estudio de restricciones en el sistema de transmisión · 2016-08-17 · 5.7.2.1 caso a: falla de 1...

Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión

INFORME FINAL

Agosto 2016

Nombre de Documento - Fecha 2

Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión - Agosto 2016 2

CDEC SIC

(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)

Teatinos N°280 – Piso 11

Teléfono: (56 2) 2424 6300

Fax: (56 2) 2424 6301

Santiago – Chile

Código Postal: 8340434

www.cdecsic.cl

Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión

Informe presentado por la DO del CDEC-SIC:

Rev. Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó

1 15-07-2016 Informe Preliminar Hernán Barra C. José M. Castellanos

2 16-08-2016 Informe Final Hernán Barra C. José M. Castellanos

http://www.cdecsic.cl/



Índice

1 RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................................... 6

2 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ..................................................................................... 13

3 ANTECEDENTES ............................................................................................................ 14

3.1 Conceptos Previos ......................................................................................................... 14 3.1.1 Límite Térmico .......................................................................................................... 14 3.1.2 Límite por Contingencias ........................................................................................... 14 3.1.3 Límite por Regulación y Estabilidad de Tensión ........................................................... 14

3.2 Restricciones en el Sistema de Transmisión .................................................................... 14

4 BASES DEL ESTUDIO ..................................................................................................... 16

4.1 Descripción de la metodología utilizada en el desarrollo del estudio ................................. 16 4.1.1 Determinación de Restricciones ................................................................................. 16 4.1.1.1 Determinación de Limitaciones Térmicas ........................................................................ 16 4.1.1.2 Determinación de Límite por Estabilidad de Tensión ........................................................ 16 4.1.1.3 Determinación de Límites por Estabilidad Dinámica ......................................................... 16 4.1.2 Zonas de Estudio ...................................................................................................... 16

4.2 Información Técnica del SIC y Herramienta de Simulación Utilizada ................................. 17 4.3 Convenciones y supuestos adoptados para la realización del estudio ................................ 17

4.3.1 Modelación de la Carga ............................................................................................. 17 4.3.2 Regulación de Frecuencia .......................................................................................... 17 4.3.3 Aplicación de Fallas ................................................................................................... 17

4.4 Características Generales de los Escenarios de Operación ................................................ 18 4.4.1 Periodo de Aplicación ................................................................................................ 18

4.5 Ampliaciones del SIC ..................................................................................................... 18 4.5.1 Demanda del SIC ...................................................................................................... 18 4.5.2 Despachos de Generación ......................................................................................... 18

4.6 Márgenes de Seguridad y Estabilidad ............................................................................. 19 4.6.1 Margen de Estabilidad Sincrónica ............................................................................... 19 4.6.2 Margen de Estabilidad Oscilatoria (Art. 5-43 y 5-44) .................................................... 19

4.7 Contingencias Consideradas en el Análisis ...................................................................... 20 4.8 Criterios Adoptados para la Realización de las Simulaciones ............................................. 20

4.8.1 Sistema de Transmisión a Estudiar ............................................................................. 20 4.8.2 Utilización de EDAC y EDAG en el estudio ................................................................... 21 4.8.3 Estándares de Recuperación dinámica ........................................................................ 21 4.8.3.1 Factor de Amortiguamiento(Art. 5-43) ............................................................................ 21 4.8.3.2 Máximas variaciones de tensión transitorias (Art. 5-39) ................................................... 21 4.8.3.3 Exigencias de frecuencia (Art. 5-40) ............................................................................... 21 4.8.4 Control de tensión ..................................................................................................... 21 4.8.5 Rangos de Tensión Permanentes ............................................................................... 22 4.8.6 Capacidades del sistema de transmisión ..................................................................... 22

5 DESARROLLO DEL ESTUDIO ......................................................................................... 23

5.1 Zona Norte ................................................................................................................... 23 5.1.1 Ampliaciones en Zona Norte ...................................................................................... 23 5.1.2 Límites por Estabilidad de Tensión Zona Norte ............................................................ 23 5.1.2.1 Caso A1: Falla de un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV, 3 Unidades de Guacolda E/S (CER Cardones y SVC Plus Diego Almagro E/S) ................................................................................ 24 5.1.2.2 Caso A2: Falla de un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV, 3 Unidades de Guacolda E/S y CER Cardones F/S (SVC Plus Diego Almagro E/S) ............................................................................. 25



5.1.2.3 Caso A3: Falla de un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV, 3 Unidades de Guacolda y SVC Plus Diego Almagro F/S (CER Cardones E/S) .................................................................................... 26 5.1.2.4 Caso B: Falla de 1 Unidad de Central Guacolda, con 3 unidades de Central Guacolda E/S ... 27 5.1.2.5 Caso C: Falla de un Circuito de la Línea Punta Colorada – Pan de Azúcar 220 kV, Flujos Norte Sur, con 4 unidades de Central Guacolda y Centrales ERNC al norte de S/E Maitencillo E/S .................. 28 5.1.3 Factores de Redistribución ......................................................................................... 30 5.1.4 Verificación Dinámica ................................................................................................ 32 5.1.5 Resumen Zona Norte ................................................................................................ 33

5.2 Sistema de 500 kV ........................................................................................................ 36 5.2.1 Ampliaciones consideradas para el Análisis del Sistema de 500 kV ............................... 36 5.2.2 Límite por Estabilidad de Tensión Sistema de 500 kV .................................................. 36 5.2.2.1 Análisis de Contingencias .............................................................................................. 37 5.2.2.2 Caso A: 4 circuitos Ancoa – Alto Jahuel, sujeto a la Falla de Central Nueva Renca .............. 37 5.2.3 Factores de Redistribución de Flujos .......................................................................... 40 5.2.4 Verificación Dinámica ................................................................................................ 41 5.2.5 Resumen Sistema de 500 kV ..................................................................................... 41

5.3 Zona V Región .............................................................................................................. 43 5.3.1 Factores de Redistribución de Flujos .......................................................................... 43 5.3.2 Verificación Dinámica ................................................................................................ 45 5.3.3 Resumen de Resultados ............................................................................................ 46

5.4 Zona Centro 220 kV ...................................................................................................... 47 5.4.1 Ampliaciones en Zona Centro 220 kV ......................................................................... 47 5.4.2 Limitaciones Térmicas de Elementos Serie .................................................................. 47 5.4.3 Factores de Redistribución de Flujos .......................................................................... 48 5.4.4 Verificación Dinámica ................................................................................................ 49 5.4.5 Resumen de Resultados ............................................................................................ 50

5.5 Zona 154 kV Itahue – Alto Jahuel .................................................................................. 51 5.5.1 Limitaciones Térmicas de Elementos Serie .................................................................. 51 5.5.2 Resumen de Resultados ............................................................................................ 52

5.6 Zona Concepción .......................................................................................................... 53 5.6.1 Ampliaciones Consideradas en Zona Concepción ......................................................... 53 5.6.2 Limitaciones Térmicas de Elementos Serie .................................................................. 53 5.6.3 Factores de Redistribución de Flujos .......................................................................... 54 5.6.4 Verificación Dinámica ................................................................................................ 55 5.6.5 Resumen de Resultados ............................................................................................ 56

5.7 Zona Sur ...................................................................................................................... 57 5.7.1 Ampliaciones Zona Sur .............................................................................................. 57 5.7.2 Límites por Estabilidad de Tensión ............................................................................. 57 5.7.2.1 Caso A: Falla de 1 unidad de Central Canutillar, con 2 Unidades de Canutillar E/S y CER Pto. Montt F/S. 57 5.7.2.2 Caso B: Falla de Central Canutillar, con 1 Unidad de Canutillar E/S y CER Pto. Montt E/S. ... 59 5.7.3 Factores de Redistribución de Flujos .......................................................................... 61 5.7.4 Verificación Dinámica ................................................................................................ 62 5.7.5 Resumen Zona Sur .................................................................................................... 62

5.8 Líneas de Inyección de Centrales ................................................................................... 64

