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INTERCONEXION ELÉCTRICA NEA-NOA 500 kV

Obra: Estudios Eléctricos Rev. EO

Fecha Ene/2007

COMITE DE ADMINISTRACION DEL FONDO FIDUCIARIO PARA EL

TRANSPORTE ELECTRICO FEDERAL Título: General

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Vb - Estudios Eléctricos 2.doc

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN

2. ESTUDIOS ELECTRICOS A REALIZAR POR LOS OFERENTES

3. ESTUDIOS ELECTRICOS A REALIZAR POR EL CONTRATISTA COM 3.1 VERIFICACIONES DE DISEÑO 3.2 OTROS ESTUDIOS DE ETAPA 2 y 3 3.3 ESTUDIOS DE MEJORAS NECESARIAS EN LA

SEGURIDAD Y CONFIABILIDAD DEL SADI CON EL

INGRESO DE LA LINEA NEA-NOA


Obra: Tramos Este y Oeste Rev. EO

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TRANSPORTE ELECTRICO FEDERAL Título: Estudios Eléctricos

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Vb - Estudios Eléctricos 2.doc 2

1) INTRODUCCIÓN

En el presente Anexo se describen los estudios que se han planteado como necesarios para este proyecto ya sea para la justificación del diseño, el cumplimiento de la normativa y/o el estudio del comportamiento del sistema. Se asume que la lista de las secciones siguientes cubre básicamente los requerimientos en materia de estudios eléctricos del presente proyecto y complementarios. No obstante se hace expresa mención que cabe la posibilidad que durante el curso de la presentación de los resultados se ponga de manifiesto la necesidad de eventuales extensiones de los mismos para mejorar los resultados o contemplar contingencias no cubiertas. En cualquier caso será tarea del CONTRATISTA efectuar todas las adecuaciones necesarias hasta la aprobación final de los trabajos. Deberá tenerse en cuenta que es responsabilidad del CONTRATISTA la obtención de la aprobación de LA TRANSPORTISTA y de CAMMESA.

2) ESTUDIOS ELECTRICOS A REALIZAR POR LOS OFERENTES.

Los OFERENTES estarán obligado a presentar los estudios eléctricos de Etapa 1 salvo en el caso en que en su oferta declaren expresamente que se adopta en su totalidad el proyecto de Referencia de este PLIEGO. Al respecto corresponden las siguientes aclaraciones: Sólo en el caso que un OFERENTE proponga cambios en el trazado de la línea con respecto al previsto en el presente PLIEGO, se presentarán en la oferta los Estudios de Etapa 1 del Procedimiento Técnico Nº 1 de CAMMESA, que demuestren que las prestaciones de su proyecto no introducen desmejoras en las condiciones de transporte con respecto al proyecto y estudios eléctricos realizados para la solicitud de acceso, tramitada por el COMITENTE (incorporados como referencia en el Anexo IX). Es decir, si la reactancia inductiva serie de los tramos de líneas entre las barras de 500 kV de las distintas EE.TT. es mayor que la correspondiente al proyecto de referencia o si la inyección de reactivo se modifica sustancialmente en cualquiera de los extremos o estaciones intermedias, etc., será necesario que presente la documentación con los estudios necesarios y la adecuación consecuente del proyecto, para evaluación del COMITENTE. En cualquier condición, el OFERENTE deberá tener en cuenta que las provisiones de Estructuras y Conductores de la línea están definidos, sin posibilidad de cambios. Los Estudios Eléctricos de Etapa 1 que se deberán incluir en la oferta, sólo en caso de proponerse los cambios antedichos, son los siguientes: -Flujo de cargas. -Cortocircuitos. -Estabilidad transitoria. -Parámetros de línea para secuencia directa y homopolar.



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-Gradientes superficiales máximos por subconductor. -Radio interferencia y ruido audible. -Campos eléctrico y magnético a nivel del suelo en la franja de servidumbre. -Estudios de transitorios electromagnéticos de diseño de la compensación shunt del proyecto. -Estudios de energización

3) ESTUDIOS ELECTRICOS A REALIZAR POR LOS CONTRATISTAS COM.

Ambos CONTRATISTAS COM tendrán a su cargo la realización de todos los estudios eléctricos de diseño, de funcionamiento, de cumplimiento de la normativa que se detallan más adelante (Estudios de Etapas 2 y 3 del Procedimiento Técnico N° 1 de CAMMESA) y otros requeridos específicamente en este Pliego. Todos los estudios deberán ser realizados aún cuando el CONTRATISTA hubiera adoptado sin reservas el proyecto de referencia. La oportunidad de realización de los distintos estudios formará parte del programa de obras. Asimismo, ambos CONTRATISTAS COM tendrán a su cargo la realización de los estudios que se detallan en el apartado 3.3 “Estudios de Mejoras Necesarias en la Seguridad y Confiabilidad del SADI con el ingreso de la Línea NEA – NOA”, los cuales contienen en su “Fase I” requerimientos necesarios en forma detallada para cumplimentar parte de los Estudios de Etapa 2 del Procedimiento Técnico N° 1, teniendo en cuenta condiciones futuras de la Interconexión, que los CONTRATISTAS COM deberán estudiar en detalle en la “Fase II” de ese estudio. Los estudios de dicho apartado tienen por objeto verificar los automatismos previstos, determinar límites operativos y calibraciones de los automatismos para la puesta en servicio del proyecto de vinculación de las áreas NEA y NOA, y definir las ampliaciones adicionales que la deben complementar en el futuro y por separado del presente Contrato, con el objeto de lograr las Mejoras Necesarias en la Seguridad y Confiabilidad del SADI con el ingreso de la Línea NEA – NOA. Teniendo en cuenta que los estudios que se detallan en el apartado “Estudios de Mejoras Necesarias en la Seguridad y Confiabilidad del SADI con el ingreso de la Línea NEA – NOA” son de carácter integral, deberán responder a un único estudio para toda la Interconexión NEA – NOA. Consecuentemente, los mismos deberán ser contratados de común acuerdo y en conjunto por ambos CONTRATISTAS COM de los Tramos Este y Oeste a un único Grupo Consultor. Debido a la trascendencia de éstos estudios para el futuro del SADI, en el mismo apartado, se delinea el perfil que debe tener el Grupo Consultor independiente que se pretende que los realice, el cual deberá estar integrado por expertos locales y extranjeros, de modo de integrar conocimientos sobre la realidad operativa del SADI con los mejores conocimientos en técnicas de estudio y nuevas tecnologías de transmisión y control en el orden internacional. En etapa de estudio de ofertas, el Grupo Consultor que se proponga será objeto de una particular evaluación técnica y aprobación en base a los parámetros que allí se indican.



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Asimismo, los OFERENTES podrán presentar durante la etapa de preparación de ofertas, antecedentes para su evaluación por parte del COMITENTE con la finalidad de asegurar el cumplimiento de los requisitos pretendidos para esta tarea. En caso que un Oferente no suministre la información necesaria para la aprobación de este Grupo Consultor, puede ser causal de desestimación de la oferta. En etapa de análisis de ofertas, en caso que un Grupo Consultor no califique técnicamente, el Oferente tendrá una sola oportunidad de reemplazar a su Grupo Consultor en el plazo que a tal efecto establezca el COMITENTE. El COMITENTE se reserva el derecho de elegir, con la asistencia técnica de la TRANSPORTISTA y de CAMMESA, al Grupo Consultor que considere mejor se adapta al perfil requerido, de entre los dos que acompañen en su Oferta a las Ofertas de los dos CONTRATISTAS COM seleccionados para los Tramos Este y Oeste. En particular, los estudios descriptos en los apartados “Verificaciones de Diseño” y “Otros Estudios de Etapa 2 y 3”, que tratan de estudios relacionados específicamente con el diseño y la operación de cada uno los dos Tramos, Este y Oeste, estarán a cargo del CONTRATISTA COM correspondiente. Para los estudios de estos dos últimos apartados, en forma previa al inicio de los estudios, los CONTRATISTAS COM deberán presentar un cronograma detallado de las Estudios a realizar. Requerimientos similares caben para los “Estudios de Mejoras Necesarias en la Seguridad y Confiabilidad del SADI con el ingreso de la Línea NEA – NOA”, que se establecen específicamente en este apartado. 3.1) VERIFICACIONES DE DISEÑO

i) Diseño Eléctrico de la Línea para 500 kV. Estudios para la coordinación de la aislación de conductor a tierra y entre conductores ante sobretensiones de maniobra, teniendo en cuenta diferentes condiciones climáticas, velocidades de vientos, y rigidez dieléctrica presentes en el trayecto de la línea. Estudios para la determinación de la capacidad térmica del OPGW ante falla de cortocircuito monofásico a tierra y bloqueo de interruptor durante 250 ms. ii) Verificación del diseño del blindaje de las líneas para descargas

atmosféricas

El CONTRATISTA COM deberá comprobar que el número de fallas de origen atmosférico sea menor ó igual a 0,2 fallas por cada 100 km de línea por año. En estos estudios debe prestarse especial atención a los valores de puesta a tierra de las estructuras a lo largo de la línea, debiéndose informar los mismos. iii) Condiciones Ambientales para 500 kV



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El CONTRATISTA COM deberá calcular que las intensidades de los campos electrostáticos y electromagnéticos en la franja de servidumbre de la línea, a un metro sobre el nivel del suelo, no superen los valores establecidos por las Resoluciones Nros. 15/92 y 77/98 de la Secretaría de Energía. Se determinará el gradiente de campo eléctrico en los conductores y las pérdidas por efecto corona que se pudieran presentar. El CONTRATISTA COM deberá calcular que los niveles de radio interferencia y ruido audible no superen los valores admisibles de acuerdo con lo estipulado en las resoluciones mencionadas. En el caso de campos electromagnéticos, deberá considerarse una corriente máxima de transmisión de 2280 A.

Habilitada comercialmente la Ampliación, el Contratista deberá llevar a cabo una campaña de mediciones de campo para verificar que los valores calculados no son superados en la franja de servidumbre y sus adyacencias; la campaña de mediciones, a ser llevada a cabo según las pautas de las Resoluciones ante citadas, comprenderá valores de campo eléctrico, de campo magnético, de radiointerferencia y de ruido audible. 3.2) OTROS ESTUDIOS DE ETAPA 2 y 3. Los CONTRATISTAS COM tendrán la obligación de cumplimentar la totalidad de los requerimientos del Procedimiento Técnico Nº 1 de CAMMESA, establecidos para las Etapas 2 y 3, para lo cual deberán incluir entre los estudios a los que a continuación expresamente se indican: 3.2.1) ESTUDIO DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNÉTICOS.

Deberán presentarse las especificaciones técnicas del equipamiento que se incorpore y los estudios de diseño que se indican a continuación bajo este ítem:

i) Estudios de recierre monofásico:

Mediante la realización de estudios para todas las nuevas líneas de la Ampliación, se deberá verificar que se cumplan satisfactoriamente los criterios exigidos por LA TRANSPORTISTA, tal como se los sintetiza a continuación, para demostrar una alta probabilidad de éxito del recierre monofásico:

− Último pico de la corriente de arco secundario: 40 A (pico)

− Primer pico de la tensión de restablecimiento: 80 kV

− Pendiente de la tensión de restablecimiento (RRRV): 8 kV/ms

Se deberán estudiar los casos de falla en ambos extremos de la línea y



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en las transposiciones, para cada una de las tres fases. Se deberán presentar los valores relevantes (primer pico de tensión de restablecimiento, último pico de corriente de arco secundario y la pendiente de crecimiento de la tensión de restablecimiento) en forma de tabla para cada una de las simulaciones que se realicen (diferentes lugares de falla y fase en falla). Asimismo se deberán presentar en forma gráfica las evoluciones temporales de dichos valores para los casos críticos, utilizando escalas o factores de amplificación que permitan cuantificar el nivel de las mismas.

Para la realización de este estudio se deberán asumir escenarios de máximas transferencias de potencia posibles por las líneas, adoptándose un tiempo muerto de 500 ms. El esquema de compensación shunt que se adopte deberá ser efectivo para una transferencia de potencia por la línea de al menos 1263 MVA.

ii) Energización de Líneas

Realización de estudios para la determinación de sobretensiones transitorias, ante maniobras de energización con falla, con el objeto de definir las solicitaciones dieléctricas sobre el equipamiento, para asegurar el adecuado dimensionamiento de los equipos y que no se produzca un envejecimiento prematuro de los mismos.

Deberá demostrarse la existencia de un adecuado margen de seguridad, no inferior a 1.4, tanto para las sobretensiones de maniobra como para las atmosféricas, que se pudieran presentar sobre el equipamiento para casos extremos.

iii) Análisis de Solicitación Térmica en los Descargadores

Se deberá realizar este estudio para dos tipos de contingencias:

1) Energización de línea con falla en extremo lejano, bloqueo de interruptor y actuación posterior de la protección de falla interruptor (Stuck Breaker)

2) Línea en carga, ocurrencia de falla, bloqueo de interruptor en un extremo y actuación posterior de la protección de falla interruptor (Stuck Breaker)

Deberán obtenerse los máximos requerimientos de disipación de energía para los descargadores de extremos de línea, incluyendo también los descargadores de neutro.

3) A continuación se describen las especificaciones para estos estudios:

a) Energización de línea con falla en extremo lejano, bloqueo de interruptor y actuación posterior de la protección de falla



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interruptor (Stuck Breaker): En este caso se deberá analizar la energización de línea desde ambos extremos, simulando una falla monofásica previa en el extremo opuesto al de energización.

Se deberá realizar un estudio estadístico, con 200 maniobras de energización, registrando las energías disipadas en los descargadores, ya que al realizar la energización con falla se producen tensiones transitorias y temporarias elevadas en las fases sanas.

Se deberá asumir además una PFI-Protección Falla Interruptor (Stuck Breaker), en la que se despeja la línea a los 300 ms de realizada la energización.

Para este estudio no es de aplicación la distribución gaussiana, simplemente se deberá registrar la energización que provoque la máxima disipación de energía y presentar el gráfico correspondiente a esa simulación. Asimismo, se deberá presentar el listado de casos simulados con los respectivos resultados energéticos.

b) Línea en carga, ocurrencia de falla, bloqueo de interruptor en un extremo y actuación posterior de protección falla interruptor (Stuck Breaker): Se debe simular la maniobra de PFI - Protección Falla Interruptor (Stuck Breaker) en ambos extremos del tramo en estudio, con una falla fase a tierra próxima a esas posiciones, registrando las energías disipadas en los descargadores.

Esta maniobra se la debe realizar con el único fin de verificar el dimensionamiento térmico de los descargadores.

Se deberá considerar una secuencia en la simulación que siga las siguientes indicaciones:

− T0 (inicio de la simulación) = 0.0 ms

− TF (presencia de la falla) = 50.0 ms

− TA (apertura trifásica del interruptor en un extremo) = 130.0 ms

− TB (apertura definitiva de línea por PFI) = 350.0 ms

Se deben realizar estos estudios para los casos extremos de máxima y mínima transferencia de potencia, con falla de Stuck Breaker tanto en el extremo lejano como en cercano a la falla, con el fin de identificar y evaluar la solicitación térmica más desfavorable para los descargadores.

En las simulaciones se deberán registrar las energías disipadas en los descargadores próximos a la falla, como también en el extremo opuesto al que se aplica la falla.



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Se deberá presentar el listado de casos simulados, con los respectivos resultados energéticos. En particular, se deberán mostrar los gráficos de energías disipadas para los peores casos de cada extremo.

iv) Estudios de Solicitaciones Térmicas y Dinámicas en los Reactores de Neutro:

Estos estudios tienen el objeto de verificar que los reactores de neutro puedan soportar corrientes elevadas de corta duración, como las corrientes de choque dinámicas que eventualmente se presentan en la operación de la línea.

De estos estudios surgirá la especificación de los requerimientos térmicos y dinámicos para los reactores de neutro. Aunque la Norma IEC no contempla la corriente de choque dinámica en la especificación de un reactor de neutro supresor de arco, se requiere su determinación con el objeto de que el fabricante del equipo garantice que soportará la misma.

En los estudios de descriptos en iii “Análisis de Solicitación Térmica en los Descargadores, en los tramos de línea en los que hay reactores de neutro, se deberá registrar también la energía disipada en los mismos, para determinar su capacidad térmica necesaria. Con similar objeto, deberán registrarse también las corrientes dinámicas que se presenten.

Para estos casos, se deberán prolongar las simulaciones del ítem anterior en 200 ms. adicionales posteriores a la apertura definitiva por PFI, teniendo en cuenta que se pueden dar oscilaciones propias de baja frecuencia en la línea, con corrientes elevadas en el reactor de neutro.

Adicionalmente, se deberán identificar los peores casos de recierre monofásico no exitoso posibles, que pudieran originar las solicitaciones térmicas y dinámicas más altas para los reactores de neutro. En este estudio es de interés prolongar la simulación en 200 ms posteriores a la apertura definitiva de la línea, para tener también en cuenta las oscilaciones propias de baja frecuencia en la línea, con corrientes elevadas en el reactor de neutro.

Se deberá presentar el listado de casos simulados, con los respectivos resultados de energías disipadas y amplitudes de corrientes dinámicas obtenidas. En particular, se deberán mostrar los gráficos de energías disipadas y corrientes dinámicas para los peores casos.

v) Sobretensiones por fenómenos de resonancia con fases abiertas

Se deberán analizar las posibilidades de energización de cada línea desde ambos extremos. En aquellos casos en que fuera necesario o conveniente disponer para la energización de la línea del reactor de



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barras de la ET del extremo remoto, cabe la posibilidad que ante situaciones de fases abiertas, tanto una como dos, se presente un fenómeno de resonancia con tensiones inadmisibles, sostenidas por acoplamiento con las fases energizadas.

Consecuentemente, se deberán realizar estudios con 1 y 2 fases abiertas, con el objeto de verificar las solicitaciones térmicas sobre los descargadores de fases y de neutro, durante un lapso no menor de 2 segundos (tiempo que la línea puede permanecer energizada debido a una discrepancia de fases), previo a la apertura definitiva.

Estos estudios son necesarios para verificar el diseño de los reactores de neutro.

vi) Verificación de Tensiones de Restablecimiento (TRV)

El objeto de este análisis es determinar las máximas solicitaciones dieléctricas entre sus terminales a las que estarán expuestos los interruptores operando en condiciones extremas, para su consideración en las especificaciones de los mismos.

Se deberán realizar estudios registrando la TRV (Transient Recovery Voltage), que es el valor de cresta de la tensión de restablecimiento que se presenta entre los terminales de un interruptor en la apertura del mismo, y la RRRV (Rate of Rise of Restriking Voltage), que es el valor de la tangente a esta curva y que pasa por el punto en que se interrumpe la corriente del arco.

En este estudio es de particular interés la consideración de un escenario horizonte con compensación serie en Monte Quemado. Dicho escenario deberá acordarse con LA TRANSPORTISTA.

Los capacitores serie originan el aumento de las tensiones entre los polos del interruptor (TRV) y entre terminales del interruptor y tierra, debido a la presencia de carga almacenada en los capacitores, ya que en una apertura (para los casos dimensionantes de interés) estos no se descargan.

Se deberán realizar estos estudios aplicando la metodología de los cuatro parámetros, descripta en el Anexo E de la Norma IEC 62271 – 100.

Se deberán presentar los estudios de las contingencias que se detallan, siguiendo las siguientes recomendaciones de la Norma IEC 62271 – 100:

− Aperturas en oposición de fase.

− Apertura con falla en terminales.

− Aperturas de línea con falla kilométrica.



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vii) Estudios y especificaciones particulares para reactores y transformadores

Los transformadores y reactores deberán cumplir con características de magnetización tales que no se produzca ferrorresonancia y que no se presenten efectos adversos sobre el sistema y sobre el mismo equipamiento, tanto para el caso de maniobras como para el caso de tensiones temporarias. Deberán presentarse los estudios que demuestren la validez del diseño realizado.

Para el caso particular de reactores se exige linealidad hasta 1.40 p.u. de la tensión máxima de servicio (525 kV).

viii) Estudios de protecciones

Se deberán presentar estudios que permitan comprobar que las protecciones de la LEAT NEA-NOA, en su conjunto y en cada uno de sus tramos, deberán ser las adecuadas de tal manera que las posibles fallas previstas no provoquen efectos adversos sobre el SADI. Asimismo, a partir de estos estudios, que deberán cumplimentar los lineamientos que establece la Guía de Diseño de Protecciones de TRANSENER, se definirán los ajustes de las protecciones. Para estos estudios se deberán tener en cuenta los resultados y casos críticos identificados en la “Fase I” de los “Estudios de Mejoras Necesarias en la Seguridad y Confiabilidad del SADI con el ingreso de la Línea NEA – NOA”.

El programa y alcance de los trabajos a realizar queda supeditado a lo que establezca LA TRANSPORTISTA al inicio de los mismos.

3.2.2) ESTUDIO DETALLADO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA Y OTROS COMPLEMENTARIOS

Con datos conforme al proyecto, deberán presentarse estudios de flujo de carga y cortocircuito, necesarios tanto para su utilización en estudios de diseño como para mostrar el impacto del proyecto en las potencias de cortocircuito del sistema. Cada Contratista COM tendrá que cumplimentar este requerimiento para su Tramo (Este u Oeste). Los estudios de estabilidad transitoria, exigidos por la Etapa 2 y 3 del Procedimiento Técnico N° 1 de CAMMESA, que por tanto deberán cumplimentarse, están detallados en la “Fase I” del apartado de “Estudios de Mejoras Necesarias en la Seguridad y Confiabilidad del SADI con el ingreso de la Línea NEA – NOA”, los cuales serán realizados por un único Grupo Consultor para los Tramos Este y Oeste.



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3.3) ESTUDIOS DE MEJORAS NECESARIAS EN LA SEGURIDAD Y

CONFIABILIDAD DEL SADI CON EL INGRESO DE LA LÍNEA NEA-NOA

LOS CONTRATISTAS COM tendrán a su cargo la realización de los “Estudios de Mejoras Necesarias en la Seguridad y Confiabilidad del SADI con el Ingreso de la Línea NEA-NOA”, cuyos Términos de Referencias se detallan a continuación. Como ANEXOS al final de este apartado se han incluidos los siguientes

documentos:

Anexo 1 - Análisis de los sistemas DAG existentes en la red de TRANSENER

Anexo 2 – Criterios de desempeño para estudios eléctricos

Anexo 3 – Interconexión NOA – NEA – Estudios preliminares

1. Presentación del problema El SADI está conformado por un extenso sistema de transmisión en alta tensión, de escaso mallado, que sirve de enlace entre un conjunto de sitios de generación económica emplazados en localizaciones remotas respecto de los principales centros de consumo. El Sistema de Transporte en Alta Tensión (STAT), que es la columna vertebral del SADI y del MEM argentino, está conformado por 9 500 km de líneas de 500 kV que vinculan a 34 subestaciones principales. Hacia fines del año 2006, la capacidad de generación instalada en el SADI rondaba los 24 000 MW, de los cuales, un 55% es aportado por plantas de generación térmica convencional y de ciclo combinado, 40% por plantas hidroeléctricas y un 5% por plantas nucleares. El consumo anual de energía es del orden de los 100 000 GWh, con un pico anual de demanda de 18 300 MW. La Figura 1 presenta una vista general de la red principal de 500 kV del STAT y de las interconexiones regionales con los países vecinos en su actual estado de desarrollo. La localización remota de las principales fuentes de generación respecto de las regiones de mayor consumo implica que grandes bloques de potencia y energía transiten diariamente por los corredores de transporte de 500 kV recorriendo distancias medias de 1 000 km o más. Por lo tanto, el STAT es un vínculo crítico entre sistemas regionales que tienen generación, demanda y redes de transporte propias, y que están caracterizados por grados de desbalances de potencia por demás diversos. La capacidad de transporte de las principales interconexiones está esencialmente condicionada por límites de estabilidad transitoria y dinámica, estabilidad de tensión, estabilidad de frecuencia, y capacidades térmicas del equipamiento de transmisión de 500 kV. Estas condiciones límite no son constantes en el tiempo, sino que están afectadas por factores muy diversos, tales como: la direccionalidad de los flujos de potencia, el estado de carga de los corredores de transmisión, la composición de la generación, el nivel de demanda por área, la disponibilidad de elementos de transmisión, medios de compensación de potencia reactiva y recursos de



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estabilización suplementaria, entre otros factores, por lo que la gestión de la operación del STAT debe enfrentar permanentemente escenarios cambiantes y de restricciones múltiples que exigen una ajustada programación diaria. Es así entonces que la operación del sistema de transporte de 500 kV se apoya en complejos sistemas de protección, automatismos especiales para el mantenimiento de la estabilidad transitoria, y otros destinados a ejercer acciones preventivas y correctivas para evitar sobrecargas a las instalaciones, restablecer las tensiones y recuperar el balance de potencia reactiva, mantener la estabilidad de la frecuencia y preservar el balance entre generación y demanda, los que en su conjunto, deben funcionar de manera coordinada y armónica para conservar los niveles de confiabilidad, calidad y seguridad actuales del STAT.



