permanente (50,5 Hz), es necesario indicar que el reajuste del despacho de las unidades
generadoras en servicio por control secundario de frecuencia no está considerado en las
simulaciones. En la operación real se puede disminuir la potencia despachada, luego de
la estabilización del sistema, regulando así la frecuencia dentro de los rangos normativos.
4.4 Resultados Demanda Máxima
A continuación se presenta el gráfico de evolución de la frecuencia del sistema para el
caso simulado, tal como se observa en la Figura 4-2.
50.0040.0030.0020.0010.000.00 [s]
56.00
54.00
52.00
50.00
48.00
46.00
[Hz]
Celdas G.E. 13.2 kV: Electrical Frequency
C.T.P.\Barra Principal de 13.2 kV: Electrical Frequency
X = 9.098 s
53.587 Hz
X = 49.551 s
50.686 Hz
DIg
SIL
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Figura 4-2: Frecuencia del sistema para Demanda Máxima
Para el caso de demanda máxima se tiene que la reserva en giro del sistema corresponde
a un 16%, a diferencia de los escenarios de demanda crítica estudiados (en donde la
reservas en giro es de un 10%). Además se puede observar que luego de la salida
intempestiva de la Unidad N°9, y de la actuación del EDAC correspondiente, la
frecuencia se estabiliza en 50,034 Hz, valor que se encuentra dentro de los rangos
normativos.
50.0040.0030.0020.0010.000.00 [s]
50.60
50.20
49.80
49.40
49.00
48.60
[Hz]
Celdas G.E. 13.2 kV: Electrical Frequency
C.T.P.\Barra Principal de 13.2 kV: Electrical Frequency
X = 14.940 s
50.414 Hz
X = 49.834 s
50.034 Hz
DIg
SIL
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5 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Puerto Natales
5.1 Escenarios de demanda y despacho de unidades
Para el estudio del control de frecuencia del Sistema de Puerto Natales se utilizó el
escenario de demanda crítica, como aparece en la Tabla 5-1.
Tabla 5-1: Escenario de demanda considerado por alimentador
Alimentador Demanda Crítica [MW]
1 0,74
2 0,78
3 0,61
4 1,02
5 0,45
Además el despacho de las máquinas para el escenario de demanda se puede ver en
la Tabla 5-2.
Tabla 5-2: Despacho de unidades por escenario de demanda considerado
Escenario Unidades despachadas Potencia [MW]
Demanda Crítica
N°3 1,06
N°9 1,28
N°11 1,27
5.2 Contingencias estudiadas
Para el escenario de demanda estudiado se estudia la salida de servicio de la unidad
generadora más relevantes para el sistema, tal como se muestra en la Tabla 5-3.
Tabla 5-3: Contingencias analizadas
Escenario Contingencias analizadas
Demanda Crítica Salida intempestiva Unidad N°9
5.3 Resultados
A continuación se presenta el gráfico de evolución de la frecuencia del sistema para el
caso simulado, tal como se observa en la Figura 5-1.
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Figura 5-1: Frecuencia del sistema para Demanda Crítica
En la Figura 5-1 se observa que luego de la salida intempestiva de la Unidad N°9, y de la
actuación del EDAC correspondiente, se tiene que la frecuencia se estabiliza en 50,437
Hz, valor que se encuentra dentro de los rangos normativos para operación permanente
del sistema.
60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]
52.83
51.24
49.66
48.08
46.49
44.91
[Hz]
13.2 kV: Electrical Frequency
X = 9.173 s
52.467 Hz
X = 59.047 s
50.437 Hz
DIg
SIL
EN
T
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6 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Porvenir
6.1 Escenarios de demanda y despacho de unidades
Para el estudio del control de frecuencia del Sistema de Porvenir se utilizó el escenario de
demanda crítica, como aparece en la Tabla 6-1.