6 COMENTARIOS Y CONCLUSIONES ............................................................................... 66

7 ANEXOS......................................................................................................................... 68

7.1 Zona Norte ................................................................................................................... 68 7.1.1 Capacidad Térmica de Líneas ..................................................................................... 68 7.1.2 Capacidad Térmica de TTCC ...................................................................................... 68



7.1.3 Despacho Base Escenarios A1, A2 y A3 ...................................................................... 69 7.1.4 Despacho Base Escenario B ....................................................................................... 70 7.1.5 Despacho Base Escenario C ....................................................................................... 70

7.2 Sistema de 500 kV ........................................................................................................ 71 7.2.1 Capacidad Térmica de Líneas ..................................................................................... 71 7.2.2 Capacidad Térmica de TTCC ...................................................................................... 71 7.2.3 Capacidad Térmica de Transformadores de Poder ....................................................... 72 7.2.4 Capacidad de Compensación Serie ............................................................................. 72 7.2.5 Despacho Base Escenario A ....................................................................................... 73

7.3 Zona V Región .............................................................................................................. 77 7.3.1 Capacidad Térmica de Líneas ..................................................................................... 77 7.3.2 Capacidad Térmica de TTCC ...................................................................................... 77 7.3.3 Capacidad Térmica de Transformadores de Poder ....................................................... 77

7.4 Zona Centro 220 kV ...................................................................................................... 78 7.4.1 Capacidad Térmica de Líneas ..................................................................................... 78 7.4.2 Capacidad Térmica de TTCC ...................................................................................... 78 7.4.3 Capacidad Térmica de Transformadores de Poder ....................................................... 79

7.5 Sistema de 154 kV ........................................................................................................ 79 7.5.1 Capacidad Térmica de Líneas ..................................................................................... 79 7.5.2 Capacidad Térmica de TTCC ...................................................................................... 79 7.5.3 Capacidad Térmica de Transformadores de Poder ....................................................... 79

7.6 Zona Concepción .......................................................................................................... 80 7.6.1 Capacidad Térmica de Líneas ..................................................................................... 80 7.6.2 Capacidad Térmica de TTCC ...................................................................................... 80 7.6.3 Capacidad Térmica de Transformadores de Poder ....................................................... 80

7.7 Zona Sur ...................................................................................................................... 81 7.7.1 Capacidad Térmica de Líneas ..................................................................................... 81 7.7.2 Capacidad Térmica de TTCC ...................................................................................... 82 7.7.3 Despacho Base Escenario A ....................................................................................... 83 7.7.4 Despacho Base Escenario B ....................................................................................... 84

7.8 Líneas de inyección de Centrales .................................................................................... 85 7.8.1 Capacidad Térmica de Líneas ..................................................................................... 85 7.8.2 Capacidad Térmica de TTCC ...................................................................................... 85

7.9 Anexo Simulaciones Dinámicas ...................................................................................... 86 7.9.1 Zona Norte Caso A1: Falla Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV ............................... 87 7.9.2 Zona Norte Caso A2: Falla Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV y CER Cardones F/S . 90 7.9.3 Zona Norte Caso A3: Falla Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV y SVC Plus D. Almagro F/S 93 7.9.4 Zona Norte Caso B: Desconexión Intempestiva de 1 Unidad de Guacolda ..................... 96 7.9.5 Zona Norte Caso C: Falla Línea Punta Colorada – Pan de Azúcar 220kV ........................ 99 7.9.6 Sistema de 500kV Caso A: 4 Ctos. Ancoa A.Jahuel 500kV y Desconexión Intempestiva de C. Nueva Renca .............................................................................................................. 102 7.9.7 Zona V Región: Falla Línea Quillota – San Pedro 1x110 kV ........................................ 112 7.9.8 Zona V Región: Falla Línea San Luis – Agua Santa 1x220 kV ..................................... 114 7.9.9 Zona Centro 220 kV: Falla Línea Polpaico – Cerro Navia 1x220kV ............................... 116 7.9.10 Zona Concepción: Falla Línea Charrúa – Concepción 1x220 kV........................... 126 7.9.11 Zona Concepción: Falla Línea Charrúa – Hualpén 1x220 kV ............................... 129 7.9.12 Zona Concepción: Falla Línea Charrúa – Lagunillas 1x220 kV ............................. 132 7.9.13 Zona Sur Caso A: Falla Intempestiva 1 Unidad Canutillar, CER F/S ..................... 135 7.9.14 Zona Sur Caso B: Falla Intempestiva 1 Unidad Canutillar, CER E/S ..................... 138



1 Resumen Ejecutivo

La Norma Técnica (NT) de Seguridad y Calidad de Servicio (SyCS) establece la obligación de realizar un estudio que determine las restricciones en el sistema de transmisión de acuerdo a los escenarios de contingencias más críticas que establezca la Dirección de Operación (DO) de los CDEC respectivos. Este estudio debe determinar las restricciones por las líneas de transmisión que la DO identifique como críticas de manera que al ocurrir una contingencia el sistema cumpla con los estándares de seguridad y calidad de servicio que establece la NT. Para estos efectos se deberán evaluar las contingencias simples probables de ocurrir y de severidad creciente. La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones impuestas por las capacidades térmicas de las líneas y los elementos series del sistema de transmisión, las limitaciones operacionales por estabilidad de tensión y estabilidad dinámica, que son propias de las condiciones de operación interconectada del SIC y las restricciones supeditadas a las exigencias de SyCS establecidas en el Capítulo 5 de la NT. En este estudio se presentan en primera instancia, las restricciones térmicas de las líneas y de los equipos como los TT/CC o transformadores de poder en serie con una línea que pueda establecer alguna restricción. Posteriormente, se evaluaron las limitaciones por estabilidad de tensión y finalmente, se verificó que para la condición de mayor restricción de la línea evaluada, el comportamiento del sistema cumple con las exigencias estáticas y dinámicas que se establecen en el Capítulo 5 de la NT, y que se indican a continuación para estado normal y estado de alerta:

Factor de amortiguamiento de las oscilaciones de potencia activa (mayor a 5%). Niveles de tensión aceptables en régimen permanente. Exigencias de recuperación dinámica para la tensión y la frecuencia. Preservar la operación sincronizada de generadores, verificando la condición de

estabilidad angular. Preservar la estabilidad de la tensión.

El escenario base para el desarrollo del estudio considera lo siguiente:

Las ampliaciones del sistema definidas para el periodo comprendido entre agosto de 2016 y julio de 2017.

Una demanda máxima del SIC de 7950MW, estimada para Enero de 2017. Las cargas presentan distribuciones típicas para la hora demanda máxima en el mes

de Enero, y los factores de potencia fueron determinados de acuerdo con los registros reales del correspondiente mes del año 2016.

Despachos de generación correspondientes a escenarios de alta demanda con hidrología media, el cual se utiliza sólo como escenario inicial y que puede ser modificado con motivo de obtener las máximas transferencias por el sistema de transmisión.



La elaboración del estudio consideró un análisis de tipo zonal del SIC para el tratamiento de las restricciones de las líneas del sistema transmisión troncal y de las líneas de subtransmisión que suministran las zonas Concepción y Quinta Región. Para determinar las limitaciones, a partir de un caso base se crearon escenarios que permiten obtener transferencias máximas mediante el redespacho de generaciones locales y supeditadas a las contingencias simples más críticas (de severidad 1 a 5 según NT) en cada zona. Es importante mencionar que en las simulaciones de las contingencias aplicadas en este estudio no se presentaron desconexiones de consumos por la actuación de EDAC. Conforme con lo señalado, a continuación se presenta un resumen tabulado de las restricciones de transmisión por zona del SIC determinadas en el estudio, que incluye las limitaciones térmicas a 25° temperatura ambiente (con efecto sol) y las limitaciones operacionales (estabilidad de tensión, estabilidad dinámica y las impuestas por exigencias de seguridad y calidad de servicio). Cabe señalar que los límites operacionales determinados en el presente estudio pueden variar, principalmente debido a las condiciones topológicas y las características del despacho de generación (monto y distribución de la reserva de potencia activa y reactiva) que se presenten en la operación real, por lo que dichos límites son sólo de carácter referencial. En consecuencia, las limitaciones que se apliquen a la operación real estarán supeditadas a las condiciones particulares de operación del SIC que se prevean en el corto plazo, las que serán determinadas por estudios específicos en cada caso. A continuación se presenta un cuadro resumen con las restricciones de las líneas estudiadas, las cuales corresponden a la capacidad de transmisión en régimen permanente (postcontingencia) de acuerdo con lo señalado en el Art. 5-31 de la NT.