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Figura 1 Estos automatismos en la actualidad operan sobre corredores de transmisión prácticamente radiales e independientes, tomando acciones sobre la generación y/o la demanda conectada a éstos, o los propios elementos de transmisión, según la separación de corredores que puede apreciarse en la Figura 2. Se distinguen entonces cuatro automatismos principales que actúan sobre los corredores de 500 kV que son los siguientes: DAG Comahue: se trata de un complejo sistema de desconexión automática de generación (DAG) que actúa sobre la generación instalada en la región del Comahue (sudoeste de Argentina) ante contingencias simples y dobles de modo común que ocurren en el corredor Comahue – GBA. Adiconalmente, comprende recursos de control de tensión de post-falla que actúan sobre los elementos de compensación reactiva del propio corredor de 500 kV (Figura 2, color verde).

Figura 2 DAG/DAD NEA: se trata de un complejo sistema de control que ejerce acciones sobre la generación conectada al corredor NEA-LITORAL-GBA (DAG) y sobre la interconexión internacional HVDC BtB con Brasil (DAD), que están condicionadas por la ocurrencia de diferentes eventos de falla sobre las líneas del propio corredor de 500 kV (Figura 2, color azul). DAG NOA: se trata de un sistema de supervisión y control inteligente localizado en la ET El Bracho 500 kV de la región del NOA (noroeste de Argentina) que ejerce acciones de control sobre la generación conectada a esa estación ante eventos de falla que ocurren en la propia estación, que pueden comprometer la seguridad de la operación local, fallas en las líneas de 500 kV del corredor NOA – CENTRO (Figura 2,



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color violeta), que conducen al aislamiento de la región del NOA, como ante fallas remotas en el corredor Comahue – GBA que comprometen la estabilidad transitoria de la generación del NOA y ponen en evidencia una situación de interdependencia de corredores. DAT EZEIZA – RODRIGUEZ: se trata de un sistema de control que produce una disminución automática de transmisión ante determinadas condiciones de cargabilidad de los vínculos de transmisión entre las ETs Ezeiza y Rodríguez, localizadas en la región del GBA (centro-este de Argentina). En el Anexo 1 se puede hallar una descripción más detallada de los sistemas de control mencionados. La dependencia de las acciones automáticas mencionadas de la composición del parque generador que inyecta su potencia en los diferentes corredores de transmisión y de la configuración topológica de las líneas de 500 kV que los componen, exige efectuar periódicas revisiones de los niveles de desconexión automática de generación y de las lógicas de activación, cada vez que se producen modificaciones importantes en el corredor, ya sea, por la integración de nuevas centrales eléctricas o el ingreso de ampliaciones del sistema de transporte. Este es un problema bastante engorroso, pues no obstante la simplicidad actual de los corredores en que están instalados estos esquemas, la cantidad de combinaciones de estados de red, estados de generación y eventos posibles son muy importantes en cada una de las DAG. A pesar de que hay muchas combinaciones repetitivas, desde el punto de vista de efectos y acciones a realizar, la DAG Comahue contiene previsiones para unos 16 000 estados de operación, cuyos resultados provienen de un elevado número de casos de estudio de flujo de carga y estabilidad transitoria. En el mismo sentido, la DAG NEA contiene 800 algoritmos, mientras que los algoritmos y tablas de valores de la DAG NOA son el resultado de muchísimos casos de estudio, que consideran tanto fallas propias en el corredor NOA-CENTRO como dobles en el corredor Comahue-GBA, en los cuales, se contemplan diferentes despachos posibles, estado de servicio de los capacitores serie de Recreo, del transformador de 600 MVA de CT Tucumán, del CC de S.M. de Tucumán, diferentes niveles de impacto de la falla doble Comahue-GBA respecto de la demanda del SADI, valores de transferencias internas en el sistema regional de132 kV, etc. La vinculación de las áreas NOA y NEA mediante líneas de 500 kV tendrá un impacto especial en la topología del SADI, ya que el sistema dejará de ser radial y comenzarán a interactuar corredores que hasta ahora funcionaban en forma prácticamente independiente, con sistemas de DAG (Desconexión Automática de Generación) propios, según fuera descripto. La interconexión NEA - NOA, que vinculará la ET El Bracho, en el NOA, con la ET Resistencia en el NEA, no es el único proyecto que aumentará la extensión y complejidad del SADI, ya que se encuentran en ejecución o se prevé la realización de otras obras de alto impacto en el funcionamiento del sistema, tales como las indicadas en la Tabla I:

Tabla I – Proyectos trascendentes para el SADI (en ejecución o en proyecto)

Proyecto Estado Fecha prevista de puesta en servicio



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Proyecto Estado Fecha prevista de puesta en servicio

Línea de 500 kV Puerto Madryn – Pico Truncado

En ejecución Fin de año 2007

Línea de 500 kV Mendoza – San Juan, operando en 220 kV

En ejecución Junio de 2007

Tercera Línea de Yacyretá: Líneas de 500 kV Rincón – Mercedes –

Colonia Elía – Rodríguez En ejecución Primer trimestre 2008

CT Timbúes - Nuevo CC 800 MW En ejecución Ciclo abierto 2008, cierre de

ciclo en 2009

CT Belgrano - Nuevo CC 800 MW En ejecución Ciclo abierto 2008, cierre de

ciclo en 2009

Vinculación en 500 kV Comahue-Cuyo

Previsto tramitar solicitud durante el 2007

Sin definción

Central Nuclear Atucha II En reactivación 2010

ET Escobar 500 kV Solicitada, posible

reactivación En estudio

Como producto de este plan de desarrollo del sistema de transporte de 500 kV, la topología del SADI adquirirá la forma presentada en la Figura 3.



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Figura 3 En primer lugar, merecen destacarse algunos efectos de importancia asociados al ingreso del vínculo NEA - NOA. Actualmente, ante la salida intempestiva de servicio de la línea de 500 kV Rosario Oeste – Almafuerte, que es el vínculo entre las regiones Litoral y Centro, las regiones Cuyo, Centro y NOA quedan conformando una isla, en la que la generación y la demanda se equilibran por acción de los relés de corte de carga por subfrecuencia o desconexión de generación por actuación de sus relés de sobrefrecuencia, según dicho subsistema este importando o exportando, respectivamente.



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La línea NEA - NOA permitirá mejorar la confiabilidad de ese subsistema, pero con limitaciones derivadas de otras debilidades del SADI. Por ejemplo, teniendo en cuenta análisis preliminares efectuados por TRANSENER S.A., que se presentan en el Anexo 3, se observa que cuando la suma de las transferencias de NEA hacia NOA más Litoral hacia Centro (de “Este” a “Oeste”) alcanzan valores del orden de los 810 / 850 MW para este último corredor, la salida intempestiva de servicio del vínculo Litoral-Centro, con la interconexión NEA - NOA en servicio, pone en compromiso la estabilidad y el control de las tensiones del sistema. Esto es así porque, a diferencia de la situación previa al ingreso del nuevo corredor, la NEA - NOA impide que la frecuencia baje y haya cortes de demanda, obligando a que los flujos de potencia se deriven a través del largo camino radial NEA-NOA-CENTRO-CUYO. En este escenario, el ángulo de carga de los generadores de Cuyo es muy grande respecto de los nodos más fuertes del sistema, con demandas prácticamente en el nivel de prefalla que ponen en compromiso la estabilidad del sistema. Por otra parte, el Plan Energético gubernamental prevé nuevos proyectos de generación localizados en el este del país. Esto hará que con el aumento de la demanda, las necesidades de transferencia de potencia en sentido “este” a “oeste” se irán incrementando, lo que derivará en requerimientos adicionales que deben ser atendidos en forma contemporánea con el ingreso de la línea NEA - NOA. Por lo tanto este es el nuevo escenario que se plantea a continuación del ingreso de la interconexión para el cual deberán determinarse las soluciones a los diferentes problemas que se plantean, cabiendo entre otras posibilidades, la incorporación de compensación serie en el corredor NEA - NOA, por ejemplo, en ambas salidas de líneas de 500 kV de la ET Monte Quemado, para acortarlo eléctricamente (esto lo prevé el anteproyecto de la línea NEA - NOA para el futuro, ya que reserva espacio para su instalación), más equipos de control de tensión, recursos estabilizantes, automatismos de desconexión de generación y/o demanda y recursos de control de tensión en post-falla, de ser necesarios. Dentro de este marco general, deberán revisarse las acciones de control que ejercen las DAGs NOA y NEA, ya que actualmente actúan sobre corredores prácticamente independientes que en el nuevo escenario, dejarán de serlo. Asímismo, cuando la interconexión NEA – NOA esté fuera de servicio, dependiendo del tramo que se encuentre en ese estado, se deberán mantener algunas de las funciones actuales. En la medida que las diferentes regiones del SADI estarán más estrechamente vinculadas en el futuro, la interdependencia entre ellas será más importante, por lo que esta circunstancia deberá ser debidamente contemplada en el diseño de los automatismos, para que las acciones que ejerzan sobre los distintos corredores estén adecuadamente coordinadas. En consecuencia, es de esperar un crecimiento significativo de la cantidad de estados y eventos que tendrán que contemplar los automatismos respecto de la situación actual, que será de díficil manejo en un sentido práctico, al punto que tal vez ya no sea posible mantener tres Sistemas DAG con cierto grado de independencia, y haya que pensar en un Control Maestro único, o por lo menos, en un Control Maestro Principal y Controles Maestros Subsidiarios. De manera que deberá avanzarse hacia un sistema integral de automatismos para control de contingencias que permitan asegurar la operación del sistema de transporte



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de 500 kV hasta un horizonte mínimo (año 2014, último escenario de la Guía de Referencia de Transener), pensando en una estructura de tipo modular, que posibilite que los sucesivos automatismos que se incorporen en el SADI, asociados a las distintas ampliaciones previstas, constituyan parte del desarrollo por etapas de tal sistema integral.

2. Objetivo general de los estudios Ambos Contratistas COM deberán, en conjunto, contratar a un Grupo Consultor para que desarrolle los estudios de sistemas de potencia necesarios que complementen y amplíen aquellos ejecutados en el marco de las Etapas 2 y 3 del Procedimiento de Acceso a la Capacidad de Transporte Existente y Ampliaciones del Sistema de Transporte en Alta Tensión, para la Interconexión NEA - NOA, cuyo objetivo general es el siguiente:

a) Fase I: Verificar la concepción del diseño y el correcto desempeño de los automatismos que se han proyectado para su implementación en el marco del presente Contrato COM, comprobando la adecuada funcionalidad de los mismos en las condiciones que más adelante se establecen y definiendo las capacidades de transporte que estos permiten alcanzar.

b) Fase II: Definir las soluciones necesarias, en materia de recursos de

transmisión, protección, regulación, control y comunicaciones, para permitir un mejoramiento progresivo de las condiciones de operación de la Interconexión y del SADI en general, para diferentes niveles de incremento de potencia transmitida entre las regiones NEA y NOA, determinando en cada caso los equipamientos que son necesarios.

Es importante destacar que los estudios se desarrollarán en dos fases sucesivas: la primera, deberá satisfacer el objetivo general descripto en el inciso a), y estará referida a equipos, instalaciones y obras que deben ser puestas en servicio dentro del presente contrato, los cuales están definidos en el PLIEGO. O sea que responderán al equipamiento que se encuentra definido en el mismo (en el Anexo VI Subanexo VIg), estimándose que sólo puedan producirse ajuste que sean de menor cuantía. En consecuencia, no dará lugar al agregado de equipamiento mas allá de lo definido en el PLIEGO, con la excepción de lo expresado en el párrafo anterior. La segunda, deberá satisfacer el objetivo general descripto en b), pero estará orientada a definir el proyecto, los equipos e instalaciones cuya ejecución será futura, y por tal motivo, las obras respectivas están fuera del alcance del presente contrato. Las mismas serán ejecutadas oportunamente mediante otros contratos, cuando los requerimientos del sistema así lo indiquen.

3. Objetivos específicos de los estudios El Grupo Consultor deberá hacer una revisión del estado del arte en la aplicación de esquemas de protección de sistema contra contingencias simples para mejorar el desempeño dinámico de los sistemas de energía eléctrica, lo cual permitirá conocer modelos, metodologías y herramientas de análisis utilizadas en aplicaciones ya



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ejecutadas a nivel mundial, al igual que analizar las ventajas y desventajas de su aplicación a la solución de problemas similares en el ámbito del SADI. Adicionalmente, el Grupo Consultor analizará el estado del arte en la aplicación de nuevas tecnologías de transmisión basadas en el uso de la electrónica de potencia, aplicadas a la optimización del uso de los sistemas de transmisión de corriente alterna compuestos por líneas de gran longitud, tal que permitan conseguir un mejoramiento progresivo de las condiciones de operación de la Interconexión NEA - NOA. De acuerdo con el estado del arte y con los resultados obtenidos de los análisis eléctricos preliminares, el Grupo Consultor revisará, en una primera fase del estudio, la arquitectura y funcionalidad del sistema de protección que se deberá implementar en el marco del Contrato COM, analizará su cobertura territorial, y los automatismos que lo integran, con sus respectivas lógicas de control, de modo de verificar que el esquema en su conjunto permitirá solucionar los problemas encontrados. Como parte de sus responsabilidades, el Grupo Consultor llevará a cabo el modelamiento del esquema de protección de sistema en los simuladores del sistema de potencia que se utilizarán para realizar los análisis de estabilidad transitoria, oscilatoria, de tensión y de frecuencia, y determinará el impacto que éstos tendrán sobre el SADI. En caso que el esquema no cumpla con los requerimientos de dependibilidad, seguridad y selectividad establecidos, propondrá una solución alternativa fundamentando los costos de inversión requeridos. Entonces, en lo referente al alcance de provisiones del presente contrato, es importante destacar que en esta primera fase de los estudios no se definirán nuevos equipamientos sino que se buscará la optimización de la utilización de los previstos, contemplándose sólo pequeñas adecuaciones destinadas a mejorar el resultado. En una segunda fase de los trabajos, el Grupo Consultor estudiará otras soluciones de transmisión que permitan incrementar en forma progresiva las transferencias de potencia por la Interconexión NEA – NOA, seleccionando la alternativa más conveniente, desde un punto de vista técnico y económico, de entre un conjunto de alternativas que el Grupo Consultor proponga a CAMMESA y TRANSENER, estableciendo una correlación entre los costos de inversión a incurrir y los niveles de potencia transmitida que se alcanzan con cada solución. Para realizar los análisis de Estabilidad Transitoria, Estabilidad Oscilatoria, Estabilidad de Tensión, y Estabilidad de Frecuencia, el Grupo Consultor no tendrá la obligación de usar el mismo software de estudios de planeamiento y operación que CAMMESA o TRANSENER. Sin embargo, durante el desarrollo del proyecto, deberá suministrar los archivos de datos utilizados en los estudios en un formato compatible con el software PSS/E 26.2 empleado por las organizaciones mencionadas, que deberá incluir el modelamiento de las soluciones propuestas, para lo cual, deberá contemplar la realización de esta actividad por parte de un Consultor Local o bien por profesionales propios o externos que tengan conocimientos de ese producto de software y de la base de datos dinámicos del SADI. Los estudios que deberá realizar el Grupo Consultor deberán satisfacer los siguientes objetivos específicos:

• Evaluar las condiciones de estabilidad transitoria del SADI con la Interconexión NEA – NOA en operación con el esquema de protección de sistema contra



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contingencias previsto en el Contrato COM, para diferentes estados de operación y etapas de desarrollo del plan de expansión del transporte en 500 kV, considerando los diferentes años del horizonte de estudio, efectuando las correspondientes simulaciones de estabilidad transitoria.

• Determinar los modos de oscilación dominantes y críticos que caracterizan las

dinámicas electromecánicas del sistema eléctrico, sus características y los componentes del sistema que participan en su estímulo, así como los efectos de los recursos de estabilización disponibles sobre el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas, y otros que eventualmente defina el Grupo Consultor.

• Determinar la capacidad de transporte resultante de las líneas de transmisión de

la interconexión mencionada, considerando el efecto del esquema de protección de sistema contra contingencias y las soluciones de transporte que permiten incrementar la transferencia de potencia en la interconexión.

• Determinar el comportamiento del SADI ante contingencias de diferente nivel de

severidad aplicadas en las principales interconexiones de 500 kV, identificando los nodos que resultan más comprometidos desde el punto del mantenimiento de la estabilidad de tensión, estableciendo los márgenes de estabilidad resultantes.

• Verificar que el sistema sea capaz de mantener la estabilidad de la frecuencia

cuando las contingencias aplicadas den lugar a fuertes apartamientos de la frecuencia respecto del nivel de referencia de 50 Hz, comprobando que los recursos de control de emergencia sean capaces de restablecer las condiciones de equilibrio entre generación y carga.

• Determinar el comportamiento del SADI frente a contingencias en las principales

unidades de generación, que pudieran dar lugar a la activación de los automatismos de corte de carga por baja frecuencia o a la pérdida del control de tensión en un área.

• Proponer y evaluar técnicamente soluciones alternativas para aquellas

situaciones en las cuales las condiciones de estabilidad (transitoria, oscilatoria, de tensión o frecuencia) restrinjan las transferencias de potencia entre las regiones NOA y NEA, especificando los costos de inversión requeridos por cada una de ellas.

4. Consideraciones a tener en cuenta por el Grupo Consultor Para la realización de los estudios, el Grupo Consultor deberá tener en cuenta el marco referencial en materia de confiabilidad de equipos e instalaciones que se presenta a continuación.

4.1 Criterios de confiabilidad aplicados a los automatismos La capacidad de transmisión de los corredores de 500 kV Comahue–GBA, NOA-CENTRO, NEA-LITORAL-GBA y Ezeiza-Rodríguez fue optimizada teniendo en cuenta



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los criterios de confiabilidad del SADI [2], que permiten el uso de esquemas de protección de sistema ante contingencias simples (DAG, DAD, etc.). En la bibliografía especializada se utiliza frecuentemente la denominación de “Special Protection Scheme” (SPS) para este tipo de esquemas, aunque en general, para su aplicación ante contingencias más severas que las de diseño. En [5] un SPS se define como un esquema de protección que es diseñado para detectar una condición particular del sistema, que se sabe puede causar un esfuerzo inusual para el sistema de potencia, y para tomar alguna acción predefinida destinada a contrarrestar la condición observada de una manera controlada. En algunos casos, los SPSs son diseñados para detectar alguna condición del sistema que puede causar inestabilidad, sobrecargas o colapso de tensión. Las acciones predefinidas puede requerir la apertura de una o más líneas, disparo de generadores, variaciones de transferencias en sistemas de alta tensión en corriente continua (HVDC), corte intencional de carga, u otras medidas que alivien el problema de interés. A las protecciones comunes de líneas y equipos no les alcanza tal definición. También, se suelen usar indistintamente o con alguna ligera variación de significado las denominaciones “remedial action scheme” (RAS), “system protection”, “wide-area protection” o “Wide-Area Control System” (WACS), en lugar de SPS. De aquí que para referirnos a los esquemas implementados o a implementarse en el sistema de 500 kV de Argentina y teniendo en cuenta la particularidad local, en este documento utilizaremos la denominación esquema de protección del sistema para control de contingencias. Se sobreentiende que si el esquema no toma una acción automática correctiva ante una contingencia para la cual se ha previsto su actuación se perderá la estabilidad de tensión o de ángulo o habrá sobrecargas inadmisibles. En cuanto a la aplicación de estos esquemas, se observa que la sostenida tendencia internacional de conformación y desarrollo de mercados de electricidad y las distintas dificultades para ampliar los sistemas de transmisión (económicas, regulatorias, ambientales, etc.), han conducido a un uso creciente de estos esquemas, ya que permiten operar los sistemas existentes al límite de sus capacidades técnicas sin mayores inversiones en equipamiento de potencia, por lo que constituyen una alternativa muy económica para incrementar la capacidad de transporte, aunque a expensas de una reducción de confiabilidad. Así surgieron en nuestro país los siguientes esquemas:

DAG Comahue; Sistema de Supervisión y Control Inteligente de la ET El Bracho – DAG NOA; DAG/DAD NEA; DAT Ezeiza-Rodríguez

Una descripción detallada de la filosofía, características, confiabilidad y un análisis crítico de estos sistemas se incluye en el Anexo 1. En general, la experiencia internacional indica que, a diferencia del caso argentino, este tipo de esquemas para control de emergencias no se diseñan para que actúen ante contingencias simples [3].



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Para profundizar sobre el particular, resulta necesario considerar algunas definiciones de interés sobre confiabilidad, de uso corriente tanto en IEEE como en CIGRE [4]. En primer lugar, cabe tener en cuenta que el objeto de un sistema de generación/transmisión es poner a disposición de sus clientes energía eléctrica, en el lugar y en el momento que la requieren, con tensiones y frecuencias satisfactorias, y con una continuidad de servicio adecuada. La confiabilidad de un sistema es la aptitud que le permite garantizar esta prestación y está determinada tanto por el grado de suficiencia como por la seguridad del mismo. La suficiencia es la capacidad del sistema de potencia para satisfacer los requerimientos de la demanda, manteniendo la operación del equipamiento y las tensiones dentro de los límites correspondientes, considerando salidas de servicio de componentes, tanto programadas como no programadas. La seguridad es la capacidad del sistema de potencia para soportar contingencias de mayor severidad que las que se consideran en el diseño para evaluar la suficiencia, sin pérdida incontrolada de demanda. En la planificación de un sistema eléctrico los criterios de confiabilidad ponen un límite a las contingencias que se deben considerar en el diseño, para limitar las inversiones a una magnitud razonable. En la práctica generalmente adoptada en el orden internacional, el proceso de planificación se hace en dos etapas. En primer lugar se instala nuevo equipamiento primario (generadores, líneas, transformadores, estaciones transformadores, vínculos de CC, estaciones conversoras back-to-back, etc.), para lograr que el sistema sea suficiente ante eventos relativamente probables, incluyendo salidas programadas de componentes. Luego de evaluada la suficiencia, se agrega en el análisis el equipamiento secundario –de protección y control- (relés de protección de líneas y generadores, AVR, PSS, capacitores serie, resistores de frenado, SVC, DAG, DAD, apertura de interconexiones, etc.), para que el sistema sea seguro contra contingencias más severas. En este análisis se requiere la realización de estudios de estabilidad transitoria, de tensión y otros análisis dinámicos para eventos severos. Precisamente, diferentes encuestas realizadas por CIGRE muestran que la mayoría de los sistemas se planifican y desarrollan de modo tal que la suficiencia esté asegurada para contingencias simples (N-1) y, en muchos sistemas, la seguridad se reserva para contingencias dobles (N-2) [3]. Las experiencias relevadas conjuntamente por IEEE y CIGRE [5] sobre el uso de esquemas de protección de sistema muestran en general escasas actuaciones de los mismos, lo que en la interpretación de los autores de [5] se explicaría por el hecho de que las condiciones del sistema que requieren su actuación no ocurren frecuentemente, lo que es congruente con el hecho de que en general los esquemas de protección de sistema se usan para dar seguridad al sistema ante contingencias más severas que las de diseño.