Tabla 6-1: Escenario de demanda considerado por alimentador
Alimentador Demanda Crítica [MW]
1 0,39
2 1,04
3 1,55
4 0,74
Además el despacho de las máquinas para el escenario de demanda se puede ver en
la Tabla 6-2.
Tabla 6-2: Despacho de unidades por escenario de demanda considerado
Escenario Unidades despachadas Potencia [MW]
Demanda Máxima
N°4 0,79
N°7 1,06
N°6 1,06
N°9 0,83
6.2 Contingencias estudiadas
Para el escenario de demanda estudiado se estudia la salida de servicio de la unidad
generadora más relevantes para el sistema, tal como se muestra en la Tabla 6-3.
Tabla 6-3: Contingencias analizadas
Escenario Contingencias analizadas
Demanda Máxima Salida intempestiva Unidad N°7
6.3 Resultados
A continuación se presenta el gráfico de evolución de la frecuencia del sistema para el
caso simulado, tal como se observa en la Figura 6-1.
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17
Figura 6-1: Frecuencia del sistema para Demanda Crítica
En la Figura 6-1 se observa que luego de la salida intempestiva de la Unidad N°7, y de la
actuación del EDAC correspondiente, se tiene que la frecuencia se estabiliza en 50,261
Hz, valor que se encuentra dentro de los rangos normativos para operación permanente
del sistema.
60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]
56.20
53.59
50.98
48.36
45.75
43.14
[Hz]
Porvenir 13.8 kV: Electrical Frequency
X = 6.040 s
54.909 Hz
X = 56.983 s
50.261 Hz
DIg
SIL
EN
T
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7 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Puerto Williams
El control de frecuencia y reserva en giro del Sistema Mediano de Puerto Williams guardan
directa relación con la configuración y naturaleza de la topología, tecnología de
generación, y demandas de dicho sistema.
De la información enviada por EDELMAG, se tiene que gran parte de los despachos se
realizan con una unidad generadora, en cuyo caso se tiene que la reserva en giro no está
destinada a cubrir la salida de una unidad generadora, sino que puede absorber
incrementos bruscos de demanda.
Por otro lado, para la demanda máxima, el despacho se realiza mediante dos unidades
generadoras, en cuyo caso, la reserva en giro mínima despachada corresponde a un
22%, que si bien cumple el criterio de ser mayor al 10%, luego de la salida de una de las
dos unidades generadoras en servicio, el sistema se enfrenta a un apagón total debido a
que se mantiene un desbalance entre la demanda y la generación disponible (esto
debido a que este sistema no posee sistema EDAC).
De esta manera, si bien el sistema en sus despachos habituales cumple el criterio de una
reserva en giro de al menos 10%, no se puede asegurar que este no sufra de un apagón
total para la salida de alguna de las máquinas despachadas en los escenarios
operacionales reales.
Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Fono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Estudios de Norma Técnica para Sistemas
Medianos de Magallanes
19
8 Conclusiones
De las simulaciones realizadas para el estudio de control de frecuencia comprendido en
el presente informe, se obtiene que para los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto
Natales, Porvenir, y Puerto Williams, luego de la salida intempestiva de la unidad más
relevante y de la actuación del EDAC correspondiente, se verifica que la frecuencia se
encuentra dentro de los rangos normativos para operación de régimen permanente del
sistema.
Sólo para el caso de demanda crítica en el sistema de Punta Arenas, se tiene que la
frecuencia queda por sobre los límites normativos de operación permanente, lo cual se
puede remediar mediante el ajuste del despacho de las unidades generadoras aún en
servicio, a través del control de frecuencia secundario.
Finalmente, debido a las características del sistema de Puerto Williams, en los despachos
con una única unidad generadora, la reserva en giro no está destinada a cubrir la salida
de una unidad generadora, sino que puede absorber incrementos bruscos de demanda.
En caso de que dos unidades generadoras sean despachadas, la reserva en giro cumple
el criterio de ser mayor al 10%, pero luego de la salida intempestiva de una de las dos
máquinas en servicio, el sistema puede enfrentar un apagón total.