Tabla 1. 1

Tramo

SS/EE Cap. Térmica [MVA]

25° c/sol

Capacidad TT/CC [MVA]

Límite por Estabilidad de Tensión [MW] (2)

Regulación de Tensión

P [MW] (Q) [MVAr]

Margen de Seguridad y Comp. Dinám.

Punto de Medida

Limitación Tramo

[MVA] (1) Causa

Origen Destino Origen Destino Caso - Falla, Operación

Postcont.

Diego de Almagro – Cardones C1 Diego

Almagro Cardones 343 366 366 Ambos 343 (6) Conductor

Diego de Almagro – Carrera Pinto C2 Diego

Almagro Carrera Pinto 343 366 366 Ambos 343 (6) Conductor

Carrera Pinto – Cardones C2 Carrera Pinto Cardones 343 366 366 Ambos 343 (6) Conductor

Diego de Almagro – Carrera Pinto C1 Diego

Almagro Carrera Pinto 197 274 274

Ambos 197(5) Conductor

Carrera Pinto – San Andrés 220 kV C1

Carrera Pinto San Andrés 197 274 274


San Andrés – Cardones 220 kV C1 San Andrés Cardones 197 274 274


Maitencillo – Cardones 220kV L1 Maitencillo Cardones 267 549 549

Falla Maitencillo – Cardones L1 220 kV

Caso A1: 3 Guacolda (3)

A1: ND (4)

A2: ND (4)

A3: ND (4)

A1: ND (4)

A2: ND (4)

A3: ND (4)

A1: Cumple

A1:

Cumple

A3: Cumple

Ambos

267 Conductor

Maitencillo – Cardones 220kV L2 Maitencillo Cardones 290 274 274

Caso A2: 3 Guacolda

CER Cardones F/S (3)

274 TTCC

Maitencillo – Cardones 220kV L3 Maitencillo Cardones 290 274 274 Caso A3:

3 Guacolda SVC Plus F/S

274 TTCC

(1) Todos los valores corresponden a límites postcontingencia de régimen permanente, es decir, para determinar la limitación precontingencia se deben considerar el efecto del aumento de pérdidas, las redistribuciones de flujos postcontingencia y, particularmente la ubicación de la reserva en giro en los casos de contingencias de generación. Cabe señalar que la aplicación de restricciones térmicas en los distintos tramos de transmisión deben considerar las capacidades que correspondan al momento de su aplicación, de acuerdo con la temperatura ambiente y el efecto sol.

(2) Este límite considera compensación reactiva conectada y/o adicional según detalla el informe para cada caso. (3) Se considera que el SVC Plus de S/E Diego Almagro puede aportar toda su capacidad y siendo así se debe tener presente contar con recursos de reactivos para

permitir volver al SVC Plus a sus condiciones de operación normal de régimen permanente. (4) No Determinado. Para el límite térmico de transferencia establecido, no se presentan restricciones por estabilidad o regulación de tensión. (5) Las transferencias por estas líneas quedan supeditadas a la capacidad térmica del tramo Diego de Almagro – Carrera Pinto – San Andrés – Cardones,

considerando particularmente el tramo San Andrés – Cardones. Para efectos de la transferencia máxima en operación normal del tramo San Andrés Carrera Pinto, se deberán considerar los factores de redistribución de potencia asociados a la falla de la línea Carrera Pinto – Cardones C2 220kV. Cabe señalar que la capacidad térmica del circuito 1 del tramo Diego de Almagro – Carrera Pinto – San Andres – Cardones será aumentada. Este proceso finalizará durante el primer semestre de 2017.

(6) Las transferencias máximas por estas líneas están supeditadas al límite térmico que impone la línea san Andrés – Cardones, considerando la pérdida del vínculo Cardones Carrera Pinto C2.



Tabla 1. 2

Tramo

SS/EE Cap.

Térmica [MVA]

25° c/sol


Límite por Estabilidad de Tensión [MW] (2)

Regulación de Tensión

P [MW] (Q) [MVAr]

Margen de Seguridad y Comp. Dinám.

Punto de Medida

Limitación Tramo

[MVA](1) Causa


Postcont.

Maitencillo – Don Héctor 220 kV C1 y C2

Maitencillo Don Héctor 2x197 2x274 2x549


Don Hector – Pta. Colorada 220 kV C1 y C2

Don Héctor Punta

Colorada 2x197 2x274 2x549 Ambos 197(4) Conductor

Pan de Azúcar – Pta. Colorada 220 kV C1 y C2

Pan de Azúcar

Punta Colorada

2x197 2x274 2x549

Caso C: Falla Pta. Colorada – Pan de Azúcar

220 kV C1

C: 421 C: 400 Caso C: Cumple


Las Palmas – Don Goyo 220 kV Las Palmas Don Goyo 224 549 304 Ambos 224(4) Conductor

Don Goyo – Pan de Azúcar 220 kV Don Goyo Pan de Azúcar 224 304 549 Ambos 224(4) Conductor

Las Palmas – La Cebada 220 kV Las Palmas La Cebada 224 549 457 Ambos 224(4) Conductor

La Cebada – Pan de Azúcar 220 kV La Cebada Pan de Azúcar 224 457 549 Ambos 224(4) Conductor

Los Vilos – Las Palmas 220kV C1 y C2

Los Vilos Las Palmas 2x224 2x549 2x549


Nogales – Los Vilos 220 kV C1 y C2

Nogales Los Vilos 2x224 2x1372 2x549 Caso B:

Falla 1 Unidad Guacolda

B: 2x279

B: 2x253

Caso B: Cumple


Quillota – Nogales 220 kV C1 y C2 Quillota Nogales 2x224 2x549 2x1372


(1) Todos los valores corresponden a límites postcontingencia de régimen permanente, es decir, para determinar la limitación precontingencia se deben

considerar el efecto del aumento de pérdidas, las redistribuciones de flujos postcontingencia y, particularmente la ubicación de la reserva en giro en los casos de contingencias de generación. Cabe señalar que la aplicación de restricciones térmicas en los distintos tramos de transmisión deben considerar las capacidades que correspondan al momento de su aplicación, de acuerdo con la temperatura ambiente y el efecto sol.

(2) Este límite considera compensación reactiva conectada y/o adicional según detalla el informe para cada caso. (3) Esta línea se podrá operar con “criterio n”, es decir con ambos circuitos a plena capacidad, mientras se encuentren en servicio ambos circuitos de la línea

Polpaico – Nogales 220 kV. (4) Este valor corresponde a un límite postcontingencia. El límite precontingencia debe considerar los recursos disponibles del esquema EDAG/ERAG

implementado en la central Guacolda (Fase 2 o Fase 3 según corresponda), que actúa frente a contingencias de 1 circuito o eventos que produzcan sobrecargas en el sistema de transmisión reduciendo las transferencias de régimen permanente a valores admisibles. Esto permite operar con transferencias por sobre el criterio N-1 en los tramos correspondientes.



Tabla 1. 3

Tramo

SS/EE Cap.

Térmica [MVA] 25°

c/sol


Cap. Otros Equipos Serie [MVA]

Límite por Estabilidad de Tensión [MW] (2)(5)(7)

Reg. de Tensión P [MW]

(Q) [MVAr]

Margen de Seguridad y Comp.

Dinámica.

Punto de Medida

Limitación del Tramo

[MVA] (1)(3) Causa

Origen Destino Origen Destino Origen Destino Caso - Falla, Operación

Postcont.