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El caso argentino es muy diferente, ya que los límites de capacidad de transporte establecidos para los corredores que contienen los 4 esquemas antes indicados requieren su actuación para falla simple. La obtención de mayores capacidades de transporte de los corredores indicados sin incorporar equipamiento primario no les ha conferido suficiencia, por ende, confiabilidad. Hasta el presente, la complejidad de los esquemas se ha limitado de alguna forma por el hecho de que se han aplicado a sistemas radiales. La incorporación prevista de nuevas líneas de 500 kV al SADI, que alterarán significativamente la topología del sistema, puede originar grandes dificultades para que pueda mantenerse la filosofía actual de los esquemas de protección de sistema, ya que la combinación de configuraciones de red, configuraciones de generación, estados de demanda, intercambios con otros países y eventos de salidas de servicio intempestivas de líneas, puede ascender a un número tal, que imposibilite la realización de estudios predictivos prácticos y adecuados. De ese modo, deberían tomarse márgenes de seguridad mucho más amplios que los actuales, con los consiguientes efectos económicos y de calidad de servicio. Es decir, a un sistema radial que no es suficiente, se le agregan los requerimientos originados por la aparición de mallas en el sistema, conformadas por las nuevas líneas de 500 kV que se incorporan. Los proyectos asociados a los nuevos vínculos están definidos sin que se haya profundizado al respecto, y si bien estos refuerzos del sistema para ciertas configuraciones del despacho de generación le confieren mayor suficiencia al SADI, la reducen para otros, lo que exige mayores y más complejas medidas de seguridad, a efectos de garantizar que se cumpla la exigencia regulatoria de no degradar la calidad de servicio previa a las ampliaciones del sistema. Consecuentemente, es posible que a la filosofía actual de protección del sistema haya que complementarla con métodos basados en el análisis en tiempo real de variables representativas de las condiciones de estabilidad de la red. Inclusive, hasta podría pensarse en el incipiente método de “sincrofasores”, que posibilita la comparación sincrónica satelital de los fasores de tensión y corrientes en puntos de la red debidamente escogidos. En todo caso, seguramente las exigencias de confiabilidad de los Sistemas de Comunicación necesarios no serán menores que la actuales. Atento a la naturaleza y complejidad del problema, el Grupo Consultor deberá tener en cuenta los requerimientos que tendrá el SADI hacia el año horizonte, al momento de tener que analizar la factibilidad de implementar un esquema de protección de sistema basado en los más modernos avances tecnológicos, cuya compatibilidad con los equipos que se instalarán dentro de este Contrato deberá estar asegurada. Así mismo y en caso que la solución a la que se arribara no fuera recomendable por razones prácticas de implementación, se deberá considerar alternativamente un esquema de protección en el que se minimice la complejidad de las acciones requeridas para los automatismos y la afectación de la calidad de servicio del SADI, aprovechando para ello las ventajas que traerán para el funcionamiento del sistema otros equipos, que necesariamente tendrán que incorporarse en forma imprescindible



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para atender necesidades de abastecimiento de las áreas NOA, Centro y Cuyo, como por ejemplo, capacitores serie y shunt, SVCs, estabilizadores, etc. Teniendo en cuenta que, por diferentes razones, algunos de estos equipos podrían no estar en servicio en el momento de la puesta en servicio de la Interconexión NEA - NOA, en 6.3 “Modalidad de ejecución” se prevén diferentes tramos de estudio que el Grupo Consultor deberá estudiar y resolver, con el objeto de asegurar el abastecimiento de las áreas antes indicadas y la confiabilidad del SADI. Estos tramos de estudio están asociados con diferentes requerimientos de capacidad de transferencia, distintos estudios necesarios y diferentes escenarios que podrían sucederse hasta la implementación de la mayor capacidad de transmisión requerida en las “prestaciones mínimas requeridas” (6.2). En cualquier caso, el Grupo Consultor deberá tener en cuenta en su análisis que las modificaciones en los esquemas actuales y la implementación de los nuevos deberá realizarse sobre equipamiento crítico del SADI, que está en operación y no tiene redundancia (por falta de suficiencia), lo que impone restricciones muy severas. Adicionalmente, deberá poner en evidencia las inversiones adicionales que son necesarias en los sistemas de comunicaciones que servirán de soporte para el transporte de señales.

4.2. Criterios de confiabilidad aplicados a la planificación del SADI Para los estudios requeridos en estos términos de referencia, se deberán considerar los criterios de confiabilidad que establece el “Reglamento de Diseño y Calidad del Sistema de Transporte en Alta Tensión” [2]. El Grupo Consultor deberá garantizar que el esquema de protección que proponga para el SADI tenga una prestación tal que las distintas áreas no vean reducidas sus capacidades de importación y exportación ante el ingreso de las nuevas líneas de 500 kV. En particular, para la ampliación del sistema de transmisión en 500 kV NEA-LITORAL-GBA con la tercera línea de transmisión de Yacyretá, en caso que no estuvieran disponibles para el Grupo Consultor los resultados de los estudios de Etapa 2 [1] de ese proyecto, respecto de la nueva capacidad de transporte del corredor, el Grupo Consultor deberá realizar los estudios mínimos necesarios para obtener valores aproximados, de acuerdo con los criterios exigidos en el Pliego de ese proyecto. El alcance mínimo de los mismos deberá acordarse con TRANSENER S.A., quien a su vez tendrá en cuenta las opiniones al respecto de CAMMESA.

4.3. Criterios de confiabilidad aplicados al esquema de protección del SADI El diseño del nuevo esquema de protección de sistema para control de contingencias del SADI deberá satisfacer los siguientes criterios [6]:

Dependibilidad: la certeza que operará cuando es requerido, esto es, en todos los casos donde los controles son requeridos para evitar que el SADI evolucione hacia un estado inadmisible.



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Seguridad: la certeza que no operará cuando no es requerido, de modo que no se aplicarán controles a menos que ellos sean necesarios para evitar que el SADI evolucione hacia un estado inadmisible. Selectividad: la capacidad para seleccionar la acción mínima y correcta

necesaria para realizar la función pretendida, es decir, evitar acciones perjudiciales como el corte de carga si ellas no son necesarias para evitar que el SADI evolucione hacia un estado inadmisible. Robustez: la capacidad para proporcionar dependibilidad, seguridad y

selectividad en el rango completo de condiciones posibles de funcionamiento de estado estacionario y dinámico que encontrará en la operación.

El Contratista deberá justificar que tanto la filosofía de diseño como los componentes del esquema satisfacen estos criterios.

4.4. Exigencias para el empleo de nuevas tecnologías y otros aspectos de interés En caso que se propongan automatismos basados en nuevas tecnologías, más allá de que deberán analizarse las posibilidades reales de implementación en un sistema que está en operación y tiene mínima redundancia, el Grupo Consultor deberá indicar detalladamente las ventajas y desventajas respecto a soluciones tradicionales, más experimentadas o que hayan sido aplicadas en el SADI. No se aceptarán propuestas basadas en implementaciones que tengan menos de dos años de aplicación en campo, excepto que el Grupo Consultor fundamente la conveniencia eventual de alguna alternativa que no cumpliera con este requisito. Otras experiencias se considerarán aplicables cuando hayan tenido por objeto resolver problemas tan complejos como el que es objeto de los presentes Términos de Referencia y se disponga de información acerca del desempeño de las mismas (tiempo de servicio, cantidad de actuaciones, información numérica sobre dependibilidad, seguridad, etc.). Teniendo en cuenta la alta dependencia de las modernas tecnologías de los sistemas de comunicaciones, deberán especificarse los requerimientos de prestaciones normales y mínimas que se requieren, verificar que los sistemas existentes satisfagan tales requerimientos o, en su defecto, qué inversiones adicionales serán necesarias. También será responsabilidad del Grupo Consultor analizar la política de mantenimiento del esquema de protección de sistema que proponga, procurando que las tareas de actualización originadas por las ampliaciones del SADI, sean lo más sencillas posibles, de manera que quien tenga a su cargo la operación y mantenimiento de los automatismos tenga la mínima dependencia del Contratista que implementará por primera vez el sistema y de quien haya realizado los estudios para su diseño. Al respecto, el Grupo Consultor deberá efectuar una evaluación de los costos asociados. Complementariamente, además de los costos de inversión en equipamiento, también se deberán tener en cuenta los costos de operación y mantenimiento de los sistemas de comunicación (por ejemplo, comunicaciones satelitales, coordinación entre satélites, etc.).



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5. Alcance de los estudios requeridos Tanto para la Fase I como para la Fase II, los tipos de estudios que deberá realizar el Grupo Consultor comprenden:

• Análisis de flujo de carga, en condiciones N y N-1.

• Estabilidad transitoria.

• Estabilidad oscilatoria.

• Estabilidad de tensión.

• Estabilidad de frecuencia.

Los casos de flujos de carga en condiciones N y N-1 constituirán los escenarios de referencia a partir de los cuales se derivarán los casos de estudio de estabilidad transitoria, oscilatoria, de tensión y de frecuencia, razón por la cual, como primer paso, en cada uno de los tramos de estudio se deberán presentar los escenarios de flujo de carga para su correspondiente aprobación. Se considerarán como mínimo los siguientes escenarios de referencia para cada nivel de demanda:

o Pico de invierno del año de ingreso de la interconexión NEA - NOA o Resto de invierno del año de ingreso de la interconexión NEA - NOA o Valle de invierno del año de ingreso de la interconexión NEA - NOA o Pico de verano del año de ingreso de la interconexión NEA - NOA o Resto de verano del año de ingreso de la interconexión NEA - NOA o Pico de verano del año horizonte de estudios o Valle de invierno del año horizonte de estudios

Para los escenarios de demanda establecidos para el año de ingreso de la interconexión NOA – NEA se consideraran dos posibles configuraciones de red completa:

1. Sistema con obras de la interconexión NEA - NOA en servicio y obras de la interconexión Comahue – Cuyo fuera de servicio

2. Sistema con obras de las interconexiones NEA - NOA y Comahue – Cuyo en servicio (esta configuración no será tenida en cuenta durante la Fase I de estos estudios descripta en 2.a).

Para los distintos escenarios de demanda indicados para el año horizonte de estudio se considerará únicamente al sistema con obras de las interconexiones NEA - NOA y Comahue – Cuyo en servicio.

5.1. Estudios de flujos de carga en condiciones N y N-1 Se realizarán estudios de flujo de carga para los distintos escenarios de demanda y para las dos configuraciones de red completa indicadas precedentemente, considerando para cada caso, diferentes configuraciones de despacho de generación del sistema, que deberán reflejar la estacionalidad de las hidrologías de las áreas



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Cuyo, Comahue, NEA y Litoral. Adicionalmente, se deberán considerar los efectos de las indisponibilidades del parque térmico, principalmente en las áreas Cuyo, Centro, NOA, Litoral y GBA, y la existencia de intercambios de energía con Brasil, tanto de importación como de exportación. A partir de los escenarios de referencia, adecuando convenientemente la configuración del despacho de generación, se buscará maximizar las transferencias de potencia por los distintos corredores de 500 kV, con el objeto de disponer de escenarios críticos de estudio, para los cuales, deberán verificarse las prestaciones mínimas requeridas (6.2.) y los criterios de desempeño mínimo (6.1.). Tomando como base los casos en condiciones N correspondientes a los estados de demanda más críticos, se realizarán flujos de carga estáticos en condiciones N-1, en los cuales se deberán verificar los criterios de desempeño (6.1.) considerando a alguna línea de 500 kV o transformador de 500 kV fuera de servicio. En caso que no se verifiquen dichos criterios, deberá adicionalmente estudiarse si mediante una modificación del despacho de generación se logra el cumplimiento de los mismos. Para la realización de los casos en condiciones N-1 donde se han considerado a las obras de la interconexión NEA - NOA en servicio y a las obras de la interconexión Comahue – Cuyo fuera de servicio, principalmente deberá considerarse la indisponibilidad de equipos del sistema de transporte en alta tensión correspondientes a los siguientes corredores:

• NOA – NEA • NOA – Centro • Centro – Litoral • NEA – Litoral • Litoral – GBA • Comahue - GBA

Para la realización de los casos en condiciones N-1 donde se han considerado a las obras de las interconexiones NEA - NOA y Comahue – Cuyo en servicio, principalmente deberán considerarse las indisponibilidades en equipos del sistema de transporte en alta tensión correspondientes a los siguientes corredores:

• NOA – NEA • NOA – Centro • Centro – Litoral • NEA – Litoral • Litoral – GBA • Centro – Cuyo • Comahue – Cuyo • Comahue - GBA

De resultar sobrecargas en algún transformador de intensidad o bobina de onda portadora de una línea de transmisión, en cualquiera de los casos estudiados, se propondrá su reemplazo dado que se considera una inversión menor. No se admitirán transferencias en líneas superiores al límite térmico del conductor.



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5.2. Estudios de estabilidad transitoria El objeto de estos estudios es la verificación del cumplimiento de los criterios de desempeño del SADI (6.1.) para la operación dinámica, mediante la realización de simulaciones de estabilidad transitoria para un conjunto de contingencias caracterizadas por diferentes grados de severidad planteadas en escenarios de operación particularmente críticos en condiciones N y N-1, y verificar el cumplimiento de las prestaciones mínimas requeridas en (6.2.). Para cada estado de la transmisión, definido por el conjunto de elementos serie que están en servicio entre las áreas NEA y NOA, los vínculos entre las restantes áreas del SADI, en condiciones N y N-1, la relación generación/demanda en las áreas, la disponibilidad de recursos estabilizantes y equipamientos de compensación de potencia reactiva, y la composición del despacho de generación por áreas, deberá tener en consideración las siguientes hipótesis de falla:

S1. Fallas trifásicas en líneas que cuentan con un camino de evacuación de potencia alternativo, aceptando desconexión limitada de generación y/o carga.

S2. Fallas monofásicas con recierre exitoso en líneas radiales que no cuentan

con un camino de evacuación de potencia alternativo, no admitiéndose desconexión de generación y/o carga.

S3. Fallas monofásicas sin recierre o fallas trifásicas en líneas radiales que no

cuentan con un camino de evacuación de potencia alternativo, admitiéndose desconexión limitada de generación y/o carga.

S4. Fallas trifásicas de modo común en líneas de doble circuito con trazas

paralelas y cercanas, aceptando desconexión limitada de generación y/o carga.

S5. Desconexión de transformadores de interconexión del sistema de 500 kV

con los sistemas regionales. S6. Pérdida intempestiva de grandes generadores.

El elenco de contingencias dinámicas a simular será propuesto por el Grupo Consultor y aprobado por TRANSENER y CAMMESA previo a la ejecución de este tramo de los estudios. Los niveles de DAG se determinarán atendiendo a los requerimientos del sistema para evitar la pérdida de sincronismo en la primera o segunda oscilación del ángulo de rotor, reservando para los recursos estabilizantes la tarea de garantizar un adecuado nivel de amortiguamiento en post falla. Para las perturbaciones de severidad S1 no se admitirán valores de desconexión de generación superiores a 1200 MW. Para perturbaciones del tipo S4 los valores de desconexión de generación no podrán superar los 2500 MW. Para las perturbaciones de severidad S3 no se admitirán valores de desconexión de generación cuyo impacto en frecuencia exceda la cantidad máxima de carga afectada al programa de desconexión automática de cargas por subfrecuencia.



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Para cada contingencia analizada se deberá detallar el tipo de falla aplicada (duración, extremo de línea fallada, equivalente para fallas asimétricas) y la secuencia temporal de las distintas acciones simuladas (por ej. DAG, desconexión de equipos, etc.) Únicamente a efectos de la realización de las simulaciones de las distintas contingencias, se considerará un tiempo mínimo de 210 ms para la desconexión automática de generación, a partir del momento de inicio de la falla. En aquellos casos donde se recurra a la realización de desconexión automática de generación, deberán indicarse expresamente las unidades afectadas y la potencia total de generación desconectada. Así mismo, en caso de que durante la simulación de las contingencias se efectuaran cortes de carga por subfrecuencia, deberá indicarse para cada área eléctrica del SADI la potencia total cortada y el porcentaje respecto de la demanda total del escenario considerado. En todos los casos de estudio se deberá analizar el impacto sobre las redes regionales de 220 y 132 kV con el objeto de proponer criterios operativos y/o recomendar el uso de automatismos. En caso que se detectaran sobrecargas o tensiones fuera de la banda admitida en las redes de 220 y 132 kV como consecuencia de una falla en un equipo del sistema de transmisión en 500 kV, deberán proponerse las medidas necesarias para evitar dicha situación, siempre y cuando el problema no fuera preexistente a las ampliaciones del SADI en 500 kV, o derivadas de la situación actual por el incremento de la demanda con los años transcurridos hasta el ingreso de las nuevas líneas de 500 kV objeto del presente estudio. Si se incorporan automatismos de corte de carga por subtensión y/o interdisparo, deberá indicarse en cada caso los nodos de la red (de 132 y/o 66 kV) donde se efectuarán los cortes y para cada escalón de corte de carga los porcentajes de carga a cortar, los valores umbrales de actuación y las temporizaciones adoptadas. En estos casos deberá considerarse que los porcentajes de corte de carga a adoptar se deben corresponder con la carga de los distintos alimentadores de las subestaciones que pudieran quedar afectados por este automatismo. También deberá indicarse la potencia cortada en cada nodo, así como también se deberá totalizar para cada área eléctrica del SADI la potencia total cortada y el porcentaje respecto de la demanda total del escenario considerado. En caso que se implemente algún sistema de conexión / desconexión automática de reactores o bancos de capacitores shunt por tensión o interdisparo, deberá indicarse la lógica de conexión / desconexión, los valores umbrales de actuación y las temporizaciones adoptadas. Deberán informarse todos los casos en los que se produjese la conexión / desconexión automática de reactores o bancos de capacitores shunt durante la simulación de las distintas contingencias. En los casos de corte de demanda por subtensión y de conexión / desconexión automática de reactores o bancos de capacitores shunt por tensión deberán incorporarse al simulador los modelos correspondientes para actúen cuando en la simulación se den las condiciones especificadas. Los nuevos equipamientos y/o automatismos que se incorporen al SADI deberán integrarse a la base de datos para simulaciones dinámicas, agregándose en el Informe



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correspondiente todos los nuevos datos (diagramas de bloques, ajustes adoptados para cada uno de los parámetros, etc.).

5.3. Estudios de estabilidad oscilatoria Los estudios de oscilaciones electromecánicas están destinados a realizar una completa revisión de los márgenes de estabilidad oscilatoria del SADI para los escenarios de operación previstos al momento de ingreso de la interconexión NOA – NEA, con y sin la interconexión Comahue-Cuyo. A esos efectos, el Grupo Consultor determinará los modos de oscilación que caracterizan las dinámicas electromecánicas del SADI, calculando su frecuencia de oscilación, relación de amortiguamiento, perfil modal, y factores de participación asociados, individualizando aquellos modos cuyo amortiguamiento sea inferior al nivel mínimo aceptable según las prescripciones de desempeño mínimo. Para ese subconjunto de modos dominantes, el Grupo Consultor evaluará sus características e individualizará los componentes del SADI que más contribuyen a su estímulo, determinando la contribución relativa a través del cálculo de factores de sensibilidad. Esos factores permitirán construir una tabla de controlabilidad, que dará un orden de mérito de los componentes del SADI en relación a su incidencia sobre el amortiguamiento de los modos de oscilación más críticos. Sobre la base de esta tabla se podrán determinar las instalaciones sobre las que se deberá actuar, corrigiendo la calibración de los controladores existentes o instalando nuevos estabilizadores suplementarios, y coordinar debidamente los ajustes con los controladores existentes. Adicionalmente, el Grupo Consultor deberá indicar si es necesario reemplazar ó modernizar algún/os sistema/s de excitación existente/s a los efectos de permitir un funcionamiento más eficiente del esquema de estabilización de oscilaciones electromecánicas. En todos los casos, el Grupo Consultor deberá seleccionar los escenarios que representan las condiciones más críticas de operación en relación con la estabilidad oscilatoria, tanto en estados de la red N y N-1, considerando la interconexión NEA - NOA y de la tercera línea de Yacyretá, con y sin la interconexión Comahue-Cuyo, y someterlos a la aprobación de TRANSENER y CAMMESA. Será responsabilidad del Grupo Consultor revisar y verificar la aptitud de la base de datos dinámicos del SADI y completar los datos faltantes para adaptarla a las necesidades del estudio de estabilidad oscilatoria. Para ello, el Grupo Consultor en su oferta deberá presentar la metodología propuesta para la mejor puesta a punto posible de la misma, sin realizar ensayos o mediciones en campo, y validar modelos que pudieran ser cuestionables según su mejor conocimiento y criterio. El Grupo Consultor deberá describir en su oferta la forma en que abordará el problema y qué herramientas y metodología usará para el desarrollo de estos estudios, atendiendo a las pautas generales y criterios establecidos en el Procedimiento Técnico N° 4 de CAMMESA. En caso que las medidas indicadas anteriormente para mejorar el amortiguamiento no resulten suficientes para verificar los criterios de desempeño dinámico, el Grupo



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Consultor deberá proponer y fundamentar las soluciones complementarias de mínimo costo necesarias.

5.4. Estudios de estabilidad de tensión El Grupo Consultor deberá efectuar una verificación de los márgenes de estabilidad de tensión del SADI luego de la entrada en servicio de la Interconexión NEA – NOA, con y sin la Interconexión Comahue – Cuyo, para diferentes estados de operación, considerando las contingencias más críticas. A esos efectos, el Grupo Consultor deberá realizar una selección de las contingencias que podrían comprometer la estabilidad de tensión que propondrá a CAMMESA y TRANSENER para su aprobación. Para éstas, deberá individualizar aquellas barras del sistema donde la reserva de potencia reactiva no sea suficiente para mantener la tensión dentro de niveles aceptables. Las contingencias de interés para estos fenómenos son en general aquellas que producen un debilitamiento del sistema de transporte, por la pérdida de elementos serie, como así también, aquellas que comprenden la pérdida de equipos de compensación de potencia reactiva que pueden producir un debilitamiento del control de tensión en alguna barra del sistema o la pérdida de unidades generadoras, o ambas a la vez. El Grupo Consultor deberá establecer el o los parámetro/s clave que utilizará para calcular los márgenes de estabilidad de tensión y especificar el criterio con el que definirá los márgenes de seguridad a aplicar en la operación. Hay que considerar que distintos factores intervienen en la ocurrencia de estos fenómenos, como por ejemplo: • El factor de potencia de la demanda. • El comportamiento de la carga ante las variaciones de tensión y frecuencia. • La actuación de los reguladores automáticos bajo carga de los transformadores. • La acción de los limitadores de máxima excitación de los generadores sincrónicos,

que restringen la capacidad de entregar potencia reactiva. • Automatismos de conexión / desconexión de reactores y bancos de capacitores

shunt. • El comportamiento de las cargas de motores de inducción. • Las cargas asociadas a sistemas de calefacción controlados por termostatos • Etc. El Grupo Consultor deberá realizar los cálculos de los márgenes de estabilidad de tensión para una lista de contingencias críticas aprobada, para los diferentes escenarios y casos de estudio, que satisfagan las prestaciones mínimas requeridas (6.2.), debiendo individualizar aquellos nodos que no cumplen con el criterio establecido. Para estos nodos, deberá establecer la relación de controlabilidad que existe entre éstos y los componentes del sistema, de manera de poder identificar cuál de ellos ejerce mayor influencia para la corrección del problema de inestabilidad de tensión. Una vez definidas las medidas correctivas, procederá a la verificación de su correcto desempeño con la simulación de las dinámicas de largo plazo, pues el fenómeno de inestabilidad de tensión es de muy lenta evolución en el tiempo.



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El Grupo Consultor en su oferta deberá describir el enfoque metodológico para abordar el problema, el tipo de análisis que realizará indicando su alcance, limitaciones y metodología a aplicar, así como las herramientas que utilizará para los estudios.

5.5. Estudios de estabilidad de frecuencia El Grupo Consultor deberá efectuar una selección de las contingencias críticas que pueden dar lugar a pérdida de la estabilidad de la frecuencia con el propósito de verificar la recuperación satisfactoria de la frecuencia del SADI ante esos eventos, valiéndose de los sistemas de regulación, protección y control con que está equipado. El elenco de contingencias que proponga deberá ser sometido a la aprobación de CAMMESA y TRANSENER. A esos efectos, deberá tener en cuenta aquellos eventos de falla que pueden impactar de manera adversa sobre el SADI, tales como la pérdida de vínculos simples del sistema de 500 kV que conducen al aislamiento de una o más áreas, la desconexión de grandes módulos de generación o la pérdida de centrales completas en forma inadvertida o por acción del esquema de protección de sistema, pérdida de un gran centro de carga, o pérdida de una interconexión internacional, que requerirán la intervención de los recursos de control de emergencia para restablecer lo más rápidamente posible el desequilibrio entre generación y demanda. En cuanto a la simulación de contingencias en generadores, será de especial interés considerar, aunque no en forma exclusiva, la pérdida intempestiva de las siguientes unidades o centrales:

• CN Embalse • CC de AES Paraná • CC de la CT Timbúes • CC de CT Tucumán y/o CC de CT San Miguel de Tucumán • CC de Termoandes • CC de CT Luján de Cuyo

Para aquellos casos N-1 en los cuales estuvieran vinculadas radialmente más de un área eléctrica del SADI, principalmente en aquellos donde se han considerado a las obras de la interconexión NEA - NOA en servicio y a las obras de la interconexión Comahue – Cuyo fuera de servicio, deberán estudiarse los distintos posibles casos de formación de islas ante fallas en alguna de las líneas de interconexión radial, que pudieran originar islas eléctricas que abarquen áreas distintas de las correspondientes a las islas que pueden formarse en el SADI actualmente. En estos casos deberá verificarse tanto la posibilidad de formación y mantenimiento de la isla resultante como así también el impacto sobre el resto del SADI. Para los casos indicados en el párrafo anterior, deberán considerarse las pérdidas de vínculo simple con desconexión automática de carga y/o generación, siempre que no se produjeran condiciones de operación en post falla con niveles de tensión y frecuencia no admisibles. Entre otras cosas se deberá verificar en cada caso la adecuada coordinación de las protecciones de sobrefrecuencia de los generadores con el esquema de cortes de carga por subfrecuencia y los distintos esquemas de control automático de tensión de cada una de las islas resultantes.