Alto Jahuel - Polpaico 500kV Alto Jahuel Polpaico 1803 1663 (6) 1663

S/E Polpaico Trafo. 2x750

Caso A: Desconexión intempestiva

Central Nueva Renca

1500 Transf. de

Poder Alto Jahuel - Lo Aguirre 500 kV Alto Jahuel Lo Aguirre 1803 1663 2078

S/E

Polpaico

Lo Aguirre - Polpaico 500kV Lo Aguirre Polpaico 1803 2078 1663

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV L1 Ancoa Alto Jahuel 1606 1663 1663

CCSS Permanente

1422

S/E Alto Jahuel Trafo.

2x750

A: 566 A: 548(-68) Cumple

S/E Ancoa

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV L2 Ancoa Alto Jahuel 1803 1663 1663 A: 657 A: 634(-130) S/E Ancoa

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV L3 Ancoa Alto Jahuel 1803 1663 1663 Sobrecarga

30 min. 1936 A: 586 A: 568(-49) Cumple S/E Ancoa

2335 Regulación de Tensión

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV L4 Ancoa Alto Jahuel 1803 1663 1663(6)

A: 586 A: 568(-49) Cumple S/E Ancoa

Charrúa - Ancoa 500 kV L1 Charrúa Ancoa 1834 1663 1663 S/E Charrúa Trafo. 3x750

CCSS Permanente

1368 Sobrecarga

30 min. 1847

A: 1038 A: 990(-85)

Cumple

S/E Charrúa Permanente:

1368 (4)

Capacidad Térmica de

CCSS Charrúa - Ancoa 500 kV L2 Charrúa Ancoa 1786 1663 1663 A: 1037 A: 989(-64) S/E Charrúa

Ancoa - Colbún 220 kV Ancoa Colbún 600(7) 915 915 762

(Desconect.) 762

(Desconect.) A: 130 A: 119(24) Cumple Ambos 600 Conductor

Colbún –Candelaria 220 kV L1 Colbún Candelaria 680 915 915 CCSS Permanente

556

A: 339 A: 334(-13) Cumple S/E Colbún CCSS

Permanente: 556 (4)

Capacidad Térmica de

CCSS Colbún –Candelaria 220 kV L2 Colbún Candelaria 680 915 915

A: 339 A: 334(-13) Cumple S/E Colbún

(1) Todos los valores corresponden a límites postcontingencia de régimen permanente, es decir, para determinar la limitación precontingencia se deben considerar

el efecto del aumento de pérdidas, las redistribuciones de flujos postcontingencia y, particularmente la ubicación de la reserva en giro en los casos de contingencias de generación. Cabe señalar que la aplicación de restricciones térmicas en los distintos tramos de transmisión deben considerar las capacidades que correspondan al momento de su aplicación, de acuerdo con la temperatura ambiente y el efecto sol.

(2) Este límite considera compensación reactiva conectada y/o adicional según detalla el informe para cada caso. (3) Bajo ciertas condiciones operacionales es posible operar con transferencias superiores al límite permanente pero por tiempos reducidos, es decir, sobrecarga

admisible de corta duración. (4) Cabe señalar que la compensación serie admite sobrecargas transitorias, tal como se indica en la columna Capacidad de Otros Equipos Serie, siempre y cuando

se cuente con reserva en giro y/o reserva pronta disponible que permita reducir las transferencias a valores de régimen permanente. (5) Las restricciones por colapso de tensión y regulación de tensión no contemplan la desconexión de reactores por acción del MAIS. (6) Se considera que el STATCOM de S/E Cerro Navia puede aportar toda su capacidad y siendo así se debe tener presente contar con recursos de reactivos para

permitir volver al STATCOM a sus condiciones de operación normal de régimen permanente (7) Dicho tramo corresponde a un cable de poder, por lo que su capacidad térmica no cambia de acuerdo a condiciones ambientales de temperatura y

presencia/ausencia de sol.



Tabla 1. 4

Tramo SS/EE

Cap. Térmica [MVA] 25°

c/sol

Cap. Otros Equipos Serie [MVA]

Cap. Transf. Serie [MVA]

Margen de Seguridad y

Comport. Dinámico

Limitación del Tramo [MVA]

(1)(2) Causa

Origen Destino Origen Destino Origen Destino

San Luis - Agua Santa 2x220kV San Luis Agua Santa 2x389 915 732 - 300 Cumple 300 Transformador

San Pedro - Quillota 110kV San Pedro Quillota 281 686 274 - 225 Cumple 225 Transformador

Polpaico - Nogales 220kV C1 y C2 Polpaico Nogales 2x1595 1524 1200 - -

1200(3) Desconectador

Polpaico - Quillota 220kV C1 y C2 Polpaico Quillota 2x1099 1372 1200 - -

1099 (7) Conductor

Polpaico - Cerro Navia 220kV C1 y C2 Polpaico Cerro Navia 2x310 915 549 - 350 Cumple 310 Conductor

Cerro Navia – Chena (Estr 72) 220kV C1 y C2 Cerro Navia - 2x415 549 -

(4)

Cerro Navia (Est 72) – Chena 220kV C1 y C2

Chena 2x409 - 457

400 Conductor

Alto Jahuel – Chena (El Rodeo) 220kV C1 y C2 Alto Jahuel - 2x560 457

(4)

Alto Jahuel (El Rodeo)– Chena 220kV C1 y C2 - Chena 2x367

366 3x366 (5) TTCC

Alto Jahuel – Chena 220kV C3 y C4 Alto Jahuel Chena 2x415 457 366

Alto Jahuel - Tap Tuniche 154kV C1 y C2 Alto Jahuel Tap Tuniche 2x182 192 - 300 -

182 Conductor

Tap Tuniche - Punta de Cortés 154kV C1 y C2 Tap Tuniche Punta de Cortés 2x127 - - - -

127 Conductor

Punta de Cortés - Tinguiririca 154kV C1 y C2 Punta de Cortés Tinguiririca 2x214 - 320 - -

214 Conductor

Itahue - Tap Teno C1 y C2 Itahue Tap Teno 2x182 192 - - -

182 Conductor

Tap Teno - Tinguiririca C1 y C2 Tap Teno Tinguiririca 2x182 - 320 - -

182 Conductor

Ancoa - Itahue 220kV C1 y C2 Ancoa Itahue 2x330 457 457

300

300 Transformador

Charrúa - Concepción 220kV Charrúa Concepción 260 457 686 - 260 Cumple 260 Conductor

Charrúa - Hualpén 220kV Charrúa Hualpén 227 549 762 - 300 Cumple 227 Conductor

Charrúa - Lagunillas 220kV Charrúa Lagunillas 367 549 762 - - Cumple 367 Conductor

Charrúa - Concepción 154kV Charrúa Concepción 168 213 192 - -

168 Conductor

Hualpén - Lagunillas 220kV Hualpén Lagunillas 356 762 762

356 Conductor

Hualpén - Lagunillas 154kV Hualpén Lagunillas 215 256 840 - -

215 Conductor

Concepción - San Vicente C1 Concepción San Vicente 144 (6) 192 177 - -

144 Conductor

Concepción - San Vicente C2 Concepción San Vicente 144 (6) 192 160 - -

144 Conductor

San Vicente - Hualpén C1 y C2 San Vicente Hualpén 2x215 267 256 - -

215 Conductor


(2) Bajo ciertas condiciones operacionales es posible operar con transferencias superiores al límite permanente pero por tiempos reducidos, es decir, sobrecarga admisible de corta duración.

(3) En las condiciones de mayor exigencia previstas para el sistema en el horizonte de estudio y para las contingencias de severidad 1 a 5, no se alcanzaron transferencias cercanas a su capacidad térmica y tampoco se detectaron problemas de tensión. Esto contempla en operación los vínculos redundantes Polpaico – Quillota – Nogales.

(4) Esta restricción está supeditada a la limitación del tramo. (5) Limitación del tramo postcontigencia de un circuito, considerando que este tramo está con los 4 circuitos en servicio. (6) Tramo cable subterráneo en Aeropuerto Carriel Sur (144 MVA). (7) En caso de transferirse alguno de estos circuitos, el límite está determinado por la capacidad del desconectador de transferencia (762 MVA).



Tabla 1. 5

Tramo

SS/EE Cap. Térmica [MVA] 25° c/sol

Cap. TT/CC [MVA] Límite por Estabilidad de Tensión [MW]

Regulación de Tensión P [MW] (Q) [MVAr]

Margen de Seguridad y Comport. Dinámico

Punto de Medida

Limitación del Tramo [MVA] (1)(2)

Causa


Postcont.

Charrúa - Mulchén 220kV C1 Charrúa Mulchén 581 686 915 Ambos 581 Conductor

Charrúa - Mulchén 220kV C2 Charrúa Mulchén 581 549 915 Charrúa 549 TTCC

Mulchén – Cautín 220kV C1 y C2 Mulchén Cautín 2x581 2x915 2x457 Cautín 457 TTCC

Cautín - Valdivia 220kV (Cautín - E.270)

Cautín Estr.270 193 549 - Cautín 193 (3) Conductor

Cautín - Valdivia 220kV (E.270 - Ciruelos)

Estructura 270

Valdivia 145 - 366 Valdivia 145 Conductor

Cautín - Valdivia 220kV (Cautín - Ciruelos)

Cautín Ciruelos 193 549 274 Ambos 193 Conductor

Cautín - Valdivia 220kV (Ciruelos - Valdivia)

Ciruelos Valdivia 193 274 366 Valdivia 193 Conductor

Charrúa - Duqueco 220kV Charrúa Duqueco 264 549 - Ambos 264 Conductor

Duqueco - Temuco 220 kV Duqueco Temuco 264 - 343 Ambos 264 Conductor

Temuco - Cautín 220kV C1 y C2 Temuco Cautín 2x193 2x343 2x343 Ambos 193 Conductor

Valdivia – Rahue 220 kV C1

Valdivia Rahue 193 183 229 Falla 1Unidad Canutillar Caso A: 2U Canutillar CER Pto. Montt F/S Caso B: 1U Canutillar CER Pto Montt E/S

A: 239 (16) B: 260 (-5)

A: 202 (-14) B: 244 (-29)

Cumple

Valdivia 183 TTCC

Valdivia – Rahue 220 kV C2

Valdivia Rahue 145 183 - Valdivia 145 Conductor

Rahue - Puerto Montt 220 kV C1

Rahue Pto. Montt 193 229 183 A: 162 (10) B: 190 (-12)

A: 128 (-13) B: 176 (-33)

Rahue

A: 128 (-13) B: 176 (-33)

Estabilidad de Tensión

Rahue - Puerto Montt 220 kV C2

Rahue Pto. Montt 145 - 183 Rahue

A: 128 (-13) B: 145

A: Estabilidad de Tensión B: Conductor


(2) Bajo ciertas condiciones operacionales es posible operar con transferencias superiores al límite permanente pero por tiempos reducidos, es decir, sobrecarga admisible de corta duración

(3) Esta restricción está supeditada a la limitación del tramo Cautín - Valdivia.



2 Introducción y Objetivos

En el Artículo 6-28 de la NT se señala que la DO podrá adoptar restricciones en el Sistema de Transmisión como medida de control preventivo para garantizar la SyCS ante diferentes estados del SI, para un conjunto de contingencias simples de severidad creciente que resulten ser las más críticas, a partir del Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión (ERST). Este estudio que realice la DO, deberá actualizarse a lo menos una vez cada año, correspondiendo el presente documento a la actualización del año 2016. Las restricciones que se definen en el estudio, corresponden a la máxima potencia que se puede transmitir por las líneas de transmisión que la DO identifique como críticas que permitan garantizar que frente a la ocurrencia de las contingencias indicadas anteriormente, y en los escenarios analizados, se verifique a lo menos que:

Los generadores no pierden sincronismo,

No hay riesgo de colapso de tensión,

No hay inestabilidad de frecuencia, y

Se cumple con los estándares para el comportamiento dinámico de tensión, frecuencia y oscilatorio.

Se deberán considerar aquellas contingencias simples indicadas en el Art. 5-37 de la NT. Además en el artículo 5-31 de la NT, se indica que se deberán operar los Elementos Series (del sistema de transmisión) manteniendo la corriente transportada en un valor igual o inferior al 100% de la Capacidad de Transmisión de Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. No obstante es posible que los elementos series del sistema de transmisión se operen con una sobrecarga, por un tiempo máximo de 15 minutos, para aquellos casos de postcontingencia simple (artículo 5-35). Al respecto, el presente estudio hace referencia sólo a la capacidad de transmisión de régimen permanente, ya que las limitaciones asociadas a sobrecarga temporales admisibles (15 minutos) dependen de la carga inicial (precontingencia) y del monto de reservas de potencia activa disponibles en cada caso que permitan restablecer la transferencia del elemento sobrecargado a niveles aceptables. Sin embargo los límites que se determinen por sobrecarga admisible serán aplicados en los escenarios de operación real previa evaluación de las condiciones que se presenten. Por último, las restricciones definidas en el presente estudio son de carácter referencial, debido a que los supuestos de despacho y topología del sistema varían respecto de los escenarios que se presenten en la operación real. Para determinar las transferencias en la operación real del sistema se deberán realizar estudios específicos para cada caso, que consideren las condiciones particulares que se prevean de acuerdo con la planificación de la operación de corto plazo.



3 Antecedentes

3.1 Conceptos Previos

A continuación se detallarán aquellos conceptos utilizados en el presente informe.

3.1.1 Límite Térmico

Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie, determinada la carga admisible, en función de la máxima temperatura de diseño operativo, definido para régimen permanente y en determinadas condiciones del ambiente y de tensión.

3.1.2 Límite por Contingencias

Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie en estado normal de operación del SI, de modo que en el evento de ocurrir una Contingencia Simple, se satisfaga el criterio N-1.

3.1.3 Límite por Regulación y Estabilidad de Tensión

Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie en Estado Normal tal que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple ella no provoque descensos de la tensión fuera de los rangos permitidos y mantenga un margen adecuado de seguridad respecto del punto de colapso de tensión, ya sea en las barras extremas del propio elemento o en otras barras del SI, haciendo uso de los recursos disponibles de control de tensión y conservando las reservas necesarias de potencia reactiva.

3.2 Restricciones en el Sistema de Transmisión

Para la determinación de las restricciones en el sistema de transmisión existen diversos factores que influyen al momento de simular la operación del sistema y que se deben considerar, entre ellos destacan:

Característica de demanda de los consumidores.

Despachos de generadores.

Topología del sistema.

Contingencias en el sistema. Es importante recordar que cualquier cambio considerable sobre los supuestos establecidos para cada uno de los factores antes señalados significa un cambio sobre los resultados finales del estudio, por lo que dichos resultados son de carácter referencial y cualquier limitación aquí establecida deberá verificarse para condiciones particulares de operación que se presenten. Según señala la bibliografía, los tipos de limitaciones que pueden afectar una línea de transmisión están relacionadas con la longitud de la línea:



Límites Térmicos: 0 a 80 km.

Regulación de tensión: 80 a 320 km.

Límites de estabilidad: sobre 320 km. Sin embargo para sistemas extensos y complejos, se requiere una evaluación adicional que permita incluir los diversos factores que influyen en los límites de estabilidad. En particular para líneas de menor longitud pero que componen un sistema de transmisión longitudinal extendido. En el SIC hay zonas, las cuales son abastecidas por líneas de 80 km de longitud, o menos, para las cuales se evaluarán solamente limitaciones térmicas de los equipos.