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El Grupo Consultor deberá describir en su oferta el enfoque metodológico para abordar el problema, el tipo de análisis que realizará indicando su alcance, limitaciones y metodología a aplicar, así como las herramientas que utilizará para los estudios.

5.6. Definición de automatismos, otras inversiones y estudios adicionales Para las distintas presentaciones de los estudios de Fase II, el Grupo Consultor deberá suministrar una descripción detallada de los equipos y automatismos adicionales necesarios a incorporar en el SADI, incluyendo presupuesto aproximado y las especificaciones básicas que permitan la elaboración posterior de un presupuesto detallado. Con respecto a los nuevos automatismos que el Grupo Consultor proponga, los resultados de los estudios deberán ser lo suficientemente completos y detallados, ya que como síntesis de los mismos, se deberá disponer de la totalidad de las funciones necesarias, de manera que en forma independiente de este Contrato, un tercero pueda preparar el respectivo Pliego de Licitación a partir de estas especificaciones y sin necesidad de estudios eléctricos adicionales para su implementación. Se aclara que, con la única excepción de los automatismos, en el caso que el Grupo Consultor proponga la instalación de equipos de potencia adicionales, como sería el caso de compensación serie, shunt o SVC, etc., los Estudios de Etapa 1 requeridos por el Procedimiento Técnico N° 1 de CAMMESA (PT1) se realizarán por separado del presente estudio. Sin embargo, el Grupo Consultor deberá recomendar y especificar bajo el presente Contrato en forma detallada los Estudios de Etapa 1 (PT 1) que será necesario realizar para los equipos que proponga. En caso que el Grupo Consultor recomiende la instalación de bancos de compensación serie, habida cuenta tanto de la importante cantidad de turbinas de vapor instaladas en las áreas NOA, Centro y Cuyo como de la carencia de modelos masa-resorte de los ejes de las mismas, deberá hacer su propuesta y presupuesto aproximado considerando que los mismos tendrán un diseño tal que permitirán contrarrestar eventuales fenómenos de resonancia subsincrónica. Ante esta carencia de modelos, el Grupo Consultor deberá evaluar si cabe proponer tal tipo de solución.

6. Requisitos y condiciones que deberán satisfacer los estudios

6.1. Criterios de desempeño mínimo El sistema eléctrico deberá exhibir en la simulación de la operación estática y dinámica un comportamiento que satisfaga determinadas premisas, como por ejemplo, respetar la capacidad nominal de los equipamientos, mantener los valores de las variables relevantes que describen el estado del sistema dentro de ciertos límites aceptables, y cumplir con los requisitos de calidad y seguridad que se deben preservar en la operación de los sistemas de energía eléctrica. Estas limitaciones configuran las restricciones de operación del sistema. Precisamente la definición y cuantificación de este conjunto de restricciones es específicamente lo que se conoce como “parámetros de desempeño mínimo” del



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sistema, y configuran un conjunto de criterios y exigencias mínimas que permiten operar y expandir el sistema en forma consistente, previsible, segura y económica. Para que el Grupo Consultor tenga en cuenta este marco referencial del desempeño del SADI, en el Anexo 2 se presentan los criterios de desempeño exigidos para la aceptación o rechazo de los casos de estudio. En caso de eventuales discrepancias entre las exigencias para los estudios descriptas en el cuerpo principal del documento y los criterios expuestos en el Anexo 2, prevalecerán los indicados en los presentes términos de referencia.

6.2. Prestaciones mínimas requeridas El Grupo Consultor deberá proponer los cambios necesarios en la definición de los límites de transporte del sistema, derivados de los cambios topológicos asociados a las ampliaciones del sistema, así como su relación con los límites actualmente vigentes o anteriores a la incorporación de un nuevo vínculo de transmisión entre áreas. A partir de esas relaciones surgirá la base de comparación que deberá usar el Grupo Consultor para garantizar que el esquema de protección ante contingencias que proponga tenga una prestación tal que las distintas áreas del SADI no vean reducidas sus capacidades de importación y exportación ante el ingreso de las nuevas líneas de 500 kV. Adicionalmente, para los escenarios donde la interconexión NEA - NOA esté en servicio y la interconexión Comahue – Cuyo esté fuera de servicio, el Grupo Consultor deberá considerar que con los automatismos y obras complementarias propuestas se deberá alcanzar como mínimo una transmisión de “Este a Oeste” (expresado como la suma de las potencias transportadas por las línea de 500 kV P. R. S. Peña – Monte Quemado y Rosario Oeste – Almafuerte) de 1600 MW y para los casos de transmisiones de “Oeste a Este” de 1200 MW (ver Anexo 3 – Estudios preliminares).

6.3. Modalidad de ejecución Como se ha indicado en el punto 2. los estudios se organizarán en 2 fases sucesivas, las cuales a su vez, estarán dividas en diferentes tramos de estudios o subfases, cuyos contenidos serán los siguientes: Fase I.a) En este tramo de los estudios se definirán los límites operativos y el funcionamiento del SADI con la interconexión NEA - NOA en servicio (considerando su proyecto inicial tal como ha sido propuesta) y la interconexión Comahue – Cuyo fuera de servicio. Para ello se podrá hacer uso de automatismos y recursos postfalla que no impliquen nuevos cortes de demanda, ni inversiones mayores a las previstas. Principalmente podrá recurrirse a la utilización de DAG en generadores de las áreas NOA, CENTRO (CH Rio Grande), NEA y LITORAL, control automático de reactores de barra y bancos de capacitores shunt por monitoreo de la tensión local o por interdisparo y relés de cortes de carga por subfrecuencia. Los automatismos y recursos postfalla que el Grupo Consultor estime conveniente poner a prueba deberán contar con el acuerdo de TRANSENER S.A. y CAMMESA.



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Con estos recursos disponibles y de acuerdo con estudios preliminares (Anexo 3) no se verificarían las prestaciones mínimas requeridas (indicadas en el punto 6.2. del presente documento), por lo que en esta fase del estudio el Grupo Consultor deberá identificar los problemas remanentes a resolver por otros medios. Fase I.b) En este tramo de los estudios, el Grupo Consultor deberá explorar los límites de transferencia máxima de potencia en el sentido “Este a Oeste”, considerando como recurso de control en emergencia el interdisparo de la interconexión NEA – NOA y/o del corredor de 500 kV Centro - Cuyo, ante la ocurrencia de contingencias severas en los caminos de tránsito de potencia entre las regiones Este y Oeste. Fase II.a) En este tramo de los estudios, y con el propósito de resolver los problemas identificados en la Fase I.a, el Grupo Consultor deberá definir el equipamiento de seguridad adicional a incorporar al sistema (capacitores serie, compensación shunt adicional, SVC, AVR, PSS, resistores de frenado, etc.) y los automatismos de desconexión de generación y demanda necesarios para asegurar el cumplimiento de las prestaciones mínimas requeridas (6.2.) y los criterios de desempeño y confiabilidad (6.1.). A partir de algunos escenarios particulares de estudio y de la simulación de contingencias críticas, deberán analizarse comparativamente distintas alternativas de equipamiento de seguridad adicional y del esquema de protección del SADI ante contingencias, debiendo el Grupo Consultor presentar un análisis técnico-económico comparativo de las alternativas y sus recomendaciones. Los equipos y automatismos adicionales que el Grupo Consultor proponga instalar deberán considerar la evolución futura del SADI, en base a los planes de desarrollo existentes, por lo que para su análisis deberá adicionalmente considerar escenarios N y N-1 con la interconexión Comahue – Cuyo en servicio. En los escenarios donde la interconexión NOA – NEA esté en servicio y la interconexión Comahue - Cuyo esté fuera de servicio, para los casos con trasmisiones de “Oeste a Este” el Grupo Consultor podrá recurrir a la realización de desconexión automática de generación no sólo en el área NOA sino también en las áreas Centro y Cuyo. Para los casos con trasmisiones de “Este a Oeste” menores a 1200 MW no podrá recurrirse a la utilización de automatismos de corte de demanda, mientras que sí se podrá utilizar este recurso con el objeto de alcanzar una transmisión de “Este a Oeste” mínima de 1600 MW. Los equipos y automatismos adicionales que resulten necesarios para los escenarios indicados anteriormente deberán ser compatibles con los requerimientos del sistema cuando la interconexión Comahue – Cuyo esté en servicio, por lo que el Consultor deberá indicar en caso que fuera necesario cuáles serían las modificaciones que habría que realizar sobre los equipos y automatismos previstos inicialmente. En este tramo de estudio no podrá recurrirse a la apertura de interconexiones de 500 kV como recurso postfalla ante contingencias. El Grupo Consultor deberá justificar sus propuestas, estableciendo las características básicas de los equipos de seguridad a incorporar, así como también los requerimientos mínimos que tendrán los automatismos del esquema de protección de sistema a implementar para cada escenario futuro, incluyendo las necesidades asociadas para los sistemas de comunicación, debiendo presentar también un presupuesto aproximado, para las inversiones correspondientes. Las alternativas planteadas por el Grupo Consultor serán analizadas por CAMMESA y TRANSENER, quienes luego de realizar las consultas pertinentes definirán aquella



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que consideren la más adecuada, la cual, será comunicada al Grupo Consultor. Una vez definido el equipamiento adicional que se deberá incorporar al sistema junto con las futuras interconexiones, el Grupo Consultor comenzará un nuevo tramo de estudios. Fase II.b) Definidos los equipamientos y automatismos adicionales que se incorporarían al sistema, el Grupo Consultor deberá ajustar el diseño del esquema de protección del SADI ante contingencias, extendiendo el análisis con el objeto de verificar el desempeño del sistema en condiciones de operación y contingencias no consideradas en los estudios previos, con el objeto de poder verificar su robustez y/o de perfeccionar o complementar la alternativa elegida respecto al equipamiento y automatismos a incorporar. En caso que se detectara la necesidad de modificar las características básicas de alguno de los equipos a incorporar, deberán verificarse los nuevos valores mediante el análisis de los escenarios y contingencias que se consideren críticos. En caso que a partir de los resultados de los estudios surja la necesidad de incorporar nuevos equipos de potencia o de realizar grandes modificaciones con respecto a la alternativa seleccionada, deberán volverse a estudiar todos los escenarios y contingencias. En este tramo de estudios el Grupo Consultor deberá poder definir los futuros límites operativos del sistema (con y sin la interconexión Comahue – Cuyo en servicio) considerando en servicio a los equipamientos y automatismos adicionales propuestos. Fase II.c) Posteriormente se realizarán estudios destinados al análisis de casos o contingencias adicionales de interés que surjan de la revisión de los resultados obtenidos en los tramos anteriores de estudios. Si de los resultados de los estudios de estabilidad oscilatoria surgiera la conveniencia de realizar algún reajuste en los estabilizadores del sistema potencia (PSS) o de algún regulador de excitación de algún generador, se deberá verificar la posibilidad de realizar dichos ajustes y el correcto desempeño del sistema. En estos casos el Grupo Consultor deberá proponer una metodología para implementar los cambios y definir los ensayos necesarios para verificar que el desempeño del sistema se corresponde con los resultados obtenidos con los modelos. Dentro de las actividades correspondientes a la verificación de los automatismos, el Grupo Consultor deberá demostrar que en la oportunidad del ingreso de la interconexión NEA - NOA, con la tercera línea de Yacyretá en servicio, y sin la interconexión Comahue-Cuyo, el SADI presenta niveles de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas compatibles con los requerimientos de desempeño mínimo (6.2.), considerando el equipamiento previsto en el presente contrato. En caso que el factor de amortiguamiento resulte inferior al mínimo indicado en los criterios de desempeño (6.1.), el Grupo Consultor deberá analizar los recursos o medidas más eficaces para mejorarlo. Entre las primeras medidas a evaluar deberá considerar la recalibración de controles de generación, comenzando por los estabilizadores (PSS), sistema de regulación de tensión (AVR) y/o lazos de control potencia-frecuencia de turbinas. En caso que las medidas indicadas anteriormente para mejorar el amortiguamiento no resulten suficientes para verificar los criterios de desempeño dinámico, el Grupo Consultor deberá proponer y fundamentar las soluciones complementarias de mínimo costo necesarias. Las recomendaciones y especificaciones al respecto, tanto para reajuste como para equipos nuevos necesarios con fines de estabilización, deberán ser lo suficientemente



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detalladas, como para ser volcadas directamente en Pliegos con objeto de su implementación.

6.4. Software de simulación Para la realización de los estudios el Grupo Consultor no tendrá obligación de usar el mismo software de estudios de planeamiento y operación que CAMMESA o TRANSENER, pero deberá tener en cuenta que durante el desarrollo de los estudios, deberá suministrar los archivos de datos y modelos utilizados en un formato compatible con el software PSS/E 26.2 empleado por las organizaciones mencionadas. Los archivos de datos, de trabajo y modelos que se utilicen con el software de simulación que el Grupo Consultor aplique a los Estudios de Estabilidad de Tensión y Estabilidad Oscilatoria deberán ser suministrados en su formato original, de forma que a futuro, tanto CAMMESA como TRANSENER los puedan utilizar para poder reproducir los casos de estudio. Si el Grupo Consultor propone la utilización de un software diferente a PSS/E 26.2, deberá incorporar en su propuesta la metodología que utilizará para convertir y validar la base de datos para estudios dinámicos del SADI en su plataforma de estudios. Para ello, deberá mostrar y fundamentar en su propuesta que ha tomado contacto con CAMMESA (responsable de la administración de Base de Datos de Equipamientos del SADI), que conoce la magnitud y dificultades asociadas a esta tarea y describirá cómo resolverá este problema. También deberá mostrar el impacto que esta tarea tendrá en el cronograma de los estudios, la que deberá ser programada y mostrada explícitamente. A efectos que TRANSENER y CAMMESA puedan visualizar sin limitaciones, durante el desarrollo de los estudios, distintas variables de interés que describen el comportamiento del SADI, tales como tensiones postfalla, cargas en líneas de transmisión, evolución de los ángulos de rotor en función del tiempo, etc., deberá indicar cómo suplirá esta necesidad para la supervisión de los estudios (en qué formato se suministrarán los datos correspondientes a los casos estudiados y los resultados obtenidos, y qué software de procesamiento de datos de entrada y salida aportará), sin imponer restricciones a la cantidad de variables que TRANSENER y CAMMESA quisieran observar. Las facilidades de graficación y procesamiento de variables y la generación de Informes de interés para el análisis de las bases de datos y resultados deberán ser similares a las que se tendrían usando el software PSS/E 26.2, bajo el supuesto que en el formato de este último programa el Grupo Consultor que lo adopte deberá suministrar la documentación digital indicada en 8.2. Finalmente, el Grupo Consultor deberá incluir en su propuesta una descripción detallada de los programas adicionales que utilizará para los estudios de estabilidad de tensión, estabilidad oscilatoria y estabilidad de frecuencia.

7. Informaciones, Datos y Modelos de los Equipamientos del SADI Se pondrán a disposición del Grupo Consultor las fuentes de información disponibles para caracterizar la operación del SADI y sus corredores de transmisión, como es el



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caso de la Programación Estacional del MEM elaborada por CAMMESA, y las Guías de Referencia de los Sistemas de Transporte que elaboran los TRANSPORTISTAS concesionarios de los sistemas de transporte en alta tensión y por distribución troncal (redes regionales de transmisión). Si, a juicio del Grupo Consultor, las informaciones obtenidas de esas fuentes no resultaran suficientes para la ejecución de los estudios, éste deberá preparar un requerimiento detallado de información adicional que remitirá a TRANSENER y CAMMESA, con copia al COMITENTE, para evacuar su solicitud. Las bases de datos de flujo de carga de partida, con sus redes de secuencia positiva, negativa y cero, serán suministradas por TRANSENER S.A. en el formato de datos del simulador PSS/E 26.2, las que consistirán en versiones especialmente adaptadas para el estudio derivadas de la Guía de Referencia de TRANSENER S.A. Corresponderá al Grupo Consultor realizar las adecuaciones necesarias para generar las distintas configuraciones de despachos y cambios topológicos que exigen los estudios. Asímismo, deberá realizar las adaptaciones necesarias a la base de datos dinámicos que le proporcionará CAMMESA en el formato del simulador PSS/E 26.2, archivos de datos que también estarán disponibles al comienzo de los estudios. En caso que el Grupo Consultor diseñe nuevos automatismos o sistemas de control, o efectúe modificaciones sobre los existentes, deberá prever la adaptación de sus modelos para que éstos sean integrados al simulador PSS/E 26.2. Con respecto a la base de datos para los estudios de estabilidad oscilatoria, deberá tenerse en cuenta lo indicado al respecto en el punto 5.3 del presente documento.

8. Productos esperados Durante el desarrollo del estudio, el Grupo Consultor elaborará un conjunto de Informes Técnicos, cada uno de los cuales estará asociado a un hito de control y supervisión de los trabajos por parte de CAMMESA y TRANSENER. El contenido de cada uno de los informes que se indican en este apartado, constituye la expresión de lo que se considerará aceptable como cumplimiento de cada tramo de estudios para obtener la correspondiente aprobación por parte de TRANSENER y CAMMESA, siempre que se ajuste a estas especificaciones técnicas, o a las propuestas que formule el Grupo Consultor, según sea lo más conveniente a los intereses del COMITENTE.

8.1. Listado de informes a presentar por el Grupo Consultor De acuerdo a los requerimientos del estudio, el Grupo Consultor deberá presentar un conjunto de informes técnicos que satisfagan los objetivos de los estudios requeridos conforme a la secuencia que se indican a continuación. El contenido de cada uno de los informes es indicativo, y representa la mínima expresión de lo que se pretende sin limitarse a ello. Plan de aseguramiento de calidad



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• Presentación del plan de trabajo y el cronograma del estudio.

• Listado de las tareas principales, productos a entregar e hitos de cumplimiento.

• Detalles o referencias sobre los métodos de trabajo, las herramientas y los procedimientos a utilizar para garantizar el logro de los objetivos de la calidad.

• Una lista de la documentación que se preparará y que será entregada a CAMMESA y TRANSENER para su análisis y aprobación.

Este documento deberá ser presentado por el Grupo Consultor antes del comienzo de los trabajos. La aprobación del mismo es condición indispensable para dar inicio a las actividades del estudio. Informe de análisis de la experiencia internacional

• Revisión del estado del arte en la aplicación de esquemas de protección de sistemas contra contingencias simples para mejorar el desempeño dinámico de los sistemas de energía eléctrica.

• Revisión del estado del arte en la aplicación de nuevas tecnologías de transmisión basadas en el uso de electrónica de potencia para sistemas de transmisión de corriente alterna.

• Presentación de casos testigo referidos a aplicaciones realizadas a nivel internacional que se encuentren en operación.

• Presentación de las metodologías y herramientas de análisis para el diseño de estos sistemas, que sean de amplia aceptación a nivel internacional.

• Posibilidades de aplicación de estas técnicas a la solución de problemas de transmisión en el sistema eléctrico argentino.

• Diagnóstico del consultor sobre el caso argentino y recomendación de las mejores soluciones a aplicar.

• Presentación de la metología y herramientas que utilizará el Grupo Consutor para la revisión de la arquitectura y funcionalidad del esquema de protección de sistema que se implementará para la entrada en operación de la Interconexión NEA – NOA.

• Propuesta de las soluciones que serán evaluadas para incrementar en forma progresiva los niveles de transmisión en la interconexión mencionada.

Informe del modelo de simulación de la red

• Inventario de la información recopilada.

• Diagnóstico de la calidad de la información.

• Estimación de parámetros relevantes que no estén disponibles.

• Presentación de las bases de datos y modelos que se utilizarán en los diferentes tramos de estudio.

• Documentación de un conjunto representativo de simulaciones de prueba que sirvan como evidencia de validación de la base de datos del SADI y que demuestran la aptitud y validez del modelo de simulación propuesto por el Grupo Consultor para desarrollar los estudios.



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Para cada uno de los tramos de estudio que componen las Fases I y II, el Grupo Consultor deberá presentar los informes respectivos que se indican a continuación: Informe de definición de los casos de estudio

• Presentación y documentación de los flujos de carga de referencia del estudio.

• Selección de escenarios de operación que reflejen condiciones de particular interés para la evaluación de los automatismos y las soluciones futuras para el incremento de la capacidad de transporte de la interconexión NEA – NOA.

• Selección de escenarios de operación con indisponibilidades en el sistema de 500 kV.

• Análisis de contingencias; definición de los requerimientos de desconexión de generación y/o demanda; identificación de situaciones de riesgo por sobrecarga de equipamientos de potencia; identificación de los nodos más vulnerables desde el punto de vista del riesgo de colapso de tensión.

Informe de estudios de estabilidad transitoria

• Selección de las perturbaciones que se aplicarán en cada caso de estudio, las que de no mediar acciones de protección de sistema, conducirán al colapso parcial o total de la Interconexión NEA - NOA.

• Justificación de la elección de los eventos, indicando el tipo, duración y localización en la red.

• Presentación de los resultados de simulación de transitorios electromecánicos frente a las perturbaciones seleccionadas, mostrando la recuperación satisfactoria del SADI por acción del esquema de protección de sistema contra contingencias.

• Prospectiva del desempeño futuro del SADI considerando otras etapas de desarrollo del plan de expansión.

• Presentación de la arquitectura y funcionalidad del esquema de protección contra contingencias recomendada por el Grupo Consultor, con especificación de los automatismos que la complementan.

• Recomendación de las soluciones de transmisión a aplicar a futuro con vistas a incrementar en forma progresiva los niveles de transferencia de potencia por la Interconexión NEA – NOA.

Informe de estudios de estabilidad oscilatoria

• Determinación de la frecuencia de oscilación, relación de amortiguamiento, y perfil modal asociado a los modos de oscilación dominantes del sistema interconectado para diferentes estados de operación del SADI con y sin la Interconexión NOA – NEA.

• Individualización de aquellos modos que sean los más críticos e identificación de los componentes del sistema que más participan de su estímulo.



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• Verificación del cumplimiento de los niveles de desempeño mínimos establecidos en estos Términos de Referencia.

• Selección de las medidas correctivas a aplicar para resolver los apartamientos en el desempeño respecto del objetivo.

• Recomendación de otros recursos estabilizantes adicionales, si fuera necesario.

Informe de estudios de estabilidad de tensión

• Presentación de las contingencias críticas que pueden comprometer la estabilidad de tensión del SADI para diferentes estados de operación con y sin la Interconexión NOA – NEA.

• Presentación de los resultados del cálculo de los márgenes de estabilidad de tensión para la lista de contingencias seleccionadas para los diferentes casos de estudio.

• Individualización de los nodos más críticos que no satisfacen el criterio de estabilidad aplicado e identificación de los componentes del sistema que más influencia tienen en la corrección del problema de inestabilidad de tensión.

• Selección de las medidas preventivas y correctivas a aplicar y especificación de las localizaciones óptimas de las soluciones propuestas. Verificación de la efectividad de las mismas mediante la simulación de las dinámicas de largo plazo.

• Recomendación de otros recursos adicionales, en materia de compensación de potencia reactiva serie y shunt, control de potencia activa, desconexión de carga por baja tensión, etc., en caso de ser necesario.

Informe de estudios de estabilidad de frecuencia

• Presentación de las contingencias críticas que puedan comprometer la estabilidad de la frecuencia del SADI para diferentes estados de operación con y sin la Interconexión NOA – NEA.

• Presentación de los resultados de la operación del SADI en condiciones de sobre frecuencia, demostrando la suficiencia de los automatismos de control que actúan sobre la generación para restablecer el equilibrio perdido y mantener la estabilidad de la frecuencia.

• Presentación de los resultados de la operación del SADI en condiciones de baja frecuencia, demostrando la suficiencia de los automatismos que actúan sobre la demanda para restablecer el equilibrio perdido y mantener la estabilidad de la frecuencia.

• Recomendación de otros recursos adicionales a los ya existentes, en caso de ser necesario.

Adicionalmente el Grupo Consultor deberá contemplar en la preparación de los informes de cada tramo de estudios los siguientes aspectos: Fase I.a) Límites operativos del SADI con la Interconexión NOA – NEA en servicio con los automatismos previstos, adecuaciones mínimas necesarias de los automatismos



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existentes, especificación detallada del esquema de protección del sistema ante contingencias y sus calibraciones resultantes de los estudios de Etapa 2 del Procedimiento Técnico Nº 1 de CAMMESA desarrollados por el Grupo Consultor. Fase I.b) Idem anterior considerando aperturas de interconexiones de 500 kV. Fase II.a) Presentación de los automatismos adicionales y equipamientos de potencia que a juicio del Grupo Consultor requerirá el SADI a futuro junto con un análisis técnico-económico comparativo de las alternativas. Descripción de la arquitectura y funcionalidad de los automatismos recomendados. Presentación de las especificaciones básicas y una estimación de los costos de inversión asociados. Fase II.b) Ajuste del diseño del esquema de protección del SADI ante contingencias, y verificación de la robustez del diseño ante contingencias no previstas en tramos de estudio anteriores. Definición de los límites operativos futuros del sistema (con y sin la interconexión Comahue – Cuyo en servicio) considerando en operación a los equipamientos y automatismos adicionales propuestos. Fase II.c) Síntesis de estudios adicionales e identificación de necesidades en materia de reajuste de controles de generación. Informe final ejecutivo Este informe deberá presentar una síntesis de las principales conclusiones del estudio realizado, partiendo de la presentación del estado del arte, el desarrollo de las propuestas del Grupo Consultor, los resultados esperables en materia límites operativos y mejoras de la confiabilidad y desempeño del SADI, y un correlato de las inversiones requeridas en materia de recursos de regulación, protección y control, y en equipamientos de transmisión para lograr un incremento progresivo de la capacidad de transporte de la Interconexión NEA – NOA. Asimismo, el informe deberá satisfacer otros requerimientos de estos Términos de Referencia, no expresados explícitamente en cada uno de los informes enumerados precedentemente.

8.2. Requisitos para la presentación de informes El Grupo Consultor deberá tener en cuenta que los estudios comprendidos en la Fase I representan una parte sustancial de lo requerido para la Etapa 2 del Procedimiento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliaciones del Sistema de Transporte para la entrada en servicio de la Interconexión NEA – NOA, por lo que esta documentación se tramitará en las condiciones habituales de los estudios requeridos por el Procedimiento Técnico Nº 1 de CAMMESA, debiendo responder plenamente a sus exigencias. Para los estudios comprendidos en la Fase II, que analizan las condiciones de la red del SADI a futuro, teniendo en cuenta que éstos incluirán obras que no forman parte de este contrato, los informes tendrán un tratamiento particular con la finalidad de disponer de una documentación apta para gestiones futuras.



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Para los diferentes informes finales de cada tramo de estudio se requiere la presentación de cuatro copias impresas en papel y de cuatro copias en versión electrónica (en CD). Los archivos electrónicos suministrados en el CD, deberán estar debidamente ordenados e identificados, y permitir obtener las copias impresas en papel suministradas por el Grupo Consultor. Los informes estarán conformados como mínimo por: • Cuerpo principal:

Deberá contener el objeto y alcance del estudio, un resumen ejecutivo, definiciones y abreviaturas, las hipótesis adoptadas, bases de datos y metodología utilizada, tablas resúmenes de casos analizados, resultados obtenidos y las conclusiones.

• Anexos: Con un detalle de los datos asumidos y de las modificaciones realizadas a las bases de datos, los diagramas unifilares de flujos de carga (de estados prefalla y postfalla), los diagramas de evolución temporal de las distintas variables, etc. Atendiendo a diferentes requerimientos establecidos, deberán suministrarse Anexos con descripción del equipamiento propuesto, presupuesto, modificaciones de calibración de equipos existentes, etc.

El cuerpo principal del informe tendrá una carátula, un índice del contenido (incluyendo a los Anexos) y el informe propiamente dicho. La carátula como mínimo deberá tener el nombre del contrato, el título del informe, un código (que identifique a todos los archivos del informe), la versión, la fecha de emisión, la lista de distribución, los nombres de los archivos correspondientes al informe en versión electrónica y quienes lo confeccionaron, revisaron y aprobaron por parte del Grupo Consultor. Adicionalmente, la carátula incluirá el logotipo identificatorio del Grupo Consultor. El resto de las hojas del cuerpo principal del informe deberán tener el nombre del contrato, el título del informe, un código (que identifique a todos los archivos del informe), la versión, la fecha de emisión, el número de página y la indicación de la cantidad total de páginas del documento. Los Anexos de los informes deberán tener una carátula y hojas, las que deberán tener el nombre del contrato, el título del informe, indicación del Anexo al que corresponden, un código (que identifique a todos los archivos del informe), la versión, la fecha de emisión, el número de página y la indicación de la cantidad total de páginas del Anexo. Toda la documentación será presentada para aprobación de TRANSENER y CAMMESA. A efectos de facilitar el análisis y revisión de los informes técnicos, en el CD del informe en versión electrónica, se deberán suministrar además todos los archivos de trabajo utilizados para la reproducción de las simulaciones con el software PSS/E 26.2. De los estudios de flujo de carga deberán suministrarse todos los archivos *.sav correspondientes a todos los casos presentados. Con respecto a los estudios de estabilidad transitoria deberán suministrarse los casos prefalla (*.sav prefalla), los archivos con datos de los modelos utilizados (*.obj y *.dyr), archivos snap (*.snp), archivos *.idv de las contingencias simuladas y archivos de las salidas obtenidas (archivos de flujo postfalla, *.out, *.pdv, etc.). Para todos los estudios deberán



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suministrarse todos los archivos necesarios como para poder volver a realizar las simulaciones presentadas. Junto con la presentación de cada informe (ya sea final o preliminar), el Grupo Consultor deberá presentar un documento de control de versiones y de cambios. Este documento deberá contener un listado de la totalidad de los informes emitidos por el Grupo Consultor, debiendo indicar como mínimo para cada uno el título del informe, el código, la versión, la fecha de emisión, estado de aprobación (aprobado, no aprobado, para evaluación) y un resumen de los principales cambios o modificaciones realizados con respecto a versiones anteriores de un mismo informe. Dicho listado deberá estar ordenado por título del informe o código y luego por fecha de emisión.

9. Duración de los estudios El término de duración del contrato de estudios es de 15 (QUINCE) meses, contados a partir de la fecha de firma del contrato. La ejecución de los estudios se iniciará una vez recibida la orden de comenzar y se cuente con la aprobación de CAMMESA y TRANSENER del Plan de Calidad del estudio.

10. Lugar de ejecución En caso que el Grupo Consultor tenga su sede principal en una ciudad diferente a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, éste deberá disponer de un mecanismo mediante el cual va a operar para garantizar la interlocución directa, oportuna y con el nivel técnico – administrativo requerido por parte del COMITENTE, CAMMESA y TRANSENER. Igualmente deberá especificar la dirección de contacto, teléfono/s y fax de la sede en la cual realizará las actividades propias del del contrato para el envío de las comunicaciones. El mecanismo bajo el cual se operará deberá ser descripto en la propuesta y en caso que el mismo no sea satisfactorio para el COMITENTE, podrá pedir al Grupo Consultor que resulte adjudicado la modificación del mismo. Sólo si existe un acuerdo final sobre el mecanismo operativo se podrá firmar el contrato.

11. Propiedad de los trabajos Los resultados de los análisis, bases de datos, especificaciones técnicas y, en general, los trabajos realizados durante y para la ejecución de este contrato, serán de exclusiva propiedad del COMITÉ DE EJECUCIÓN y podrán ser utilizados por TRANSENER y CAMMESA.

12. Idioma Todas las comunicaciones, presentaciones e informes derivadas de la ejecución de este contrato serán redactadas en idioma español. Los documentos presentados en idiomas diferentes no serán evaluados para su aceptación.



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13. Supervisión y coordinación Atento a las características particulares de estos estudios, si bien la responsabilidad del CONTRATISTA COM frente al COMITENTE, se mantiene en los términos contractuales, se establecerá una vinculación directa del Grupo Consultor con TRANSENER S.A. y con CAMMESA, quienes serán los encargados de supervisar y coordinar todos los trabajos. Se priorizará el uso del correo electrónico para lo cual el Grupo Consultor, TRANSENER y CAMMESA deberán establecer como mínimo dos destinatarios cada uno, los cuales serán responsables de las comunicaciones desde y hacia sus respectivas organizaciones. Los informes preliminares, consultas técnicas, las opiniones sobre informes preliminares y las convocatorias a reuniones se realizarán por correo electrónico. Quincenalmente, el Grupo Consultor deberá enviar por correo electrónico un breve informe de avance indicando las tareas realizadas en dicha quincena (estudios realizados, casos analizados, etc.) así como también las tareas restantes para finalizar con cada tramo o fase de estudio. En caso que el Grupo Consultor requiriese de alguna información u opinión técnica de TRANSENER o de CAMMESA para poder continuar con su trabajo, deberá presentar la correspondiente solicitud emitiendo una copia para el COMITENTE. De acuerdo al grado de avance e informes presentados TRANSENER S.A. o CAMMESA, en forma debidamente justificada, podrán solicitar al Grupo Consultor la presentación de informes preliminares o la realización de reuniones. En forma previa al inicio de cada fase del estudio se realizará una reunión de coordinación. En particular, en forma previa al inicio de los estudios de la primer fase, deberá realizarse una reunión a la que deberán concurrir el COMITENTE, el Grupo Consultor, TRANSENER y CAMMESA, en la cual como mínimo se deberán tratar los siguientes puntos:

• Establecimiento de los destinatarios de las comunicaciones por correo electrónico.

• Suministro de las bases de datos para estudios por parte de TRANSENER y CAMMESA.

• El Grupo Consultor presentará para su aprobación el Plan de Aseguramiento de Calidad del estudio.

El informe final de cada tramo de estudio deberá estar concluido y presentado para su evaluación al finalizar el período correspondiente de acuerdo al cronograma aprobado. Dentro de los diez días hábiles de presentado el informe final de cada tramo de estudios deberá preverse la realización de una reunión para presentación de los resultados obtenidos y para efectuar aclaraciones que contribuyan a una mejor evaluación del informe.



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TRANSENER y CAMMESA realizarán la evaluación de los informes finales de cada tramo de estudios dentro de los 15 (QUINCE) días hábiles de presentado el informe. Si en algún caso la evaluación de un informe final diera por resultado no aprobado, el Grupo Consultor deberá efectuar las correcciones y/o modificaciones y/o analizar casos faltantes o adicionales que TRANSENER o CAMMESA estimen necesarios. Esto dará lugar a una nueva versión de dicho informe final cuyo plazo de realización y fecha de presentación para evaluación será acordado oportunamente. De acuerdo al grado de avance e informes presentados, TRANSENER o CAMMESA, en forma debidamente justificada, podrán solicitar al Grupo Consultor la presentación de informes preliminares o la realización de reuniones. Para ello TRANSENER o CAMMESA deberá notificar al Grupo Consultor con no menos de cuatro días hábiles de antelación.

14. Perfil requerido del Grupo Consultor El perfil deseado del Grupo Consultor es el de una asociación de Consultoras que conformen para el presente proyecto un equipo de expertos en relación con los siguientes aspectos de interés:

IT-1: Estudios de “Etapa 2” (Procedimiento Técnico N° 1 de CAMMESA) de proyectos del SADI habilitados comercialmente hasta el año 2005, que hayan involucrado estudios detallados de límites operativos y determinación de acciones de DAG y otros recursos automáticos de estabilización y control, vinculados con automatismos de alguno de los siguientes sistemas:

o DAG Comahue (proyectos de implementación en sistema de transmisión con tres líneas o actualización con Cuarta Línea);

o Sistema de Supervisión y Control Inteligente de la ET El Bracho (DAG NOA);

o DAG/DAD NEA, proyectos vinculados a Garabí I ó Garabí II. o También, se considerarán válidos como antecedentes los estudios

aprobados de “Etapa 1” correspondientes a la ampliación de 500 kV Choele Choel-Puerto Madryn.

Se tendrá en cuenta la calidad de los estudios realizados, el conocimiento actualizado e integral del SADI; y, habida cuenta de las limitaciones en el tiempo disponible para la realización de los estudios del presente Contrato, la eficacia obtenida en la aprobación de los Informes, considerando el número de revisiones que haya resultado necesario en cada caso. IT-2: Implementación operativa y física de las acciones de control y de los

sistemas físicos de los automatismos necesarios, respectivamente, para los estudios indicados en IT-1. IT-3: Expertos internacionales en la aplicación de “special protection schemes”

(SPS), “remedial action scheme” (RAS), “system protection”, “wide-area protection” o “Wide-Area Control System” (WACS), preferentemente ante contingencias simples y con sistemas modernos de determinación de acciones automáticas de control en tiempo real, por ejemplo, haciendo uso de sincrofasores, con antecedentes y experiencia concreta en sistemas de energía eléctrica con una capacidad instalada superior a los 35 000 MW.



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IT-4: Expertos en la realización de estudios de estabilidad dinámica y ajuste de estabilizadores para grandes sistemas, preferentemente con antecedentes de estudios realizados en esta disciplina para el SADI (por ej., implementación de los trabajos ordenados por la Res. S.E. N° 285/94 e implementados por CAMMESA) y con conocimientos de fortalezas y debilidades de la Base de Datos Dinámica del SADI. Software adecuado para el tamaño del problema a estudiar. IT-5: Experiencias en estudios de colapso de tensión, de resolución de

problemas de control de tensión y de resonancia subsincrónica; especificación de compensación serie convencional y controlada, SVC, STATCOM, FACTS, contramedidas de resonancia subsincrónica, así como también en estudios para el control del impacto por la inserción de estos equipos en el sistema, con antecedentes y experiencia concreta en sistemas de energía eléctrica con una capacidad instalada superior a los 35 000 MW. IT-6: Comprensión del problema planteado en los presentes términos de

referencia, enfoque y propuesta metodológica para el desarrollo de los estudios, experiencias anteriores aplicables y software que se utilizará. IT-7: Expertos internacionales en temas de escasa experiencia en el SADI;

adecuación óptima de la integración local/internacional del grupo de estudios; solvencia y antecedentes de las empresas que conforman el Grupo Consultor.

15. Perfil y dedicación mínima del personal afectado a los estudios El Grupo Consultor deberá afectar a la realización de los estudios un grupo básico de profesionales que como mínimo deberá estar integrado por un Líder de Proyecto y dos expertos temáticos para los que se especifica el perfil mínimo requerido en materia de educación y experiencia. El grupo básico que se presente no podrá ser cambiado sin previa autorización del supervisor del contrato designado por el COMITENTE para tal fin. La propuesta que no especifique quién actuará en carácter de Líder de Proyecto no será evaluada. La experiencia específica y dedicación requeridas será la siguiente: Líder de proyecto Graduado en Ingeniería Eléctrica con especialización en Sistemas de Potencia. Deberá ser un Experto Internacional de trayectoria reconocida con no menos de 15 años de ejercicio profesional y amplia experiencia en los temas relacionados con los estudios requeridos. Adicionalmente deberá acreditar haber ocupado algún cargo directivo o haber conducido proyectos relacionados con los objetivos de los estudios requeridos. Se valorizará muy especialmente el haber desempeñado funciones en compañías de electricidad en las áreas de operación y/o planeamiento de sistemas interconectados y el tener conocimientos del idioma español. Deberá comprometer una dedicación mínima al proyecto del 50%, compromiso que deberá manifestar expresamente en la propuesta. Experto I Experto Internacional graduado en Ingeniería Eléctrica con 10 años de experiencia en el uso de simuladores de sistemas de potencia para el desarrollo de estudios de



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estabilidad transitoria, oscilatoria, de tensión y frecuencia, similares a los requeridos en los estudios descriptos en los términos de referencia. Deberá contar con antecedentes suficientes en la realización de estudios de similar naturaleza a los requeridos, en el diseño de esquemas de control de emergencia y de protección de sistema contra contingencias simples, modernas tecnologías de transmisión basadas en el uso intensivo de la electrónica de potencia y en la integración de bases de datos y modelos de equipamientos a diferentes plataformas de software. Deberá comprometer una dedicación mínima al proyecto del 100%, compromiso que deberá manifestar expresamente en la propuesta. Se valorizará muy especialmente que tenga conocimientos del idioma español. Experto II Graduado en Ingeniería Eléctrica con 10 años de experiencia en la realización de estudios de sistemas de potencia relacionados con el diseño e implementación de soluciones especiales para el incremento de la capacidad de transporte de los sistemas de transmisión en base a automatismos especiales, como sería el caso de los sistemas DAG/DAD, que son de amplia difusión en Argentina. Adicionalmente deberá acreditar un profundo conocimiento de la problemática de las redes eléctricas del SADI, buenos conocimientos del entorno local y regional y dominio del idioma español. Deberá comprometer una dedicación mínima al proyecto del 100%, compromiso que deberá manifestar expresamente en la propuesta. Es importante destacar que en la evaluación técnica de la propuesta sólo se considerará la experiencia y calificación técnica de los tres profesionales requeridos, y no la de otros que eventualmente se propongan para asistir a los anteriores. Se tendrá muy en cuenta en la evaluación la cantidad y duración de las misiones de trabajo que tengan previsto cumplir en Buenos Aires para favorecer la labor conjunta con los profesionales de TRANSENER y CAMMESA que tendrán a su cargo la supervisión de la ejecución de los estudios, cuando se trate de consultoras y profesionales extranjeros.

16. Evaluación Técnica de las Propuestas En línea con el perfil requerido del Grupo Consultor, la Evaluación Técnica de las Propuestas considerará los aspectos que se indican en la Tabla IV, que se valorizarán a partir de la documentación que aporte el Oferente, con el puntaje máximo establecido en la misma para cada aspecto. Se asigna al Grupo Consultor óptimo un puntaje de 100. Todas aquellas propuestas que no superen los 70 puntos serán descartadas. El COMITENTE realizará la evaluación de las ofertas con el asesoramiento de profesionales expertos de TRANSENER S.A. y CAMMESA. El Grupo Consultor deberá presentar el Organigrama de su Equipo de Trabajo para el presente proyecto y los respectivos CV, que permitan acreditar la experiencia especifica de sus integrantes para los distintos ítem calificados. Deberá tenerse en cuenta que los antecedentes de las Consultoras no son aplicables a sus profesionales, si ellos no han intervenido en proyectos que garanticen su experiencia.



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Tabla IV – Calificación del Grupo Consultor, Equipo de Trabajo y Propuesta

N° Aspecto calificable Puntaje

IT-1

Experiencia del equipo local del Grupo Consultor en la realización de estudios de “Etapa 2” del SADI, para los proyectos detallados en 14, vinculados con el diseño y ajustes de los automatismos indicados del SADI.

20

IT-2 Implementación operativa y física de las acciones de control y de los automatismos necesarios para los estudios precedentes.

10

IT-3

Expertos internacionales en la aplicación de “special protection schemes” (SPS), preferentemente ante contingencias simples y con sistemas modernos de determinación de acciones automáticas de control en tiempo real, por ejemplo, haciendo uso de sincrofasores.

20

IT-4

Expertos en la realización de estudios de estabilidad dinámica y ajuste de estabilizadores para grandes sistemas, preferentemente con antecedentes de estudios realizados en esta disciplina para el SADI y con conocimientos de fortalezas y debilidades de la Base de Datos Dinámica del SADI.

10

IT-5

Estudios de colapso de tensión, de resolución de problemas de control de tensión, de resonancia subsincrónica; especificación de compensación serie y shunt convencional, de FACTS, así como también en estudios para el control del impacto por la inserción de estos equipos en el sistema.

10

IT-6

Comprensión del problema planteado en los presentes términos de referencia, enfoque y propuesta metodológica para el desarrollo de los estudios, experiencias anteriores aplicables y software que se utilizará

15

IT-7

Expertos internacionales en temas de escasa experiencia en el SADI; adecuación óptima de la integración local/internacional del grupo de estudios; solvencia y antecedentes de las empresas que conforman el Grupo Grupo Consultor.

15

100 Se reitera que en etapa de preparación de ofertas, cualquier oferente que acredite su condición de tal al haber efectuado la compra del Pliego, podrá solicitar al COMITÉ DE EJECUCIÓN su opinión y/o aprobación para un determinado Grupo Consultor, presentando para ello toda la documentación que permita tal análisis. En caso que un Oferente no suministre la información necesaria para la aprobación de este Grupo Consultor, puede ser causal de desestimación de la oferta. En la etapa de análisis de oferta, en caso que un Grupo Consultor no califique técnicamente el Oferente tendrá una sola oportunidad de reemplazar a su Grupo Consultor en el plazo que a tal efecto establezca el COMITENTE.

17. Referencias



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[1] Procedimiento Técnico Nº 1 de CAMMESA, “Los Procedimientos”, Versión XX, Procedimientos para la Programación de la Operación el Despacho y el Cálculo de Precios (Conjunto de Normas que reglan el funcionamiento del Mercado Eléctrico); http://memnet2.cammesa.com/inicio.nsf/marconormativa .

[2] “Reglamento de Diseño y Calidad del Sistema de Transporte En Alta Tensión”, Anexo 16 de “Los Procedimientos” (Reglamentaciones del Sistema de Transporte), http://memnet2.cammesa.com/inicio.nsf/marconormativa .

[3] CIGRE Working Group 34.08, “Isolation and Restoration Policies against System Collapse”, June 2001.

[4] CIGRE, Working Group 38.03, “Power System Reliability Analysis. Application Guide”, 1987.

[5] P.M. Anderson, B.K. LeReverend, “Industry Experience with Special Protection Schemes”, IEEE/CIGRE Committee Report, IEEE Trans. on Power Systems, Vol. 11, No. 3, August 1996, pp. 1166-1179.

[6] CIGRE, Task Force 38.02.19, “System protection schemes in power networks”, Technical Brochure REF. 187, 2001.