4 Bases del Estudio

4.1 Descripción de la metodología utilizada en el desarrollo del estudio

4.1.1 Determinación de Restricciones

Para determinar las restricciones en aquellas líneas del sistema de transmisión que la DO determine críticas, se determinarán en forma independiente los límites térmicos y por estabilidad de tensión (cuando corresponda). Posteriormente se verificará el comportamiento dinámico, para la limitación más restrictiva. En caso de no cumplir los estándares dinámicos se restringirán más las transferencias hasta cumplir con dichas exigencias. En este último caso, la restricción quedará definida por un límite por estabilidad dinámica. A continuación se describen cada uno de los límites mencionados anteriormente.

4.1.1.1 Determinación de Limitaciones Térmicas

Las limitaciones térmicas se determinarán sobre la base de la información entregada por los propietarios de instalaciones del sistema de transmisión troncal o instalaciones que se consideren críticas para el abastecimiento de una zona específica. Estas instalaciones incluyen la capacidad térmica de las líneas y sus TTCC asociados como también la capacidad de los transformadores de poder que impongan restricciones de transmisión.

4.1.1.2 Determinación de Límite por Estabilidad de Tensión

Se determinará el límite por estabilidad de tensión para aquellas líneas más exigidas que abastezcan hacia una zona específica, en presencia de contingencias simples. Para ello se estimará el valor límite de la transferencia por la línea más exigida disminuyendo la generación interna de la zona hasta que las simulaciones estáticas (estudios de flujos de potencia) no converjan por déficit de potencia reactiva local respetando los mínimos técnicos de las unidades generadoras. En caso de no disponer de recursos de potencia activa despachados aguas abajo del tramo analizado, se despachará generación que permita producir las curvas versus transferencia. Esta generación sólo aportará potencia activa, de manera de que no afecte significativamente el punto crítico de estabilidad.

4.1.1.3 Determinación de Límites por Estabilidad Dinámica

Para aquella limitación más restrictiva de las determinadas anteriormente se verificará que el comportamiento dinámico del sistema, en ese escenario particular, cumple con los estándares de recuperación dinámica establecidos en la NT. En caso contrario las restricciones de transmisión quedarán supeditadas al cumplimiento de dichos estándares.

4.1.2 Zonas de Estudio

El estudio contempla un análisis zonal del SIC, de manera de abordar las características propias de las distintas zonas. Para estos efectos el análisis de la operación del SIC considera las siguientes zonas:



Zona Norte: de S/E Quillota 220 kV al norte.

Zona Centro: Zona Quinta Región: entre SS/EE Quillota 110 kV, Las Vegas, Alto Melipilla y Agua

Santa 220 kV. Zona Centro 220 kV: entre S/E Quillota y S/E Alto Jahuel. Zona 154 kV: entre S/E Alto Jahuel y S/E Itahue. Sistema de 500 kV.

Zona Concepción: de S/E Charrúa 220 kV hacia la zona de Concepción.

Zona Sur: de S/E Charrúa 220 kV al sur.

4.2 Información Técnica del SIC y Herramienta de Simulación Utilizada

Para la simulación del sistema se utilizó la base de datos del SIC en formato DIgSILENT correspondiente a los escenarios bases confeccionados por la DO del CDEC-SIC para el mes de enero de 2016, agregando aquellas obras que estarán en servicio a junio de 2017.

4.3 Convenciones y supuestos adoptados para la realización del estudio

4.3.1 Modelación de la Carga

Para los estudios dinámicos se considerará un modelo en función de la frecuencia y tensión según plantea el documento “Metodología para la preparación de escenarios base que se utilizan en los estudios de operación del SIC” elaborado por la DO en marzo de 2005. Para estudios estáticos el modelo de carga es de potencia constante, es decir, no existe dependencia con la tensión ni con la frecuencia.

4.3.2 Regulación de Frecuencia

Para efectos de los estudios dinámicos se consideró como unidad reguladora de frecuencia y barra libre a la Unidad N° 1 de la central Ralco. Para el estudio estático de las transferencias máximas por el sistema de 500 kV se consideró que las unidades hidráulicas más importantes aportan a la regulación primaria de frecuencia en función de sus estatismos.

4.3.3 Aplicación de Fallas

La aplicación de las fallas se ubicará a un 5% de la longitud de las líneas, con un tiempo de despeje de fallas que cumple con la normativa vigente.



4.4 Características Generales de los Escenarios de Operación

A continuación se indican las características generales de los escenarios de operación, cuyo detalle se presenta en los respectivos capítulos de análisis de cada zona.

4.4.1 Periodo de Aplicación

El estudio considera un horizonte de 12 meses, desde julio de 2016 hasta junio de 2017, periodo para el cual se estimará el escenario base para demanda máxima y se incorporaran las correspondientes ampliaciones del sistema.

4.5 Ampliaciones del SIC

Se consideraron aquellas obras de transmisión que se detallan en el plan de obras indicativo de la CNE, correspondiente al ITD de precio de nudo de octubre de 2015. Adicionalmente, se debe mencionar que se consideraron los mejores antecedentes disponibles a la fecha de inicio del estudio, correspondiente a enero de 2016.

4.5.1 Demanda del SIC

Las demandas máximas del SIC (generación bruta) para el 2017 se estimaron en 7950 MW para el mes de Enero.

4.5.2 Despachos de Generación

En la determinación del despacho del escenario base se utilizó la programación de 12 meses de enero de 2016, correspondiente a un escenario de hidrología media. Sin embargo, con el objeto de lograr altas transferencias que permitan determinar las restricciones de transmisión particulares de cada zona, se requerirá modificar los despachos del escenario base cuando corresponda.



4.6 Márgenes de Seguridad y Estabilidad

En el presente informe se utilizarán el margen de estabilidad sincrónica y el margen de estabilidad oscilatoria que se detallan a continuación.

4.6.1 Margen de Estabilidad Sincrónica

Para las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-37, la DO determinará el Límite por Estabilidad Transitoria para cada Elemento Serie del ST para las configuraciones de demanda y generación más desfavorables, para lo cual se considerará como margen de seguridad adecuado verificar que la excursión del ángulo del rotor en la primera oscilación de la máquina más exigida no supere los 120º eléctricos medidos respecto del eje inercial del SI, y siempre que se verifique el cumplimiento de los estándares de recuperación dinámica definidos desde el Artículo 5-39 al 5-44.

4.6.2 Margen de Estabilidad Oscilatoria (Art. 5-43 y 5-44)

De la definición del factor de amortiguamiento se tiene que:

100

4

)(log12

log

2

2

Ae

Ae

R

R

Donde RA es el cuociente entre A2 y A1, que corresponden a las máximas amplitudes de dos semiciclos consecutivos de las transferencias de potencia activa (dicha amplitud se mide con respecto al valor de estabilización de régimen permanente). Este margen se aplica para contingencias simples y considera que las oscilaciones electromecánicas de potencia activa por una línea de transmisión deberá ser como mínimo un 5%.



4.7 Contingencias Consideradas en el Análisis

Las contingencias estudiadas para la determinación de las limitaciones se detallan en la Tabla 4

Tabla 4.7

Zona Contingencia/Límites por Estabilidad de

Tensión

Límites por Estabilidad Oscilatorio y Sincrónica

Falla Limitación Severidad

Norte

Caso A1: Falla L1 Maitencillo – Cardones 220 kV (3 U de Guacolda E/S)

Maitencillo - Cardones 220 kV L2 Ajustada a límite térmico Sev. 4

Caso A2: Falla L1 Maitencillo – Cardones 220 kV 3 U de Guacolda E/S y CER Cardones F/S

Maitencillo - Cardones 220 kV L2 Ajustada a límite térmico Sev. 4

Caso A3: Falla L1 Maitencillo – Cardones 220 kV 3 U de Guacolda y SVC Plus Diego Almagro F/S

Maitencillo - Cardones 220 kV L2 Ajustada a límite térmico Sev 4

Caso B: Desconexión 1 Unidad Central Guacolda. 3 U de Guacolda y SVC Plus Diego Almagro F/S

Salida Intempestiva de una Unidad de Guacolda

Ajustada a límite térmico Sev. 4

Caso C: Circuito Pta. Colorada – Pan de Azúcar 4 de Guacolda y Centrales

ERNC al norte de S/E Maitencillo E/S

Punta Colorada – Pan de Azúcar 220 kV L1

Ajustada a límite térmico Sev. 4

V Región Caso Base:

Ventanas 1, 2, 3 y Campiche.

Quillota - San Pedro 110 kV Ajustada a límite térmico Sev. 4

1 circuito San Luis - Agua Santa 220 kV Ajustada a límite térmico Sev. 4

Centro 220 kV

Caso Base: 2 CC en San Luis 1 U de Rapel E/S Nueva Renca F/S

Polpaico - Cerro Navia L1 220 kV Ajustada a límite térmico Sev. 4

Centro 500 kV

Caso A: Desconexión Central Nueva Renca 4 circuitos Ancoa A. Jahuel

1 CC en San Luis Nueva Renca E/S

Salida Intempestiva Central Nueva Renca

Ajustada a límite de estabilidad

Sev. 5

Concepción Caso Base:

Bocamina I, Petropower, Arauco E/S

Charrúa - Concepción 220 kV Ajustada a límite térmico Sev. 4

Charrúa - Hualpén 220 kV Ajustada a límite térmico Sev. 4

Charrúa - Lagunillas Ajustada a límite térmico Sev. 4

Sur

Caso A: 2 U Canutillar Rucatayo E/S

CER Pto. Montt F/S

Salida Intempestiva Central Canutillar Ajustada a límite térmico Sev. 5

Caso B: 1 U Canutillar Rucatayo E/S

CER Pto. Montt E/S

Salida Intempestiva Central Canutillar Ajustada a límite de

estabilidad Sev. 5

Para el caso A la falla de la línea nº1 del tramo Maitencillo – Cardones 220 kV corresponde a la contingencia más exigente en términos de requerimientos de potencia reactiva porque, de acuerdo a la información disponible, esta línea posee una impedancia levemente menor. Debido a que el estudio considera el análisis de contingencias simples y la verificación de estándares estáticos y dinámicos, se simularon sólo las severidades de la 1 a la 5.

4.8 Criterios Adoptados para la Realización de las Simulaciones

4.8.1 Sistema de Transmisión a Estudiar

Debido a que las contingencias que deben ser estudiadas, según señala la NT, corresponden a las más críticas para el sistema, se estudiarán aquellas contingencias más severas en el sistema troncal, líneas de subtransmisión que abastezcan a grandes áreas de consumo (Concepción y Quinta Región) y se verificará la estabilidad sincrónica referida a contingencias en aquellas líneas de inyección más



relevantes. Lo anterior se justifica en base a que este tipo de contingencias tienen un mayor impacto sobre el abastecimiento global de la demanda.

4.8.2 Utilización de EDAC y EDAG en el estudio

Se utilizarán los EDAC y EDAG existentes a la fecha de realización del estudio.

4.8.3 Estándares de Recuperación dinámica

Se verificará el comportamiento dinámico para estado normal y alerta establecido en el Titulo 5-6 de la NT. Los principales estándares a verificar son: factor de amortiguamiento, comportamiento transitorio de la tensión y frecuencia mínima.

4.8.3.1 Factor de Amortiguamiento(Art. 5-43)

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

4.8.3.2 Máximas variaciones de tensión transitorias (Art. 5-39)

Encontrándose en Estado Normal al ocurrir una Contingencia hasta severidad 7, la tensión no deberá descender transitoriamente por debajo de 0,70 por unidad luego de 50 [ms] de despejada la contingencia, en ninguna barra del ST. La tensión tampoco podrá permanecer por debajo de 0,80 por unidad, por un tiempo superior a 1 segundo. La magnitud de la tensión en todas las barras del SI deberá converger a su valor final, ingresando dentro de una banda de tolerancia de ±10% en torno al mismo, en un tiempo no superior a 20 segundos, medido desde el instante de ocurrencia de la contingencia.

4.8.3.3 Exigencias de frecuencia (Art. 5-40)

En el caso de una Contingencia Simple, la frecuencia mínima admitida en instalaciones del ST de tensión igual o superior a 200 [kV] será igual a 48,30 [Hz], aceptándose un descenso transitorio de la frecuencia por debajo de 48,30 [Hz] durante un tiempo inferior a los 200 [ms] en ST de tensión inferior a 200 [kV].

4.8.4 Control de tensión

De acuerdo con el artículo 5-25 de la NT, para controlar la tensión en estado normal y alerta se podrán considerar las siguientes acciones operacionales:

a. Conexión o desconexión de bancos de condensadores shunt. b. Conexión o desconexión de condensadores síncronos. c. Conexión o desconexión de reactores shunt. d. Operación de compensadores estáticos de potencia reactiva. e. Operación de cambiadores de taps bajo carga de transformadores



f. Operación de centrales generadoras con capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva. g. Modificación de consigna de equipos de compensación reactiva activos (STATCOM). h. Modificación de la potencia de referencia de los convertidores HVDC

El control de tensión mediante desconexión de consumos por baja tensión o desconexión de líneas de transmisión por sobretensión, quedará restringido sólo al estado de emergencia (Art. 5-53).

4.8.5 Rangos de Tensión Permanentes

Los rangos de tensión permanente para operación normal están definidos con respecto a las tensiones de servicio, determinadas por la DO, y corresponden a los señalados en el artículo 5-24 de la NT. Para estado de alerta, los rangos de tensión están definidos en el artículo 5-28.

4.8.6 Capacidades del sistema de transmisión

Se utilizarán las capacidades máximas de los elementos del sistema de transmisión informadas por los propietarios a la fecha de realización del estudio. En estado normal o alerta el CDC y CC operarán los elementos series manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100% de la capacidad de transmisión en régimen permanente (Art. 5-31).



5 Desarrollo del Estudio

5.1 Zona Norte

Esta zona está comprendida entre las SS/EE Diego de Almagro 220 kV y Quillota 220 kV. Este sistema tiene una longitud aproximada de 830 km lo que podría conllevar problemas de regulación de tensión, y para algunos escenarios, problemas de estabilidad de tensión. Los casos analizados contemplan una demanda al norte de S/E Nogales de 893 MW y una demanda al Norte de S/E Maitencillo de 380 MW. Las capacidades térmicas de conductores y TT/CC, se encuentran en los Anexos 7.1.1 y 7.1.2. Para esta zona se analizaron los límites térmicos y de estabilidad de tensión, factores de redistribución de flujos, y posteriormente se verificó el comportamiento dinámico para las distintas contingencias.

5.1.1 Ampliaciones en Zona Norte

Aumento de capacidad de línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV.

Tendido segundo circuito línea Cardones – Diego de Almagro con seccionamiento en Carrera Pinto.

Seccionamiento barra principal Carrera Pinto.

Seccionamiento línea 2 x 220 kV Maitencillo – Punta Colorada, denominada S/E Don Héctor, para la inyección de la central Pelícano.

5.1.2 Límites por Estabilidad de Tensión Zona Norte

En esta sección del informe se determinan las máximas transferencias por las líneas 220 kV Maitencillo – Cardones, Las Palmas – Pan de Azúcar y Maitencillo - Punta Colorada, supeditada a la estabilidad de tensión en la zona ante las contingencias simples más críticas de la zona. Las contingencias y casos analizados son los siguientes:

o Caso A1: Falla de un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV, 3 Unidades de Guacolda E/S (CER Cardones y SVC Plus Diego Almagro E/S)

o Caso A2: Falla de un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV, 3 Unidades de Guacolda E/S y CER Cardones F/S (SVC Plus Diego Almagro E/S)

o CasoA3: Falla de un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV, 3 Unidades de Guacolda y SVC Plus Diego Almagro F/S (CER Cardones E/S)

o Caso B: Falla de una Unidad de Guacolda, con 3 unidades de Central Guacolda E/S.

o Caso C: Falla de un Circuito de la Línea Punta Colorada – Pan de Azúcar 220 kV, Flujos Norte Sur, con 4 unidades de Central Guacolda y Centrales ERNC eólicas y solares al norte de S/E Maitencillo E/S



Estos casos consideran que se encuentran conectados los CCEE de S/E Cardones (2x5.4 MVAr) y el CE de S/E Pan Azúcar (75 MVAr). La metodología utilizada para determinar los límites por estabilidad de tensión se basa en la disminución de generación aguas abajo del tramo en estudio, con el objetivo de aumentar las transferencias por las líneas sujetas a análisis.