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ANEXO 1

ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DAG EXISTENTES EN LA RED DE TRANSENER

1. Introducción Para comprender cabalmente la importancia de los Sistemas DAG instalados en la red de 500kV del SADI y, dentro de ellos, los sistemas de comunicación dedicados a esa función, es necesario entender la filosofía de los mismos y la forma en la que están implementados. En rigor, aunque es normal hablar de tres Sistemas DAG (Comahue, NEA y NOA), no se trata de tres sistemas independientes, sino que los mismos guardan relación funcional entre sí y con un Sistema DAT (Disminución Automática de Transmisión), implementado para accionar bajo ciertas condiciones de los vínculos entre las Estaciones Ezeiza y Rodríguez. Por otra parte, el Sistema DAG NEA contiene una vinculación con un Sistema DAD (Desconexión Automática de Demanda), previsto para operar en relación con los vínculos de transmisión entre la Estación Rincón de Santa María y la Estación Convertidora Garabí, a través de la cual se lleva a cabo la exportación de energía eléctrica a Brasil. Asimismo, el Sistema DAG NOA además de tomar acciones sobre la generación conectada en la ET El Bracho y de monitorear magnitudes eléctricas de interés y variables de configuración de la Estación, en tiempo real puede tomar acciones como las de vincular barras de 132 kV o desconectar transformadores instalados en la Estación El Bracho. Estos simples enunciados permiten inferir la cantidad y complejidad de los sistemas de comunicación necesarios para llevar a cabo acciones absolutamente imprescindibles para mantener la estabilidad del sistema de potencia, en el que un máximo aprovechamiento de los vínculos de transporte de energía eléctrica significa que se opere muy cerca de sus límites de estabilidad. Es claro que la prevista y necesaria evolución de la red de 500kV, implicará con seguridad la modificación de los actuales Sistemas DAG. Esa modificación podrá llevarse a cabo sin cambios en la filosofía o con cambios más o menos importantes de la misma, pero en todo caso no será en detrimento de las exigencias de confiabilidad de los vínculos de comunicación, sino, por el contrario, dichas exigencias se verán aumentadas. En lo que sigue se expondrá la filosofía de los actuales sistemas DAG, para seguir luego con una descripción de cada una de las implementaciones. 2. Filosofía de los Sistemas DAG actuales La filosofía de los actuales Sistemas DAG, incluyendo la interacción entre ellos y con los Sistemas DAT y DAD, está basada en una lógica combinacional de estados de la red, estados de generación y pérdidas accidentales de vínculos de transmisión, conjuntamente con análisis predictivos de efectos y soluciones para evitar efectos indeseables. Es decir, se llevan a cabo estudios considerando combinaciones de estados operativos de la red, estados de generación y eventos de salidas de servicio intempestivas de vínculos de transmisión. De esos estudios predictivos surgen aquellas combinaciones que provocan peligro de pérdida de estabilidad del sistema de



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potencia u otra situación inadmisible, así como las medidas de desconexión de generadores capaces de eliminar dicho riesgo, entre otras acciones posibles. Esas combinaciones y la generación específica a eliminar en cada caso son cargadas entonces a un equipo de procesamiento central de cada uno de los tres Sistemas DAG. Este equipo de procesamiento central recibe periódicamente la información sobre el estado de la red y el estado de generación, a través de PLCs (Controladores Lógicos Programables) instalados en las Estaciones de transmisión y en las Centrales Generadoras, usando medios de comunicación adecuados. Por otra parte, los PLCs de las Estaciones (caso de la DAG Comahue) reciben periódicamente instrucciones del equipo de procesamiento central, en cuanto al tipo de señal DAG a emitir para cada tipo de evento de desenganche intempestivo de línea detectado en la Estación en cuestión. Esas señales DAG son encaminadas hacia las centrales generadoras, cuyos propios PLC han sido instruidos por el equipo de procesamiento central en cuanto a los generadores a desconectar para cada tipo de señal DAG recibida. En el caso de la DAG NEA, el PLC de la Estación Rincón de Santa María es el único encargado de encaminar a las centrales generadoras las señales DAG del nivel que corresponda; para ello recibe de los PLC de las Estaciones restantes la información inmediata de las líneas que salen de servicio en forma intempestiva. Análogamente, en el caso de la DAG NOA, el equipo tipo Teleprotección de la Estación El Bracho es el que encamina las señales DAG a las centrales generadoras, previa recepción desde las restantes Estaciones la información sobre las salidas de servicio intempestivas de líneas. Es claro que la descripción hecha está simplificada y su único objeto es describir la filosofía general. En realidad existen otras señales de información cruzadas entre los tres Sistemas DAG y algunas señales de desconexión también cruzadas, así como interacciones con los Sistemas DAT y DAD, pero ello será descripto más adelante. 3. El criterio de Confiabilidad en los Sistemas DAG actuales En Sistemas DAG actuales, el criterio de Confiabilidad adoptado da prioridad a la Dependibilidad en detrimento de la Seguridad. Sintéticamente, ello implica que se prefiere disminuir el riesgo de que no se transmita una señal DAG cuando la misma es necesaria, a costa de aumentar el riesgo de que se produzcan señales DAG espurias. Es bien conocida que ello se logra con duplicación de equipamiento y lógica “O”. En este caso se han adoptado para las señales DAG sistemas de comunicación duplicados y se han duplicado también los procesadores centrales. En cambio, no se han duplicado los PLC de Estaciones, ya que los PLC de las Estaciones de los dos extremos de una línea, ambos, están en condiciones de detectar la salida de servicio intempestiva de la misma. No están duplicados los caminos de comunicación entre los procesadores centrales y los PLC de Estaciones y de centrales generadoras dedicados a la información de estados y a la programación del nivel de señal DAG a ser emitido frente a un dado evento. En esas condiciones, la señal DAG que se emite por default es una señal DAG del nivel más elevado para salidas de servicio de una sola línea y del nivel absoluto más elevado en caso de salidas de servicio de dos líneas que funcionan en paralelo. Es decir, cuando los PLC de las Estaciones pierden la comunicación con los procesadores centrales, se prefiere sacar de servicio generación en exceso, antes que no sacar de servicio generación frente a un evento de pérdida intempestiva de una o



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más líneas. Esto es congruente con el criterio de priorizar la Dependibilidad por sobre la Seguridad. 4. Implementación de los Sistemas DAG actuales 4.1. DAG Comahue 4.1.1. Descripción general La DAG Comahue, también denominada Super DAG II, es una DAG prevista para desconectar automáticamente generación en diversas Centrales del área Comahue al producirse una falla simple, es decir la pérdida intempestiva por cualquier causa de un tramo de línea o capacitor serie en el Corredor El Chocón – Ezeiza, o un tramo de línea o capacitor serie en el corredor Piedra del Águila, Chocón Oeste – Abasto, o una falla doble, es decir la pérdida intempestiva por cualquier causa de dos tramos paralelos de ambos corredores, incluyendo los dos tramos que vinculan a la Estación Choele Choel con la ET piedra del Águila y Chocón Oeste. La DAG Comahue tiene los siguientes dos propósitos: a) Ante falla simple estabiliza el sistema con las menores restricciones de despacho

posibles, permitiendo transmitir una potencia mayor a expensas de un volumen de DAG adecuado para cada condición de red (condiciones de ambos corredores) y de generación.

b) Ante falla doble permite que por el corredor que sigue en servicio se sigan transmitiendo potencias superiores a los 2000 MW.

El Control Maestro (procesador centra), instalado en la Estación Chocón Oeste, decide automáticamente la generación a desconectar y las Centrales donde se desconectará, con la información transmitida por los Controladores Lógicos Programables (PLC) instalados en 13 Estaciones Transformadoras y en 8 Centrales generadoras, y sobre la base de un programa que resulta de los estudios predictivos. Cada PLC de Estación recibe información de la apertura de interruptores de la misma. Sobre la base del estado previo y la apertura producida determina el tipo de evento que se produjo. Cada tipo de evento detectado en una Estación tiene un tipo de señal DAG asociado, el cual es determinado por el Control Maestro e informado al PLC de la Estación. Los PLC de Estación, excepto los de la ET Macachín, emiten alguna de las tres posibles tipos de señales DAG: DAG 1, DAG 2 o DAG 3, que corresponden a contingencias de distinta gravedad. DAG 1 y DAG 2 corresponden siempre a falla simple. DAG 3 corresponde a falla doble. La función del PLC de la Estación Macachín es transmitir señales a las Estaciones Puelches o Henderson, según el caso, de modo de permitir a los PLC de esas Estaciones actuar como si estuvieran vinculadas sin la Estación Macachín intermadia. A las señales DAG 1, DAG 2 y DAG 3 descriptas, hay adicionada una señal DAG 4, emitida exclusivamente por PLC especiales de las ET Ezeiza y Rodriguez, denominados PLC Comahue y NEA respectivamente, que corresponden a condiciones de falla en el corredor Ezeiza – Rodríguez que describiremos más adelante. Las señales DAG efectivamente originadas en las Estaciones son transmitidas inmediatamente, pasando por un equipo repetidor instalado en la ET Chocón Oeste, a los 7 PLC de Centrales generadoras, que desconectarán los generadores cuya selección les ha transmitido el Control Maestro de acuerdo al nivel de señal DAG recibida.



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Debemos hacer notar que el proceso descripto corresponde a la modalidad automática, es decir, cuando el tipo de señal DAG a emitir para cada evento y los generadores a desconectar para cada nivel de señal DAG pueden ser efectivamente informados por el Control Maestro a los respectivos PLC. En la modalidad manual, por default, los PLC de Estación emiten siempre DAG 2 para falla simple y DAG 3 a falla doble.. También en modalidad manual, las máquinas a desconectar son configuradas por el personal de operación de cada Central, de acuerdo a indicaciones del Centro de Operaciones del Transporte (COT). 4.1.2. PLC de Estación Las siguientes Estaciones Transformadoras tienen instalados PLC para DAG: Piedra del Águila Chocón Oeste El Chocón Cerrito de la Costa Puelches Macachín Henderson Ezeiza General Rodríguez Choele Choel Bahía Blanca Olavarría Abasto

El PLC de cada Estación es único, es decir, no está duplicado. Este criterio se adoptó bajo la premisa que cada evento de salida intempestiva de línea es detectado por los PLC de las Estaciones de ambos extremos. No obstante, el PLC de cada Estación transmite la señal DAG que corresponda por dos caminos de comunicación diferentes, en cada uno de los cuales está instalado un equipo tipo Teleprotección, para configurar la señal de comunicación que corresponda. A su vez, el PLC de cada Estación recibe el programa de señal DAG desde la Estación Maestra y le informa a dicha Estación Maestra el estado de la Estación en cuestión, mediante un único camino de comunicación. Los eventos que detectan los PLC de Estación son en general salidas de servicio de líneas, aunque en algunos casos como el de las Estaciones Puelches y Henderson, también se detecta el puenteo de los capacitores de compensación serie. Algunos PLC de Estación tiene ciertas funciones distintas a la DAG. Esas funciones se denominan Recursos de Control Post Falla (RCPF) y su disparo se produce luego de la detección de una falla doble. El programa de la Estación Cerrito de la Costa no efectúa emisión de DAG, sino genera un comando de desconexión del transformador 500/132kV de Planicie Banderita ante la pérdida del vínculo físico entre la línea Cerrito de la Costa y las líneas Chocón – Puelches 1 y Chocón – Puelches 2. En el caso de la ET Macachín, como hemos visto, la función del PLC es transmitir señales a las Estaciones Puelches o Henderson, según el caso, de modo de permitir a los PLC de esas Estaciones actuar como si estuvieran vinculadas sin la Estación Macachín intermedia. 4.1.3. PLC de Centrales Generadoras



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Las siguientes Centrales Generadoras tienen instalados PLC para DAG: Alicurá Piedra del Águila Pichi Picún Leufú Agua del Cajón El Chocón Planicie Banderita Loma de la Lata Piedrabuena

El PLC de cada Central Generadora no está duplicado, pero recibe la señal DAG que corresponda a través de dos caminos de comunicación diferentes, en los que están intercalados sendos equipos tipo Teleprotección, para convertir la señal de comunicaciones en una señal lógica para el PLC. El camino de comunicaciones para programación de los PLC desde el Control Maestro y para la información del estado de la Central a dicho Control Maestro es único. 4.1.4. Los vínculos de comunicación para envío de las señales DAG Estos caminos desde cada PLC de Estación hasta la Estación Chocón Oeste están duplicados y tienen las siguientes características: En el Corredor Norte, ambos caminos de comunicación son por Onda Portadora y los PLC entran con las frecuencias asignadas por intermedio de equipos de Teleprotección NSD 61 de BBC. En el Corredor Sur, uno de los caminos de comunicación es por Onda Portadora y el otro es por Fibra Óptica. En ambos casos se utilizan también los NSD 61. Entre las Estaciones Chocón y Chocón Oeste se utiliza para ambos vínculos del Corredor Norte SHF con NSD 61, mientras que entre las Estaciones Choele Choel y Chocón Oeste, para el caso del Corredor Sur, los enlaces son mediante Onda Portadora y NSD 61. Esas señales DAG se retransmiten desde la ET Chocón Oeste, donde se utilizan equipos de Teleprotección NSD 70 de ABB, hasta las Centrales Generadoras, por medio de diversos medios, que incluyen UHF, SHF, MOD y Fibra Óptica. En algunas centrales las señales de comunicación son convertidas en señales lógicas por medio de equipos NSD 70 y en otras mediante equipos TPC 1. 4.1.5. Los vínculos de comunicación entre los PLC y la Estación Maestra Estas comunicaciones se utilizan para programar los PLC y para que los PLC puedan informar los estados a la Estación Maestra. Tanto en el Corredor Norte como en el Corredor Sur, este vínculo es único y está realizado mediante Onda Portadora y Modem. Entre la ET Chocón Oeste y la ET Chocón la comunicación es mediante UHF, y entre Chocón Oeste y Cerrito de la Costa es mediante SHF, en todos los casos con los correspondientes Modem. Entre la ET Chocón Oeste y las diversas Centrales Generadoras hay vínculos variados, incluyendo UHF, FO, MOD, SHF y MO. 4.1.6. La Estación Maestra



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La Estación Maestra (procesador central) está situada en la ET Chocón Oeste y está implementada mediante cuatro PC tipo Pentium, agrupadas de a pares. Su función conjunta es supervisar todo el conjunto de Estaciones Transformadoras y Centrales Generadoras y de asignar los niveles de señal DAG que deben emitir los PLC de Estaciones y las máquinas a desconectar para cada señal DAG que reciban los PLC de Centrales. En cada par de computadoras hay asignadas funciones. Una de ellas hace el procesamiento de los datos recibidos y asigna los niveles de señal DAG y las máquinas a desconectar; la otra lleva a cabo el gerenciamiento de las comunicaciones. La condición de alto nivel de Dependibilidad está asegurada por los dos pares de computadoras con la misma función. La Estación Maestra recibe datos desde los 12 de los 13 PLCs de Estación y desde los 8 PLCs de Central Generadora. Los principales datos que recibe de los PLCs de Estación son: Estado de conexión de las líneas que convergen a la Estación. Potencias transmitidas por las líneas para el cálculo de exportación del área

Comahue. Estado de los capacitores serie (puenteado o en servicio).

Los principales datos que recibe de los PLC de Central Generadora son: Estado de los resistores de frenado dinámico. Estado de conexión de las máquinas. Potencia generada por cada máquina.

4.1.7. Integración con la DAG NOA Dado que existen límites de estabilidad cruzados entre los subsistemas Comahue y NOA, ambos Sistemas DAG deben compartir información, formando un sistema integrado. La DAG NOA necesita para su procesamiento, como veremos más adelante: La Demanda Bruta del SADI (incluyendo la exportación a Brasil). El volumen de DAG (potencia a ser desconectada) asignado a la señal DAG 3 en

la DAG Comahue. Intercambio de potencia entre NOA Norte y NOA Centro.

Hay entonces un intercambio de información entre la DAG Comahue y la DAG NOA: La Estación Maestra de la DAG NOA toma la información sobre el efecto de la señal DAG 3 de Comahue; la Estación de Trabajo del COT le envía a la Estación Maestra de la DAG Comahue la Demanda Bruta del SADI. Este intercambio de información se realiza respectivamente mediante un Enlace Advance entre la ET Chocón Oeste y la ET El Bracho y equipos SWT500 F6 de Siemens, y mediante un Enlace Advance entre una Estación de Trabajo en el COT y la Estación Chocón Oeste. Lo descripto corresponde al funcionamiento de ambos Sistemas DAG en modalidad automática. Están específicadas las formas de transmitir la información en caso de que uno o ambos Sistemas DAG estén en modalidad manual. 4.2. DAG NEA 4.2.1. Descripción general



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Se trata en realidad de un automatismo DAG / DAD, es decir, combina una función de Desconexión Automática de Generación con una función de Desconexión Automática de Demanda. La función de este automatismo combinado es mantener la estabilidad y el control de frecuencia del SADI ante fallas simples del Corredor Gran Buenos Aires – Litoral – NEA, ante fallas simples o dobles en las líneas de 500kV Garabí – Rincón Santa María y/o ante pérdidas de bloques en las Estaciones Conversoras Garabí. En términos generales, esto se logra mediante la desconexión de generadores en el SADI (DAG) y la reducción de potencia circulante por las Estaciones Conversoras en Brasil (DAD). Para llevar a cabo esta función, la DAG NEA consta de los siguientes componentes, con funciones claramente diferenciadas: Un Control Maestro (o Estación Maestra), formado por dos Base Systems en

configuración redundante “hot-standby”, instalados en Rincón de Santa María. Dos PLC Maestros (en configuración redundante “hot standby”) instalados en la ET

Rincón de Santa María. Doce PLC de Estaciones Transformadoras, instalados en las ETs Salto Grande

Argentina, Salto Grande Uruguay, Colonia Elía, Campana, General Rodríguez, Ramallo, Rosario Oeste, Santo Tomé, Almafuerte, Romang, Resistencia y Paso de la Patria.

Seis PLC de Centrales Generadoras, instalados en las Centrales: Yacyretá, Salto Grande Argentina y Uruguay, AES Paraná, Costanera y Dock Sur.

Cinco Workstations (Estaciones de Trabajo Remotas) instaladas en: Sala de Control de la ET Rincón, Central Yacyretá, CAMMESA Rosario, COT, Ingeniería de Operación de TRANSENER en Buenos Aires.

El sincronismo de todo el sistema se realiza a través de un reloj satelital del sistema GPS. 4.2.2. Descripción del funcionamiento El Control Maestro NEA, situado en la ET Rincón de Santa María, está programado para supervisar la red a través de los PLC ubicados en las Estaciones Transformadoras y Centrales Generadoras antes indicadas. Mediante los datos que le transmiten esos PLC, el Control Maestro obtiene la configuración de la red, las potencias transportadas por las líneas y la potencia que está generando cada generador. Con ello y por medio de programas realizados mediante estudios predictivos, determina la información a enviar a los PLC ubicados en la ET Rincón y en las Centrales. La información que envía el Control Maestro a los PLC de la ET Rincón consiste en: Una Matriz de Disparo DAD, que les indica el nivel de DAD a enviar a la EC

Garabí, para cada tipo de evento que se produzca. Una Matriz de Disparo DAG, que les indica los niveles de DAG a enviar a cada

Central para cada evento que se produzca. La información que envía el Control Maestro a los PLC de las Centrales consiste en una Matriz de selección de Máquinas. Particularmente, en la Central Yacyretá el PLC de la Central puede recibir 4 órdenes de disparo diferentes (señales DAG), con las cuales dirige las órdenes a las máquinas según un elenco configurado vía la Estación de Trabajo de la Central. Cuando se produce un Evento de Estación Transformadora, consistente en la salida de servicio intempestiva de una línea, este es detectado por los PLC de las ET de ambos extremos, de modo que ambos lo informan a los PLC de la Estación Rincón.



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Estos PLC, si corresponde al evento, por un lado envían un disparo DAD a las Estaciones Conversoras del nivel asociado según la Matriz de Disparos DAD; por otro lado, también si corresponde, envían órdenes de disparo DAG a las Centrales del nivel que corresponda a la Matriz de Disparos DAG. La Centrales que reciben esas órdenes de disparo desconectan entonces las máquinas según su Matriz de Selección de Máquinas. Para que un evento detectado por un PLC de Estación esté habilitado para ser emitido hacia los PLC de la Estación Rincón, la línea en cuestión debe haber estado vinculada a alguna de las otras líneas y su potencia debe haber sido mayor que ±80 MW hasta 5 seg. antes de la llegada de la señal de apertura de interruptor. En la ET Salto Grande, la potencia de la línea Salto Grande – Santo Tomé debe superar los 200 MW para que se genere el envío del evento de salida de servicio de esta línea. Aparte de los datos mencionados, el Control Maestro de la DAG/DAD NEA necesita para procesar sus programas los siguientes datos: Volúmenes de las señales DAG 1 y DAG 2 seleccionados por el Control Maestro

de la DAG Comahue. Demanda Bruta del SADI.

4.2.3. Niveles de disparo DAD Los niveles de disparo DAD desde los PLC de la ET Rincón hacia las ECs Garabí representan valores fijos de disminución de la demanda en las ECs, esos valores son cuatro para cada EC, que pueden combinarse para definir hasta 15 volúmenes de DAD distintos. 4.2.4. Señales de disparo desde Garabí Las señales de disparo que los PLC de la ET Rincón reciben desde las ECs Garabí corresponden a “Runback” Garabí 1, “Runback” Garabí 2 (son reducciones de potencia mayores que 100 MW sin bloqueo de polos), Disparo Parcial de Garabí 1, Disparo Parcial de Garabí 2 (consisten en bloqueo definitivo de uno de los polos), Disparo Total Garabí 1, Disparo Total Garabí 2 (consisten en bloqueo definitivo de los dos polos). 4.2.5. Matrices DAG y DAD El Control Maestro NEA envía a los PLC las matrices DAG y DAD que correspondan al estado del sistema de ese momento. Las Matrices de Exportación son matrices DAG determinadas por estado de la exportación y que dan lugar a emisiones de señales DAG de acuerdo a eventos en el corredor de exportación. Las Matrices DAG y DAD por Eventos en el SADI corresponden a salidas de líneas del Corredor Gran Buenos Aires – Litoral – NEA. La primera corresponde a disparos a ser emitidos a Centrales Generadoras, la segunda corresponde a los “runback” a ser emitidos a las Estaciones Conversoras. 4.2.6. Disparos al Comahue A los efectos del cálculo, el Comahue se considera como una Central Virtual, cuyos generadores tienen valores de potencia iguales a los volúmenes de DAG ofrecidos.



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Para ello, el Control Maestro NEA recibe del Control Maestro Comahue los volúmenes de potencia ofrecidos por DAG 1, DAG 2 y DAG 4. 4.2.7. Sistema de comunicaciones La arquitectura está basada en el armado de varios canales ómnibus, incluso vía satélite, a través de los sistemas de comunicaciones de las empresas eléctricas, de forma de canalizar las comunicaciones entre los distintos PLC y entre los PLC y el Control Maestro. El Sistema de Comunicaciones está dividido en Sistemas Parciales, de tal modo cada dato de disparo de línea y cada señal DAG/DAD emitida tengan redundancia a través de dos distintos Sistemas Parciales. Sistema Parcial 1 Vincula a la ET Rincón con las Estaciones: Paso de la Patria Resistencia Romang Santo Tomé

Se utilizan canales de Onda Portadora. Entre Paso de la Patria y Resistencia se utilizan además canales de Microondas. Sistema Parcial 2 Vincula la ET Rincón con las Estaciones y Centrales: Salto Grande – Estación Margen Argentina Salto Grande - Central Margen Argentina Salto Grande – Central Margen Uruguay Salto Grande – Estación Margen Uruguay Colonia Elía

Se utilizan canales de Onda Portadora entre Rincón y Salto Grande y entre Salto Grande y Colonia Elía. La Estación Salto Grande – Margen Argentina se vincula con las Centrales Salto Grande – Márgenes Argentina y Uruguay mediante Fibra Óptica, con los correspondientes multiplexores. Desde allí, vía cable, se vincula la Estación Salto Grande – Margen Uruguay. Además de la redundancia provista por otros sistemas parciales para la transferencia de información de disparos y órdenes de disparo, se utilizan bandas de Onda Portadora para transferir disparos redundantes hacia el enlace vía satélite Rodríguez – Rincón. Sistema Parcial 3 Esta vinculación se efectúa a través de la conexión satelital Rodríguez – Rincón y enlaces de Microondas entre Rodríguez, Ezeiza y Costanera, además de bandas de Onda Portadora entre Rodríguez y Campana. De ese modo, quedan establecidos los vínculos entre la ET Rincón y las siguientes Estaciones y Centrales: Rodríguez Ezeiza Genelba Campana Costanera Dock Sur



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Los disparos al Comahue se realizan mediante el uso de Fibra Óptica entre Ezeiza – Abasto, Abasto – Piedra del Águila y un sistema de radio SDH entre Piedra del Águila y Chocón Oeste. Un sistema vía satélite transfiere un segundo sistema de disparos entre Rodríguez y Rincón, mediante el uso de equipamiento dedicado de teleprotección digital. Por esa misma vía se envían los disparos finales a las Centrales Generadoras en la zona de Buenos Aires. Sistema Parcial 4 Vincula la ET Rincón con las Estaciones y Centrales siguientes: Rosario Oeste Almafuerte Ramallo AES San Nicolás

Mediante vía satelital se establece un vínculo entre Rincón y Rosario Oeste. Se utilizan canales de Microondas entre Santo Tomé y Rosario Oeste, y de Fibra Óptica entre Rosario, Ramallo y San Nicolás. Se emplea un enlace de Onda Portadora entre Rosario Oeste y Almafuerte. Se utiliza también un enlace de Onda Portadora entre Ramallo y Rodríguez, para la transferencia de disparos de manera redundante al vínculo vía satélite situado en esta Estación. Sistema parcial 5 Comprende el vínculo de la ET Rincón con la Central Yacyretá. Se utiliza Fibra Óptica. 4.3. DAG NOA 4.3.1. Descripción general La DAG NOA es un Sistema de Supervisión y Control Inteligente, destinado a tomar acciones sobre la generación conectada en la ET El Bracho para garantizar la calidad y seguridad en la operación de la Estación, monitorear las magnitudes eléctricas de interés y las variables de configuración de la Estación para la adecuada supervisión de la operación, asegurar el control de la frecuencia del Área NOA, ante contingencias que produzcan su aislamiento respecto al resto del SADI y aumentar el límite de transporte que condiciona la exportación del Área NOA ante falla doble en el Área Comahue. La DAG NOA comprende fundamentalmente: Un Control Maestro (o Estación Maestra) instalado en la ET El Bracho. PLCs instalados en la propia ET El Bracho, en las Estaciones Recreo, Malvinas

Argentinas, Tucumán Norte y Cevil Pozo, y en las Centrales Térmicas San Miguel de Tucumán, Tucumán y Ave Fénix, vinculadas en 132kV a la ET El Bracho.

El PLC de la ET El Bracho recibe desde los PLC de las Centrales información del estado de máquinas de cada una de ellas, desde la RTU de la propia ET El Bracho el estado y configuración de la misma, y desde los PLC de las ET Recreo y Malvinas Argentinas el estado y configuración de las mismas, incluyendo el capacitor serie ubicado en la primera de ellas (en servicio o puenteado). 4.3.2. Funciones del equipamiento



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El equipamiento de la DAG NOA debe efectuar una acción DAG (Desconexión Automática de Generación) en las Centrales ya mencionadas, en caso de apertura del Corredor NOA – Centro en condiciones de exportación hacia el resto del SADI, con el objeto de efectuar un adecuado control de la frecuencia en el área que queda de ese modo aislada. También debe efectuar una acción DAG en esas Centrales en caso de una contingencia local en la ET El Bracho, como por ejemplo salida de servicio intempestiva de transformadores, para evitar que se sobrecarguen aquellos que queden en servicio. Asimismo debe realizar una acción DAG en las mismas Centrales ante fallas dobles en cualquiera de los dos Corredores de 500kV Comahue – Buenos Aires (DAG Comahue Nivel 3), con el objeto de mitigar los efectos de interdependencia entre ambos subsistemas. 4.3.3. Origen y camino de las señales DAG Las señales DAG asociadas a la apertura del Corredor NOA – Centro, se pueden originar en las ET Malvinas Argentinas, Recreo y El Bracho. Son captadas por los PLC de cada una de esas Estaciones y enviadas a un equipo tipo Teleprotección instalado en la ET El Bracho, desde allí se transmiten a equipos tipo Teleprotección instalados en cada una de las Centrales. El equipo tipo Teleprotección de cada Central envía la orden al PLC de la Central, el cual ha sido programado desde el PLC de la ET El Bracho para habilitar los relés de disparo de generadores que correspondan. La señal de DAG Nivel 3 del Área Comahue se recibe en la ET El Bracho a través de un canal de comunicaciones dedicado y equipos tipo Teleprotección instalados en la ET Chocón Oeste y en la ET El Bracho. Desde este último se envía la señal a los equipos tipo Teleprotección de las Centrales y de allí a los PLC correspondientes, los cuales la canalizan a los relés de disparos de máquina programados. En caso que el volumen de DAG programado sea distinto de cero y se esté operando con barras separadas en la ET El Bracho, el PLC de esta Estación también manda orden de cierre al acoplamiento de barras de 132kV. 4.3.4. Estación Maestra La Estación Maestra o Control Maestro, instalado en la ET El Bracho es el que debe decidir, de acuerdo a un programa basado en estudios predictivos, que acciones DAG llevar a cabo para cada evento que se produzca, de acuerdo a la configuración de la red, el estado de generación local, el volumen de DAG 3 del Comahue, la demanda total del SADI y el intercambio entre los subsistemas NOA y Centro. Para ello recibe la siguiente información: Estado de la red, desde las ET Recreo y Malvinas Argentinas, canalizada a través

del PLC de la ET El Bracho, y desde la propia ET El Bracho por el PLC de esa Estación.

Estado de generación de las Centrales, desde los PLC de cada una de ellas, canalizada a través del PLC de la ET El Bracho.

Volumen previsto de DAG 3 del Área Comahue, desde la ET Chocón Oeste. Demanda del intercambio entre los subsistemas NOA y Centro, desde el COT

situado en Rosario. Configuración de las ET de 132kV Cevil Pozo y Tucumán Norte, canalizada a

través del PLC de la ET El Bracho.



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Con esa información y con el programa basado en estudios predictivos, la Estación Maestra le envía al PLC de la ET El Bracho la matriz de acciones DAG para cada tipo de evento que se produzca. Las acciones DAG corresponden a los siguientes tipos de evento: Apertura de la línea Malvinas Argentinas – Recreo (señal L2) Apertura de la línea El Bracho – Recreo (señal L1) DAG de Nivel 3 en el Comahue (señal COM) Pérdida del Transformador T1BR (señal T1) Pérdida del Transformador T2BR (señal T2)

4.3.5. Control de sobrecargas en los transformadores de la ET El Bracho El sistema monitorea la carga de los transformadores y desconecta generación cuando se exceden determinados umbrales. Las órdenes de disparo son emitidas directamente por el PLC de la ET El Bracho, el cual realiza los cálculos necesarios y adopta decisiones sobre la base de la medición de magnitudes tomadas de los transformadores y el resto de la información local disponible como entrada al PLC, proveniente de la RTU de la Estación y de los PLC de Centrales. 4.3.6. Desenganche de transformadores de la ET EL Bracho Existen unidades preseleccionadas entre las que aportan al transformador analizado, que disparan ante la recepción de una señal emitida por la ocurrencia del evento. La lógica queda habilitada siempre que el flujo por el transformador sea de exportación. El sistema toma como valor de referencia para el volumen de DAG el flujo previo del transformador que salga intempestivamente de servicio. 4.3.7. Lógica local para el control de reactores El PLC de la ET El Bracho controla en forma local la operación de reactores de terciario de los transformadores T1BR y T2BR, mediante una lógica basada en la medición de tensión y frecuencia en las barras de 500kV. Este automatismo, que actúa como respaldo si la señal COM no hubiera desconectado los mismos, procede a la desconexión de dichos reactores cuando se detecta que la tensión se mantiene por debajo de cierto umbral y la frecuencia baja por debajo de cierto valor, todo durante un tiempo prefijado. El PLC de la ET Recreo también lleva a cabo una función similar de control de reactores. 4.3.8. Comunicaciones El vínculo de comunicaciones entre el PLC de la ET El Bracho y los PLC de las Centrales se realiza mediante Fibra Óptica. El vínculo de comunicaciones entre la ET El Bracho y las ET Recreo y Malvinas Argentinas se realiza mediante canales de Onda Portadora. Los enlaces entre la ET El Bracho y la ET Chocón Oeste y entre la ET El Bracho y el COT son satelitales. 4.4. Sistema DAT Ezeiza – Rodríguez 4.4.1. Descripción general



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El fundamento de este Sistema DAT (Disminución Automática de Transmisión) está dado por el hecho que la corriente transmitida por las dos líneas que conforman el Corredor Ezeiza – Rodríguez debe limitarse a valores que garanticen que el aumento de la temperatura de sus conductores no causen daños a los mismos. La salida de servicio intempestiva de una de las dos líneas del corredor en condición N podría provocar la sobrecarga de la línea que queda en servicio. En condición N-1, la apertura de la única línea en servicio partiría al SADI en dos islas con desequilibrios de generación y demanda en ambas. Para atenuar los efectos de tales situaciones, se puso en servicio un automatismo de control de transmisión DAT EZ-RD, que describimos a continuación. Este Sistema DAT tiene un Control Maestro DAT EZ-RD, instalado en la ET Ezeiza. Este Control Maestro está vinculado con dos PLC (PLC Comahue y PLC NEA) instalados respectivamente en las ET Ezeiza y ET Rodríguez. También está en red LAN con los Controles Maestros Comahue, NOA y NEA. El Control Maestro DAT EZ-RD calcula, a partir del límite informado por un Sistema de Determinación de Límite de Transmisión, el valor de DAT, expresado como DAG necesaria en el Área Comahue y la informa al Control Maestro Comahue, que a su vez la asigna a sus generadores como señal DAG 4. También dicho valor configura la DAD (Desconexión Automática de Demanda) a realizarse mediante “runback” en las Estaciones Conversoras de Garabí y la informa al Control Maestro NEA, el que asigna el “runback” asociado al denominado evento “L”. Cada señal de “runback” enviada a una de las EC de Garabí es una orden de reducción de potencia del valor asociado a la misma., pudiéndose enviar varias señales de “runback” simultáneas, para lograr una potencia igual a la suma requerida. La desconexión manual o automática de una de las dos líneas del Corredor Ezeiza – Rodríguez, si se produce mientras la transmisión excede un límite preestablecido, hace que los PLC Comahue y PLC NEA emitan una señal de evento “L”. Para que el evento L esté habilitado en cada PLC para ser emitido, la línea EZ-RD debe haber estado vinculada por lo menos a alguna de las otras líneas que salen de la Estación y su potencia debe haber sido mayor que 80 MW en uno u otro sentido hasta 5 s antes de la llegada de la señal de apertura de interruptor. En definitiva, el evento de pérdida de una línea del Corredor EZ-RD se genera cuando la línea pierde vinculación directa con todas las otras líneas y se cumplen las condiciones enunciadas. 4.4.2. PLCs de las ET Ezeiza y Rodríguez PLC DAT EZ-RD: Instalado en la ET Ezeiza, envía al Control Maestro DAT EZ-RD la información correspondiente de todos los equipos de playa y las potencias de cada línea considerada, así como de los eventos L y las alarmas asociadas. PLC Comahue: Instalado en la ET Ezeiza, recibe las señales que indican los disparos de los interruptores que pueden dar lugar al desenganche de una línea. Luego de validar esos datos, genera el evento L correspondiente a la pérdida de la línea y lo envía hacia los generadores del Comahue como señal DAG 4 y hacia la ET Rincón de Santa María como señal de evento L. PLC DAT EZ-RD: Instalado en la ET Rodríguez, envía al Control Maestro DAT EZ-RD la información correspondiente de todos los equipos de playa y las potencias de cada línea considerada, así como de los eventos L y las alarmas asociadas. PLC NEA: Instalado en la ET Rodríguez, recibe las señales que indican los disparos de los interruptores que pueden dar lugar al desenganche de una línea. Luego de validar esos datos, genera el evento L correspondiente a la pérdida de la línea y lo



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envía hacia los generadores del Comahue como señal DAG 4 y hacia la ET Rincón de Santa María como señal de evento L. En resumen, en cada una de las Estaciones hay un PLC que informa al Control Maestro el estado de cosas y un PLC que detecta el evento L, lo valida y lo envía a los generadores del Comahue (como DAG 4) y a la ET Rincón de Santa María (como evento L). 4.4.3. Sistema de Determinación del Límite de Transmisión Está compuesto por sensores ubicados en dos torres de retención de la línea Ezeiza – Rodríguez, una repetidora de radio, una unidad de recepción y una unidad de procesamiento, estas últimas ubicadas en la ET Ezeiza. Los sensores disponen de medidores de la tensión mecánica del conductor, temperatura ambiente y efecto de la radiación solar y el viento. La unidad de procesamiento efectúa el cálculo del límite de transmisión de la línea y lo comunica al Control Maestro DAT EZ-RD. Los sensores están ubicados solamente Ezeiza – Rodríguez 1, por ser esta la más exigida por su diseño. Para la línea Ezeiza – Rodríguez 2, se utilizan los mismos valores calculados para la otra. Los sistemas de radio para la transmisión de datos desde los sensores son alimentados por paneles solares. 4.4.4. Control Maestro DAT EZ-RD Se trata de una computadora instalada en la ET Ezeiza. Recolecta información de los PLC DAT de Ezeiza y Rodríguez, y del Sistema de Determinación del límite de Transmisión. Se comunica con los Controles Maestros Comahue y NEA, para indicar los volúmenes de DAG 4 y DAD respectivamente. 4.4.5. Medios de comunicación Entre ET Rodríguez y ET Rincón de Santa María: Enlace satelital. Entre ET Ezeiza y ET Rodríguez: Micro Ondas. Entre ET Ezeiza y ET Chocón Oeste se utilizan los vínculos de comunicación existentes por los Corredores Norte y Sur. 5. Conclusiones Filosofía de los Sistemas DAG, DAD y DAT Todos estos sistemas instalados actualmente en el SADI están basados en lógicas combinacionales de estados de la red, estados de la generación, eventos y estudios predictivos de efectos y medidas para evitar esos efectos. Criterio de Confiabilidad Se ha priorizado la Dependibilidad sobre la Seguridad. Ello significa que hay mucho mayor probabilidad de acciones DAG espurias que de acciones DAG fallidas. Relación con los Sistemas de Protección Las únicas contingencias dobles consideradas son las fallas simultáneas en las dos líneas de uno de los corredores Comahue – Buenos Aires. No están consideradas



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otras contingencias que signifiquen salidas de servicio simultáneas de dos o más líneas, por ejemplo por acciones incorrectas de los Sistemas de Protección. Dependencia de los medios de comunicación Los Sistemas DAG actuales dependen en sumo grado de las comunicaciones, las cuales están soportadas por vínculos extensos y muy variados. El problema más frecuente que pueden ocasionar se refiere a las señales DAG espurias, producidas por ejemplo por ruidos. No obstante, en los casos en los que no hay vínculos redundantes, también puede darse el caso de señales fallidas. Las tecnologías usadas en los equipos de combinación y en los equipos de Teleprotección abarcan una gama amplia, desde equipos antiguos con capacidad de autodiagnóstico muy reducida, hasta equipos modernos, con autochequeo permanente. En el primer caso, las pruebas periódicas resultan imprescindibles, aunque en el segundo caso tampoco se deberían descartar. Referencias [1] Orden de Servicio N° 15: “Operación de Recursos Estabilizantes del Corredor

Comahue – Buenos Aires – DAG Comahue” – Versión 9 – TRANSENER S. A.; Buenos Aires; junio de 2004.

[2] “Manual de los PLC de Estación” – TRANSENER S. A.- Buenos Aires; 2002. [3] “Sistema DAG/DAD NEA – Descripción General del Sistema” – Documento

RGI-2-D-IF-A4-001 – Revisión 1- TESA – ABB; Buenos Aires; octubre de 2002. [4] Orden de Servicio N° 21: “Operación de Recursos Estabilizantes del Corredor

GBA – Litoral – NEA – Garabí – DAG/DAD NEA” – Versión 2 – TRANSENER S. A.; Buenos Aires; mayo de 2004.

[5] Orden de Servicio N° 34: “Operación del Corredor NOA-Centro con DAG NOA” – Versión 2 – TRANSENER S. A.; Buenos Aires; mayo de 2001.

[6] Orden de Servicio N° 39: “Operación del Corredor Ezeiza – General Rodríguez – DAT EZ-RD” – Versión 4 – TRANSENER S. A.; Buenos Aires; mayo de 2004.



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ANEXO 2

CRITERIOS DE DESEMPEÑO PARA ESTUDIOS ELÉCTRICOS Criterios para la operación estática Los distintos escenarios a estudiar, para condiciones normales, entendiéndose por tales aquellas en que el sistema de transmisión cuenta con todo su equipamiento en servicio, deberán reflejar los siguientes criterios de operación estática:

• Los rangos admisibles de tensión en los nodos de la red son de ±3% para las barras de 500 kV y de ±5%, para las barras de 132 y 220 kV.

• La potencia transportada por las líneas permanezca por debajo de la potencia máxima admisible (límite térmico, de estabilidad o confiabilidad).

• La potencia por los transformadores no debe superar su carga nominal. • Los generadores operen dentro del 90% de su curva de capacidad P-Q y

preferentemente en la región de sobreexcitación. • Con respecto a los recursos de compensación de la potencia reactiva y control

de la tensión en el nodo Ezeiza, se deberán respetar los criterios establecidos en la “Orden de Servicio Nº 19 de TRANSENER: Control de tensión y reserva de potencia reactiva en la estación transformadora Ezeiza”. En todos los estudios en forma conservadora deberá considerarse a uno de los seis compensadores sincrónicos de Ezeiza fuera de servicio.

En condiciones posteriores a contingencias simples, entendiéndose por tales la falla de un elemento serie del sistema de transporte en alta tensión o la desconexión intempestiva de un generador, se debe verificar que:

• Los rangos admisibles de tensión en los nodos de la red son de ±5% para las barras de 500 kV y de ±10% para las barras de 220 y 132 kV.

• La potencia transportada por las líneas permanezca por debajo del límite térmico de las mismas.

• Los generadores operen dentro de su curva de capacidad P-Q.



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Criterios para la operación dinámica 1 Estabilidad estacionaria (u oscilatoria) Los criterios de desempeño definidos a continuación reflejan los márgenes de seguridad que deben aplicarse al análisis de estabilidad para tener en cuenta las incertidumbres tanto de los datos como del modelo. La performance de la estabilidad dinámica del SADI estará determinada mediante el análisis de estabilidad ante pequeñas señales basado en un modelo linealizado del sistema eléctrico para determinar las frecuencias naturales de oscilación, los factores de amortiguación asociados y las principales unidades de generación intervinientes. Los resultados del análisis ante pequeñas perturbaciones deberán ser verificados utilizando el clásico análisis de estabilidad en régimen transitorio ante grandes perturbaciones, que toma en cuenta las alinealidades del sistema eléctrico de potencia. El coeficiente de amortiguación (σi) y la frecuencia natural (ω) son obtenidos como solución de diversos polinomios característicos del sistema eléctrico de potencia, que generalmente tienen la forma: Di (s) = s2 - 2 σi s + (σi

2 +ωi2)

Di (s) = s2 + 2 ζ iωni s + ωni2

ωi = frecuencia natural amortiguada ωin = (σi

2 + ωi2)½ frecuencia natural no amortiguada

ζi = -σ/ωn factor de amortiguación relativo El término utilizado para medir la efectividad del esquema de estabilización suplementario (EES) del sistema eléctrico de potencia será el factor de amortiguación relativo ζi. Se determinará para cada modo de oscilación la frecuencia natural a partir de los autovalores de la matriz de estado para un particular estado estacionario del sistema. Los criterios de desempeño para la amortiguación del sistema estarán basados en valores “umbral” mínimos para el factor de amortiguación, por encima de los cuales se puede considerar que el modo de oscilación muestra un nivel de amortiguación aceptable. Los valores “umbral” del factor de amortiguación aplicados a los modos de oscilación Inter.-áreas serán las siguientes:

a. Caso Normal (N). Operación del sistema con todas las líneas de 500kV y generación normal en servicio, que corresponde a condiciones en las cuales está activa la mayor parte de los recursos de estabilización del sistema eléctrico. El factor de amortiguación en estas condiciones será de 0,15 o mayor. Con este nivel de amortiguación las oscilaciones de potencia serán reducidas a un valor comprendido dentro del 6 % de su valor inicial en el curso de 3 ciclos.

b. Caso Alternativo (N). Operación del sistema con todas las líneas de 500kV en servicio en condiciones de extraordinaria generación conjunta de las centrales



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ubicadas en las áreas eléctricamente más alejadas del centro de carga (por ej. Yacyretá, Salto Grande y Comahue) y asociadas con un elevado requerimiento del sistema de transporte en Alta Tensión. El factor de amortiguación en estas condiciones será de 0,10 o mayor. Con este nivel de amortiguación las oscilaciones de potencia serán reducidas a un valor comprendido dentro del 15 % de su valor inicial en el curso de 3 ciclos.

c. Caso Normal (N-1). Operación del sistema con una línea de 500kV fuera de servicio, por mantenimiento o maniobra programada, sin relación con el nivel de generación. El factor de amortiguación en estas condiciones será de 0,10 o mayor. Con este nivel de amortiguación las oscilaciones de potencia serán reducidas a un valor comprendido dentro del 15 % de su valor inicial en el curso de 3 ciclos.

d. Caso Alternativo (N-1). Operación del sistema inmediatamente después de la interrupción forzada de una línea de 500kV, cualquiera sea el nivel de generación. El factor de amortiguación en estas condiciones será de 0,05 o mayor. Con este nivel de amortiguación las oscilaciones de potencia serán reducidas a un valor comprendido dentro del 40 % de su valor inicial en el curso de 3 ciclos.

El factor de amortiguación umbral para todos los modos de oscilación local serán de 0,15 o mayor para todos los casos (N) y (N-1). 2 Criterios para una performance aceptable de estabilidad transitoria Los criterios de desempeño mínimo que se aplicarán para la determinación de las condiciones de funcionamiento aceptables en el sistema eléctrico, luego de la ocurrencia de una perturbación severa son los que se detallan a continuación. La performance de estabilidad en régimen transitorio del SADI se debe evaluar sobre la base de los siguientes parámetros:

a) La excursión del ángulo del rotor del generador. Estabilidad angular.

b) Recuperación de la frecuencia y desconexión de carga. Estabilidad en frecuencia.

c) Recuperación y control de la tensión. Estabilidad en tensión. Para que el sistema sea considerado transitoriamente estable en caso de falla, la performance posterior a la falla debe evaluarse en términos de los conceptos expuestos en a), b) y c) y solamente si los tres satisfacen los criterios de desempeño se podrá considerar que el sistema es transitoriamente estable. 2.1 Excursión del ángulo del rotor del generador La capacidad de cada generador del SADI para detener el movimiento inicial angular de su rotor causado por una gran perturbación en la primera excursión se llama “Recuperación en Primera Excursión”. Los generadores normalmente disponen de protecciones para evitar el funcionamiento asincrónico. Estas protecciones por lo general se basan en un relé que monitorea la impedancia vista en las barras de alta tensión del transformador. Típicamente esta



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protección se ajusta de manera que el ángulo de carga del generador (δc)1 no supere los 120º 2 . Estas protecciones normalmente no son incluidas en el modelo de simulación, y en consecuencia en los estudios los generadores podrán variar su ángulo de carga, más allá de lo que es posible en la operación real. Criterio práctico: A efectos de garantizar un adecuado margen de seguridad el ángulo de carga máximo admitido en la primer oscilación rotórica para cada generador será de 120º, con relación al ángulo de un generador de referencia ubicado cercano al centro de carga del SADI (típicamente la CN Atucha o TV del CC Genelba). Otros factores podrían provocar que el generador pierda sincronismo en la “excursión de retorno” o en excursiones subsiguientes a medida que aumentan las oscilaciones de potencia. Se deberá llevar a cabo estudios de estabilidad con una duración de por lo menos 30 s de tiempo real para confirmar que el sistema será estable en régimen transitorio, en la primera y en subsiguientes excursiones de potencia. 2.2 Recuperación de frecuencia y desconexión de carga En caso de que en el SADI se produzca una condición de subfrecuencia, debida a una interrupción en la generación, la caída de frecuencia se contrarresta mediante la desconexión de carga por etapas, a medida que la frecuencia pasa por niveles predeterminados. En los estudios deberá verificarse que las excursiones de frecuencia fuera de la banda normal ( 50 +/- 0,2 Hz) no excedan los tiempos máximos exigibles a los generadores del SADI según el PT4 (con un margen de seguridad de 10 Seg.). En los estudios de límites de transporte y análisis de seguridad, se deberá modelar el esquema de corte de carga por subfrecuencia vigente en el SADI. Si alguna región del SADI o agente tuviera un esquema de corte especial, deberá ser incluido en el modelado correspondiente. El esquema de alivio de carga para el Servicio de Reserva Instantánea (SRI) no será tenido en cuenta en los estudios de diseño del sistema de transporte en alta tensión. Solo podrá ser modelado en los estudios relativos a la comparación de los niveles de calidad de servicio del SADI y/o áreas del mismo. Los niveles de corte a modelar, como los umbrales de frecuencia y temporización de los mismos, serán aquellos que se especifiquen en el Procedimiento Técnico correspondiente. La frecuencia mínima admitida en el centro de carga es de 48,3 Hz. En barras ubicadas en los extremos del SADI será tolerada una frecuencia menor a 48,3 Hz por un lapso no superior a los 200 mseg.