5.1.2.1 Caso A1: Falla de un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV, 3 Unidades de Guacolda E/S (CER Cardones y SVC Plus Diego Almagro E/S)

Con el objetivo de determinar las máximas transferencias postcontingencia y obtener una curva en función de dichas transferencias, en aquellos escenarios que no contemplen generación al norte de S/E Cardones, se consideraron el despacho de Taltal en modo PQ (con cero aporte de reactivos), disminuyendo su generación hasta sacarla de servicio. Los resultados se muestran en el Gráfico N° 1.

Gráfico N° 1: Transferencias Maitencillo - Cardones Caso A1

A partir del gráfico se puede apreciar que en estado post contingencia con 3 unidades de Guacolda en servicio no se encuentran restricciones de transferencias desde Maitencillo a Cardones por colapso de tensión.

0.930

0.950

0.970

0.990

1.010

1.030

1.050

1.070

280 300 320 340 360 380 400

Te

ns

ion

es [p

.u.]

Transferencias [MW]

Tensiones [p.u.] vs Transf. Maitencillo - Cardones 220 kV

S/E Diego de Almagro - 220.0 kV - J S/E Carrera Pinto - 220.0 kV - J

S/E Cardones - 220.0 kV - J1 S/E Maitencillo - 220.0 kV - J1

S/E Punta Colorada - 220.0 kV - B0.1 S/E Pan de Azucar - 220.0 kV - J1

Las Palmas - 220.0 kV - J1 S/E Los Vilos - 220.0 kV - J1

Nogales - 220.0 kV - J1 Lím. Opx Alerta Maitencillo

0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

0.18

0.20

280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

dV

/dQ

[°/

o/M

VA

r]

Transferencias [MW]

Sens.dV/dQ[°/o/MVAr] vs Transf. Maitencillo - Cardones 220 kV





Nogales - 220.0 kV - J1

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

Dif

ere

ncia

An

gu

lar [º

]

Transferencias MW

Diferencia Angular [°] vs Transf. Maitencillo - Cardones 220 kV

0.00

0.01

0.01

0.02

0.02

0.03

0.03

0.04

0.04

0.05

0.05

280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

dV

/dP

[°/

o/M

VA

r]

Transferencias [MW]

Sensib.dV/dP[°/o/MW] vs Transf. Maitencillo - Cardones 220 kV








Para estos niveles de transferencias se consideró la operación abierta del tramo Maitencillo – Cardones 110 kV en S/E Maitencillo para evitar su sobrecarga.

5.1.2.2 Caso A2: Falla de un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV, 3 Unidades de Guacolda E/S y CER Cardones F/S (SVC Plus Diego Almagro E/S)

Similarmente al Caso A1, en este caso se evalúa la máxima transferencia postcontingencia desde Maitencillo a Cardones 220 kV, en aquellos escenarios sin generación al norte de Maitencillo y con el CER de Cardones fuera de servicio. Los resultados se muestran en el Gráfico N° 2.


A partir del gráfico se puede apreciar que en estado post contingencia con 3 unidades de Guacolda en servicio y el CER de Cardones fuera de servicio, no se encuentran restricciones de transferencias desde Maitencillo a Cardones por colapso de tensión . Para estos niveles de transferencias se consideró la operación abierta del tramo Maitencillo – Cardones 110 kV en S/E Maitencillo para evitar su sobrecarga.

0.930

0.950

0.970

0.990

1.010

1.030

1.050

1.070

280 300 320 340 360 380 400

Te

ns

ion

es [p

.u.]

Transferencias [MW]







0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

0.18

0.20

280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

dV

/dQ

[°/

o/M

VA

r]

Transferencias [MW]







0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

Dif

ere

ncia

An

gu

lar [º

]

Transferencias MW


0.00

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

0.09

280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

dV

/dP

[°/

o/M

VA

r]

Transferencias [MW]









5.1.2.3 Caso A3: Falla de un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV, 3 Unidades de Guacolda y SVC Plus Diego Almagro F/S (CER Cardones E/S)

Similarmente a los casos anteriores, en este caso se evalúa la máxima transferencia postcontingencia desde Maitencillo a Cardones 220 kV, en aquellos escenarios sin generación al norte de Maitencillo y esta vez considerando el SVC Plus de Diego Almagro fuera de servicio. Los resultados se muestran en el Gráfico N° 3.


A partir del gráfico se puede apreciar que en estado post contingencia con 3 unidades de Guacolda en servicio y el SVC Plus de Diego Almagro fuera de servicio, no se encuentran restricciones de transferencias desde Maitencillo a Cardones por colapso de tensión . Para estos niveles de transferencias se consideró la operación abierta del tramo Maitencillo – Cardones 110 kV en S/E Maitencillo para evitar su sobrecarga.

0.930

0.950

0.970

0.990

1.010

1.030

1.050

1.070

280 300 320 340 360 380 400

Te

ns

ion

es [p

.u.]

Transferencias [MW]







0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

0.18

0.20

280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

dV

/dQ

[°/

o/M

VA

r]

Transferencias [MW]







0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

Dif

ere

ncia

An

gu

lar [º

]

Transferencias MW


0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

0.18

0.20

280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400

dV

/dP

[°/

o/M

VA

r]

Transferencias [MW]









5.1.2.4 Caso B: Falla de 1 Unidad de Central Guacolda, con 3 unidades de Central Guacolda E/S

Una vez determinada la condición base más crítica factible al norte de Maitencillo (3 unidades de Guacolda) tal que fuese posible sacar de servicio una unidad de Guacolda para determinar las máximas transferencias postcontingencia de S/E Nogales al Norte. Para efectos prácticos de obtener las diferentes curvas en función de las transferencias se disminuyó la generación de Central Guacolda. Bajo las consideraciones anteriores, los resultados se muestran en el Gráfico N° 4.

Gráfico N° 4: Transferencias Las Palmas – Pan de Azúcar, Caso B

A partir de los resultados de los gráficos anteriores, en la siguiente tabla se resumen las transferencias máximas por las líneas de Las Palmas 220 kV al norte en forma simultánea diferenciando la causa de la limitación.

0.870

0.890

0.910

0.930

0.950

0.970

0.990

1.010

1.030

1.050

1.070

355 375 395 415 435 455 475 495 515 535 555

Te

ns

ion

es [p

.u.]

Transferencias [MW]

Tensiones [p.u.] vs Transf. S/E Nogales 220 kV al Norte





Nogales - 220.0 kV - J1 Lím. Opx Alerta Las Palmas

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

355 375 395 415 435 455 475 495 515 535 555

dV

/dQ

[°/

o/M

VA

r]

Transferencias [MW]

Sens.dV/dQ[°/o/MVAr] vs Transf. S/E Nogales 220 kV al Norte






0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

355 375 395 415 435 455 475 495 515 535 555

Dif

ere

ncia

An

gu

lar [º

]

Transferencias MW

Diferencia Angular [°] vs Transf. S/E Nogales 220 kV al Norte

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

355 375 395 415 435 455 475 495 515 535 555

dV

/dP

[°/

o/M

VA

r]

Transferencias [MW]

Sensib.dV/dP[°/o/MW] vs Transf. S/E Nogales 220 kV al Norte








Tabla 5.1.2 1

Transferencias Máximas Postcontingencia [MW]

Regulación de Tensión* Sensibilidades Pto. Crítico Estabilidad

Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV L1 212 220 231

Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV L2 212 220 231

Nogales – Los Vilos 220 kV L1 253 263 279

Nogales – Los Vilos 220 kV L2 253 263 27

estudio de restricciones en el sistema de transmisión · 2016-08-17 · 5.7.2.1 caso a: falla de 1...

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