1 : Angulo de carga del generador, relativo al de generadores ubicados en el centro de carga 2 : Cap. 13 – Power System Stability and Control - Prabha Kundur / 1994



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En los estudios de límites de transporte, de diseño de DAG o control de la frecuencia, no se deberá modelar ningún esquema de alivio de carga de emergencia o de cortes destinado a proteger al sistema frente a fallas atípicas de baja probabilidad de ocurrencia. El criterio de performance para la recuperación de la frecuencia que será aplicable al caso en que ésta caiga por debajo de la etapa final de desconexión de carga a los 48,4 Hz, es el siguiente: Si la frecuencia no se recupera hasta el nivel en el cual se dispara la tercera etapa3 de desconexión de carga dentro de los 5 segundos de iniciada la falla, se considerará que la recuperación ha fracasado. En todos los casos si la frecuencia no se recupera hasta un nivel aceptable 4 de operación permanente del parque generador, dentro de los 20 segundos de iniciada la falla, se considerará que la recuperación ha fracasado. Se realizará estudios de por lo menos 30 s de tiempo real para demostrar que la frecuencia retornó a la normalidad después de la perturbación. 2.3 Control de sobrefrecuencias y desconexión de generadores En caso de que en el SADI se produzca una condición de sobrefrecuencia, debido a una interrupción de demanda y/o de líneas de interconexión, el aumento de la frecuencia deberá contrarrestarse mediante acciones adecuadas de desconexión de generación. En los estudios deberá verificarse que las excursiones de frecuencia fuera de la banda normal ( 50 +/- 0,2 Hz) no excedan los tiempos máximos exigibles a los generadores del SADI según el PT4 (con un margen de seguridad de 10 Seg.). Cuando se diseñe un esquema de Control de Sobrefrecuencia para el SADI, en función de análisis de topología y/o censado de variables del sistema (excepto la frecuencia local del Generador), cuyo resultado sea la utilización de DAG y/o reducción automática de generación (RAG), la frecuencia máxima admitida será 50,6 Hz, con una recuperación a 50,2 HZ al cabo de 30 seg de iniciada la perturbación. Cuando se diseñe dicho esquema de Control de Sobrefrecuencia para un área determinada del sistema, la frecuencia máxima admitida no deberá superar los 51,1 Hz, con una recuperación a 50,2 HZ al cabo de 30 seg de iniciada la perturbación. Cuando se diseñe un esquema de control de sobrefrecuencia para un área o región del SADI basado en relés que censen localmente la frecuencia, la frecuencia máxima admitida del área será aquel valor que evite la desconexión de generadores que funcionen como soporte de tensión del área. En todos los casos los niveles de DAG y/o RAG deberán estar debidamente coordinados con los ajustes de sobrefrecuencias y temporizaciones (requeridos por el sistema y con mediciones locales de la frecuencia) de los Generadores involucrados,

3 48,8 Hz 4 50 ± 0.8 Hz



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con la finalidad de que dichos ajustes sirvan como respaldo de los esquemas Control de Sobrefrecuencia. En ningún caso la frecuencia podrá excursionar a valores tales que haga actuar a las protecciones por sobrefrecuencia y/o sobrevelocidad propias de diseño del generador. 2.4 Recuperación y control de la tensión Se considerará aceptable la recuperación de la tensión, si los estudios de estabilidad transitoria demuestren la recuperación de tensiones de barra del sistema a un valor comprendido:

± 7% (en barras de 500 kV) en un período de 20 s desde la iniciación de la perturbación ± 10% (en barras de 220 y 132 kV) en un período de 20 s desde la iniciación

de la perturbación Adicionalmente luego de este período deberá garantizarse la tensión permanece en dicho rango dado que, por la acción de Reguladores Bajo Cargo (RBC) de los transformadores de 132 kV, la demanda aumentaría (debido a su sensibilidad con la tensión) disminuyendo la tensión en el lado de alta tensión. El efecto de la acción mencionada puede visualizarse por medio de un flujo de potencia con demandas de potencia constante (con la demanda y topología postfalla) o modelando todos los transformadores de distribución en la simulación dinámica. Igualmente los estados transitorios de la tensión deberán cumplir con los siguientes requisitos:

• En ningún punto del sistema de transporte el nivel de tensión no debe permanecer por debajo de 0.7 p.u. (excepto durante la aplicación de la falla) ó por debajo de 0.8. p.u. durante un tiempo mayor a 1 Segundo.

• En condiciones posteriores a cualquier contingencia, los niveles de tensión de todos los nodos del sistema no deberán ser superiores a 1,20 p.u.

• Los estudios detallados del sistema deberán identificar las excursiones de la tensión en régimen transitorio y las sobretensiones temporarias de más del 10% de la tensión nominal por períodos de más de 2 s. Asimismo, deberán definirse las acciones para controlarlas.



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ANEXO 3

INTERCONEXIÓN NEA - NOA - ESTUDIOS PRELIMINARES

TRANSENER S.A. realizó algunos estudios adicionales a los Estudios Eléctricos de Etapa 1 (P.T. Nº1 de CAMMESA) presentados con objeto de la autorización de la solicitud de autorización correspondiente a la línea NEA - NOA, con el objeto de poder identificar posibles restricciones de transporte entre las distintas áreas del SADI que podrían ponerse de manifiesto a partir de su puesta en servicio. Cabe aclarar que para los estudios que se comentan a continuación no se ha considerado en servicio a la futura interconexión Comahue – Cuyo. Posibles requerimientos de capacidad de transmisión Los posibles requerimientos de capacidad de transmisión pueden estimarse a partir de las distintas hipótesis sobre crecimiento de la demanda y de la generación instalada en las áreas Centro, Cuyo y NOA. Un punto de partida para este análisis queda establecido por las distintas situaciones operativas registradas en los últimos meses y por la actual capacidad de transporte asociada a los corredores que vinculan a las áreas Centro, Cuyo y NOA. Algunas de las actuales restricciones de la red de transporte indicadas en la Programación Estacional Mayo – Octubre de 2006 y que están relacionadas con las áreas Centro, Cuyo y NOA son las siguientes: • Áreas Centro, Cuyo y NOA:

Desde Almafuerte hacia Rosario Oeste: 1100 MW: límite de estabilidad transitoria ante recierre monofásico

exitoso. 700 MW: aplicable con una DAG ante falla doble en Comahue a

partir del 20% de la demanda total del SADI y con 2 máquinas de la CH Río Grande como generador.

450 MW: aplicable con una DAG ante falla doble en Comahue a partir del 20% de la demanda total del SADI y con CH Río Grande fuera de servicio.

Desde Rosario Oeste hacia Almafuerte: 810 MW: con CN Embalse fuera de servicio y ninguna ó 1 bomba en

Río Grande. 850 MW: con CN Embalse fuera de servicio y 2 bombas en Río

Grande. La máxima importación simultánea de las áreas Centro, Cuyo y

NOA es del 35% con respecto a la demanda bruta de estas áreas. • Área NOA:

Desde Malvinas hacia Recreo: La máxima importación del área NOA es del 30% (con respecto a la

demanda bruta de esta área). Desde El Bracho hacia Recreo:



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870 MW: valor máximo considerando en servicio al transformador 500/132 kV – 600 MVA de CT Tucumán, al CC San Miguel de Tucumán (en 500 kV) y a los capacitares serie de la ET Recreo. Menores valores se indican ante indisponibilidad de algunas de las centrales o equipos mencionados, en función del intercambio entre Salta y Tucumán (por el sistema de 132 kV) y de los porcentajes de perturbación ante falla doble en Comahue referidos a la demanda del SADI.

• Área Cuyo: Desde Río Grande hacia Luján – Gran Mendoza:

La máxima importación del área Cuyo es del 40% (con respecto a la demanda bruta de esta área).

Desde Gran Mendoza hacia Luján – Río Grande: 480 MW: límite de estabilidad transitoria ante recierre monofásico

exitoso. Las restricciones indicadas anteriormente así como también las restantes indicadas en las distintas Programaciones Estacionales deben ser tenidas en cuenta ya que debería verificarse que con la entrada en servicio de la interconexión NOA – NEA tanto la capacidad de importación – exportación de cada área así como también la capacidad de transporte de los actuales corredores no sea inferior a la indicada. En cuanto a la operación real registrada en los últimos meses pueden observarse los siguientes valores máximos de intercambios entre áreas: • Áreas Centro, Cuyo y NOA:

Desde Almafuerte hacia Rosario Oeste: 800 MW Desde Rosario Oeste hacia Almafuerte: 850 MW

• Área NOA: Desde Malvinas hacia Recreo: 350 MW Desde Recreo hacia Malvinas: 300 MW

• Área Cuyo: Desde Gran Mendoza hacia Luján: 450 MW Desde Luján hacia Gran Mendoza: 350 MW

Por otro lado, con respecto a las demandas del verano 2005-2006, la demanda total de las áreas Centro, Cuyo y NOA para el verano 2009-2010 (escenario de ingreso de la interconexión NEA - NOA) crecería entre 600 y 900 MW aproximadamente (considerando tasas de crecimiento entre 4 y 6%). Con respecto a nueva generación en las áreas Centro, Cuyo y NOA para el escenario de ingreso de la interconexión NEA - NOA podría considerarse a la central hidroeléctrica de Los Caracoles (125 MW), actualmente en construcción en la Pcia. de San Juan, y al ciclo combinado de Termoandes S.A. (dos TG de 203 MW y una TV de 226 MW), actualmente vinculado al sistema norte Chileno. A partir de los datos indicados anteriormente pueden elaborarse distintos escenarios que establezcan los máximos requerimientos de transporte para el escenario de ingreso de la interconexión NEA - NOA. Cabe aclarar que con el ingreso de la interconexión NOA – NEA no solo el área NOA pasará a tener una segunda línea de 500 kV de vinculación con el resto del SADI sino también las áreas Centro y Cuyo. Las dos líneas de vinculación de las áreas Centro,



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Cuyo y NOA con el resto del SADI serían la línea P. R. S. Peña – Monte Quemado, entre NEA y NOA, y la línea Rosario Oeste – Almafuerte (o a la futura ET Arroyo Cabral), entre las áreas Litoral y Centro. La suma de las potencias transportadas por estas dos líneas establecerá la importación o exportación simultánea de las áreas Centro, Cuyo y NOA, o lo que es lo mismo, un aporte de potencia desde “Este a Oeste” o desde “Oeste a Este”. Los escenarios de máxima importación de las áreas Centro, Cuyo y NOA, o de máximo aporte “Este a Oeste”, se darían para los escenarios de demanda pico y sin considerar la incorporación de nueva generación en las áreas Centro, Cuyo y NOA. En este caso, considerando que en la actualidad se han registrados transferencias máximas desde Litoral hacia Centro, Cuyo y NOA de aproximadamente 850 MW y que se prevé que la demanda de dichas áreas crezca entre 600 y 900 MW, podría considerarse que en idénticas condiciones de despacho que las registradas en los últimos meses en las áreas Centro, Cuyo y NOA, para el escenario de verano 2009-2010, se requeriría de un aporte mínimo desde “Este a Oeste” de entre 1450 y 1750 MW (1600 MW promediando ambas hipótesis). Dado que en la actualidad los principales proyectos de generación que se están encarando se ubican al norte de Buenos Aires (Termoeléctrica Belgrano y Atucha II), en Litoral (Termoeléctrica San Martín) y en NEA (aumento de cota de Yacyretá), la probabilidad de ocurrencia de escenarios con aportes desde “Este a Oeste” importantes será mayor. Por otro lado, los escenarios de máxima exportación de las áreas Centro, Cuyo y NOA, o de máximo aporte “Oeste a Este”, se darían para los escenarios de demanda de resto o valle y considerando la incorporación de nueva generación en las áreas Centro, Cuyo y NOA (Termoandes y Caracoles). En este caso, considerando que en la actualidad se han registrados transferencias máximas desde Centro, Cuyo y NOA hacia Litoral de aproximadamente 800 MW y que la nueva generación que podría considerarse en servicio totalizaría unos 750 MW, considerando además una hipótesis de mínimo crecimiento de demanda de estas áreas, podría considerarse que en idénticas condiciones de despacho que las registradas en los últimos meses en las áreas Centro, Cuyo y NOA, para el escenario de verano 2009-2010, se requeriría de un aporte desde “Oeste a Este” no menor a 1200 MW. Comentarios sobre algunos de los casos estudiados Tal como se mencionó anteriormente, los requerimientos de transmisión de “Oeste a Este” podrían estar en el orden de los 1200 MW por lo que, partiendo de un sistema en condiciones N, ante una falla trifásica en líneas de interconexión de 500 kV habría que recurrir a la realización de DAG en generadores de las áreas Centro, Cuyo y NOA para mantener la estabilidad del sistema y evitar sobrecargas. En cambio se observaron mayores requerimientos para casos con transmisiones de “Este a Oeste”, donde a su vez los requerimientos de transmisión podrían ser mayores (1600 MW). Por ello se realizaron varios flujos de carga para el estado de demanda pico de verano 2009 – 2010 con distintos niveles de transmisión de “Este a Oeste” y luego se efectuó la simulación dinámica de distintas contingencias.



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Para los casos de red completa (N), una de las contingencias más importantes es la falla trifásica en la línea de 500 kV Almafuerte – Rosario Oeste (AM-RO), dado que ante esta contingencia las áreas Cuyo, Centro y NOA quedan vinculadas al SADI en forma radial desde la ET Resistencia mediante líneas de gran longitud. A continuación comentaremos algunos resultados obtenidos de la simulación de esta contingencia para distintos casos con diferentes niveles de transmisión “Este a Oeste” y utilizando distintos recursos postfalla y obras complementarias. Sin considerar obras complementarias adicionales ni nuevos recursos de control postfalla para un caso con transmisión “Este a Oeste” de 700 MW ante la falla AM-RO se verificaron todos los criterios de operación dinámica. En cambio para un caso similar pero con una transmisión “Este a Oeste” de 850 MW ante la falla AM-RO el caso resultó inestable verificándose una pérdida de sincronismo de las áreas Cuyo, Centro y NOA. Un recurso de control postfalla que permitiría elevar el nivel de transmisión “Este a Oeste” prefalla es la desconexión automática de demanda (DAD). Dado el escaso tiempo en que se requiere que la DAD se efectivice, la DAD debe implementarse mediante un interdisparo con la línea fallada. En estos casos los esquemas de DAD activados por subtensión (ya sea por señales de subtensión locales o remotas) no son efectivas ya que requieren tiempos mayores a los necesarios para evitar los problemas de estabilidad. Sin considerar obras complementarias adicionales y recurriendo principalmente a la desconexión automática de demanda (DAD) como recursos de control postfalla, para un caso con una transmisión “Este a Oeste” de 850 MW se requiere realizar una DAD mínima de 145 MW (concentrada en el área Centro) para poder cumplir con todos los criterios de operación dinámica. Para un caso con una transmisión “Este a Oeste” de 1000 MW se requiere realizar una DAD mínima de 350 MW, mientras que para un caso con una transmisión “Este a Oeste” de 1150 MW se requiere realizar una DAD mínima de 600 MW (en las áreas Centro y Cuyo, ó Centro y NOA). Es decir que los requerimientos de DAD se van incrementando notoriamente conforme aumenta la transmisión “Este a Oeste”. Considerando que podría requerirse de una transmisión “Este a Oeste” de aproximadamente 1600 MW seguramente tendría que recurrirse a una DAD superior a los 1100 MW, es decir que implicaría una gran afectación a la demanda. Cabe aclarar que la implementación de la DAD mediante un interdisparo con la línea fallada requiere de una importante red de comunicaciones que permita la transmisión de las señales de disparo desde la ET en la que se registra la falla hasta los distintos nodos de las redes de distribución troncal y de las distribuidoras donde se realizarán los cortes, además de un sistema que instante a instante registre las demandas y calcule los niveles de corte en cada nodo. En las simulaciones realizadas se supuso el corte total de la demanda de varias EETT en los niveles de 132 y 66 kV, lo que en la realidad sería muy difícil de implementar porque seguramente en algunas de estas EETT existirán alimentadores que por las características de sus demandas no podrían ser afectados a este esquema. Por ejemplo, en los casos donde se realizó una DAD de 350 MW en el área Centro se requirió del corte total de la demanda de 11 EETT vinculadas a importantes centros urbanos o industriales. También se realizaron casos donde se realizó una DAD de 255 MW en el área NOA que requirieron del corte total de la demanda de 12 EETT, mientras que para los casos donde se realizó una DAD de 200 MW en el área Cuyo se requirió del corte total de la demanda de 7 EETT.



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También se realizaron casos donde se consideró la instalación de dos bancos de capacitores serie en la ET Monte Quemado, uno en la salida de línea de 500 kV hacia la ET Cobos y otro en la salida de línea de 500 kV hacia la ET P. R. S. Peña, cada uno de estos bancos compensando en un 70% su correspondiente tramo de línea. En estos casos se observó que con transmisiones “Este a Oeste” prefalla de hasta 1000 MW y sin realizar DAD se cumplen con todos los criterios de operación dinámica. Realizando adicionalmente una DAD de 200 MW en Cuyo podría elevarse el nivel de transmisión “Este a Oeste” a unos 1150 – 1200 MW. Cabe aclarar que ante la falla de la línea AM-RO además del problema de estabilidad se detectaron problemas de control de tensión postfalla. Sin que sea hipótesis de diseño y con el solo efecto de detectar aquellos nodos del sistema donde se manifiestan problemas de control de tensión postfalla, en los casos simulados se consideró la desconexión por subtensión (o incluso en algunos casos por interdisparo) de algunos reactores de barra y de línea en las áreas NEA, NOA, Centro y Cuyo. En este aspecto cabe destacar que la instalación de compensación shunt capacitiva en la ET Malvinas contribuye muy positivamente no solo a minimizar el requerimiento de desconexión de reactores en el área Centro, sino que también contribuye a ampliar la reserva de reactivo en el estado prefalla de los generadores de dicha área. Adicionalmente esta compensación shunt capacitiva contribuye a evitar problemas de tensión postfalla ante contingencias en generadores del área, principalmente ante una falla o desconexión de la CN Embalse. En los casos simulados se consideró la instalación de bancos de compensación shunt capacitiva en barras de 132 kV de la ET Malvinas totalizando 200 MVAr. Por otro lado se observó que ante la falla de la línea AM-RO en los casos con una transmisión “Este a Oeste” prefalla de 1150 MW y sin realizar DAD, la línea de 500 kV Rincón – Paso de la Patria (RI-PT) llegaba a cerca del 95% del límite térmico de sus conductores en estado postfalla. Es decir que si se requiere de valores de transmisión “Este a Oeste” superiores a 1150 – 1200 MW, para evitar la sobrecarga de la línea RI-PT, se requeriría realizar DAD (principalmente en las áreas Centro, Cuyo y NOA) y/o la desconexión automática de generación (DAG) en Yacyretá. Otra contingencia en la que se observan sobrecargas postfalla es la correspondiente a la falla trifásica de la línea de 500 kV Rincón – Paso de la Patria. En escenarios con aportes importantes de Yacyretá y Salto Grande y con una transmisión “Este a Oeste” superior a 1000 MW en estado postfalla se observa una sobrecarga del límite térmico de los conductores de la línea de 500 kV Santo Tomé – Salto Grande, aún después de haber recurrido a la realización de una DAG de 1200 MW en la CH de Yacyretá. Cabe aclarar que dicha sobrecarga corresponde únicamente a un tramo de dicha línea que posee solo dos subconductores (cruce del Río Correntoso). Por lo tanto, para evitar esta sobrecarga habría que normalizar este cruce completándolo con los dos subconductores faltantes o, en caso contrario, se deberá establecer una restricción operativa, de forma tal que se eviten los escenarios con altos despachos de Yacyretá y Salto Grande y alta transmisión “Este a Oeste” simultáneos. Otros casos que establecen requerimientos particulares son los que corresponden a una indisponibilidad prolongada de la línea de 500 kV Almafuerte – Rosario Oeste (AM-RO), es decir con la red en estado N-1. En estos casos las áreas Centro, Cuyo y NOA quedan vinculadas al SADI en forma radial desde la ET Resistencia.



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A partir de estudios de flujo de cargas estáticos en esta condición N-1, para los casos sin obras complementarias adicionales, se observa que para estados de demanda de pico con una trasmisión de “Este a Oeste” (que en estos casos corresponde a la potencia entrante a Monte Quemado desde P.R.S. Peña) superior a 600 MW, la tensión en barras de 500 kV del corredor NEA - NOA no puede mantenerse dentro de la banda de +/- 3% a la vez que se observa un alto requerimiento de reactivo a los generadores de las áreas NOA y Centro, y una alta carga en la línea de 500 kV Rincón – Paso de la Patria (RI-PT). Con la incorporación de capacitores serie en la ET Monte Quemado (compensando en un 70% las líneas Cobos – Monte Quemado y Monte Quemado – P.R.S.Peña) y compensación shunt capacitiva en la ET Malvinas (200 MVAr) se observa que la transmisión de “Este a Oeste” podría elevarse a unos 850 MW manteniendo un buen perfil de tensiones en el sistema de 500 kV y un requerimiento de reactivo más acotado a los generadores de las áreas NOA y Centro, aunque la línea RI-PT llegaría al 84% de la capacidad térmica de sus conductores (considerando una exportación del nodo Rincón al SADI de 2600 MW). En esta condición N-1 además deben verificarse todos los criterios de operación dinámica ante fallas monofásicas con recierre exitoso sobre las líneas de los corredores NEA - NOA, NOA-Centro y Centro-Cuyo. En estos casos N-1 (de la línea AM-RO) se observó que las fallas monofásicas que ponen en mayor compromiso la estabilidad del sistema corresponden a las contingencias de las líneas Monte Quemado – P.R.S.Peña y Resistencia - P.R.S.Peña. El tiempo muerto de recierre utilizado para estas simulaciones fue de 800 ms, dado que este es el tiempo utilizado en la mayoría de las líneas del norte del SADI. Para el caso con capacitores serie en Monte Quemado y compensación shunt capacitiva en Malvinas, con una transmisión de “Este a Oeste” de 850 MW, ante estas fallas monofásicas se observa que el sistema se mantiene estable aunque el ángulo de los rotores de los generadores del área Cuyo evoluciona algo por sobre lo admisible. Esto podría llegar a subsanarse reduciendo algo el tiempo muerto de recierre a y/o aumentando en algo el grado de compensación serie de estos corredores. Por otro lado, partiendo de la condición N-1 de la línea AM-RO, otra contingencia severa es la falla trifásica de la línea Rincón – Paso de la Patria, dado que en esta situación las áreas Cuyo, Centro y NOA y las EETT P.R.S.Peña, Formosa, Resistencia, Paso de la Patria y Romang quedan vinculadas radialmente a la ET Santo Tomé mediante líneas muy largas. En el caso con capacitores serie en Monte Quemado y compensación shunt capacitiva en Malvinas, con una transmisión de “Este a Oeste” de 850 MW, para poder mantener la estabilidad ante esta contingencia, además de realizar una DAG de 1200 MW en Yacyretá, se debe recurrir a realizar una DAD mínima de 600 MW y a la desconexión por interdisparo de algunos reactores de línea. Por lo tanto en caso que se verifique que los recursos anteriores no sean efectivos, debería reducirse mucho más la transmisión de “Este a Oeste” prefalla, o habría que incorporar compensación serie en la ET Romang; hasta incluso podría ser recomendable que en esta situación particular se recurra a la apertura de la interconexión NOA – NEA mediante el interdisparo de la línea de 500 kV Monte Quemado – P.R.S. Peña, lo cual dejaría en forma aislada del resto del SADI a las áreas Centro, Cuyo y NOA (deben realizarse estudios adicionales para verificar la posibilidad de formación de esta isla).



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Conclusiones Los requerimientos de importación / exportación de las áreas Cuyo, Centro y NOA para el escenario de ingreso de la interconexión NOA – NEA (verano 2009-2010), expresados como la suma de las potencias transportadas por las línea de 500 kV P. R. S. Peña – Monte Quemado y Rosario Oeste – Almafuerte (o a la futura ET Arroyo Cabral), podrían ser de aproximadamente 1600 MW para los casos de transmisiones de “Este a Oeste” y de 1200 MW para transmisiones de “Oeste a Este”. Para poder llegar a satisfacer estos requerimientos de transmisión, tanto en condiciones estáticas N ó N-1 como para evitar problemas de estabilidad y control de tensión ante contingencias, no solo habrá que implementar complejos automatismos de desconexión automática de generación y demanda sino que además habrá que instalar compensación de potencia reactiva serie y shunt adicional, además de recurrir a algunos otros recursos adicionales de control de tensión y de estabilización angular. Los estudios realizados son suficientes como para mostrar la complejidad que tendrá el sistema. Estos estudios si bien se realizaron considerando distintos niveles de transmisión de “Este a Oeste”, se realizaron para un único estado de carga (pico de verano 2009-2010) y para un acotado número de despachos de generación. Las contingencias simuladas fueron severas, aunque podría haber otras contingencias igualmente comprometedoras. Por lo tanto, para poder definir en forma más precisa los automatismos necesarios y los requerimientos de compensación shunt y serie adicionales, se deberán realizar estudios adicionales que contemplen otros estados de demanda y despacho de generación, que evalúen el impacto de todas las contingencias posibles tanto para una red en estado N como N-1, y tengan en consideración la evolución futura de la red de extra alta tensión.

2. estudios electricos a realizar por los oferentes 3 ... · obra: estudios eléctricos rev. eo...

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