estudiodinamico sing vf

Proyecto Estrategia de Expansin de las Energas Renovables en los Sistemas Elctricos Interconectados (MINENERGIA / GIZ) PN: 2009.9061.4

Estudio dinmico de escenarios de expansin de las Energas Renovables No Convencionales (ERNC) en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) Informe Final

Preparado por:

CENTRO DE ENERGA - FCFM UNIVERSIDAD DE CHILE Santiago de Chile Enero de 2013

Informe Final

Estudio dinmico de escenarios de expansin de ERNC en el SING

www.centroenergia.cl

Aclaracin Este estudio fue elaborado por encargo de Deutsche Gesellschaft fr Internationale

Zusammenarbeit (GIZ) GmbH como parte del proyecto Estrategia de Expansin de las Energas

Renovables en los Sistemas Elctricos Interconectados, implementado por el Ministerio de Energa

y GIZ en el marco de la cooperacin intergubernamental entre Chile y Alemania. El proyecto se

financia a travs de la Iniciativa Internacional para la Proteccin del Clima (IKI) del Ministerio

Federal de Medio Ambiente, Proteccin de la Naturaleza y Seguridad Nuclear (BMU) de Alemania.

Sin perjuicio de ello, las conclusiones, opiniones y recomendaciones de los autores no

necesariamente reflejan la posicin del Gobierno de Chile. De igual forma, cualquier referencia a

una empresa, producto, marca, fabricante u otro similar no constituye en ningn caso una

recomendacin por parte del Gobierno de Chile o de GIZ. Se autoriza la reproduccin parcial o total,

siempre y cuando se cite la fuente de referencia.

Informe Final Pgina

i



Tabla de Contenidos

1. Introduccin ............................................................................................................................ 1

1.1. Antecedentes ............................................................................................................................... 1

1.2. Objetivos ...................................................................................................................................... 2

1.3. Alcances ....................................................................................................................................... 4

2. Sistema de potencia considerado: SING .................................................................................... 5

1.4. Caractersticas generales del SING............................................................................................... 5

1.5. Unidades generadoras ................................................................................................................. 6

1.6. Sistema de transmisin ................................................................................................................ 9

1.7. Casos de estudio ........................................................................................................................ 11

3. Metodologa .......................................................................................................................... 15

3.1. Metodologa general .................................................................................................................. 15

3.2. Supuestos tcnicos..................................................................................................................... 18

4. Anlisis preliminar de la operacin del SING ........................................................................... 19

4.1. Control de frecuencia................................................................................................................. 19

4.2. Control de tensin y requerimientos de potencia reactiva ....................................................... 21

4.3. Restricciones existentes en la operacin del SING .................................................................... 22

4.3.1 Estudio de restricciones en el Sistema de Transmisin 2010 [43] .................................................... 22

4.3.2 Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas [44] ................................................. 24

4.3.3 Estudio de Control de Tensin y Requerimientos de Potencia Reactiva 2011 [41] .......................... 26

5. Definicin de escenarios ......................................................................................................... 29

5.1. Seleccin de contingencias crticas ............................................................................................ 29

5.2. Seleccin de puntos de operacin ............................................................................................. 31

6. Resultados ............................................................................................................................ 35

6.1. Caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC ................................................................................... 35

6.1.1 Demanda mxima ............................................................................................................................. 35

6.1.2 Demanda base .................................................................................................................................. 42

Informe Final Pgina

ii



6.1.3 Demanda mnima .............................................................................................................................. 49

6.1.4 Hora 5874 del ao, demanda de 3068 MW ...................................................................................... 52

6.1.5 Conclusiones caso Pesimista Sin ERNC .......................................................................................... 54

6.2. Caso de estudio 2: Base Costos de inversin ERNC optimistas .............................................. 56

6.2.1 Demanda mnima .............................................................................................................................. 56

6.2.2 Mxima inyeccin ERNC - Demanda de 3068 MW ........................................................................... 68

7. Conclusiones .......................................................................................................................... 85

8. Referencias ............................................................................................................................ 87

ANEXOS (Documento adicional)

9. Obras adicionales de transmisin y generacin ............................................................................. A-1

10. Requerimientos de reserva primaria .............................................................................................. A-3

11. Requerimientos tcnicos para la operacin del sistema en caso de falla de acuerdo a la

normativa Chilena ........................................................................................................................... A-5

12. Resultados dinmicos caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC. Demanda mxima ..................... A-9

13. Resultados dinmicos caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC. Demanda base ......................... A-31

14. Resultados dinmicos caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC. Demanda mnima .................... A-53

15. Resultados dinmicos caso de estudio 1: Pesimista Sin ERNC. Demanda 3068 MW

(hora 5874) .................................................................................................................................... A-75

16. Resultados dinmicos caso de estudio 2: Con ERNC. Demanda mnima. ..................................... A-97

17. Resultados dinmicos caso de estudio 2: Con ERNC. Mxima inyeccin ERNC. Con medidas

correctivas (90 MVA en bateras + recorte de 80 MW en Taltal). .............................................. A-147

Informe Final Pgina

iii



Listado de Figuras

Figura 2-1. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del norte del SING....................................... 7

Figura 2-2. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del centro del SING. .................................... 8

Figura 2-3. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del sur del SING. ......................................... 9

Figura 2-4. Diagrama del sistema de transmisin del SING utilizado .................................................................. 10

Figura 2-5. Distribucin de las ERNC en el caso de estudio ................................................................................. 13

Figura 3-1. Metodologa utilizada SING ............................................................................................................... 15

Figura 4-1. Esquema de la regulacin de frecuencia que opera en el SING ........................................................ 20

Figura 5-1. Curva de duracin del SING para el ao 2020 ................................................................................... 33

Figura 6-1. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad U16. Sin ERNC,

demanda mxima. ............................................................................................................................. 37

Figura 6-2. Tensin de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad U16. Sin ERNC,

demanda mxima. ............................................................................................................................. 38

Figura 6-3. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en las cercanas

de Crucero 220 kV. Sin ERNC, demanda mxima. ............................................................................. 39

Figura 6-4. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en las

cercanas de Crucero 220 kV. Sin ERNC, demanda mxima. ............................................................. 40

Figura 6-5. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en lnea

Cruceros-Lagunas 220kV con unidad CTTAR en mantenimiento. Sin ERNC, demanda mxima. ...... 41

Figura 6-6. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad Ang1. Sin ERNC,

demanda base. .................................................................................................................................. 43

Figura 6-7. Tensin de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad Ang1. Sin ERNC,

demanda base. .................................................................................................................................. 44

Figura 6-8. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en las cercanas

de Crucero 220 kV. Sin ERNC, demanda base. ................................................................................... 45

Figura 6-9. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en las

cercanas de Crucero 220 kV. Sin ERNC, demanda base. ................................................................... 46


Cruceros-Lagunas 220kV con unidad CTTAR en mantenimiento. Sin ERNC, demanda base. ............ 47

Figura 6-11. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en lnea

Cruceros-Lagunas 220kV con unidad CTTAR en mantenimiento. Sin ERNC, demanda base. ............ 48

Figura 6-12. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad Ang1. Sin ERNC,

Informe Final Pgina

iv



demanda mnima. .............................................................................................................................. 50

Figura 6-13. Tensin de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad Ang1. Sin ERNC,

demanda mnima. .............................................................................................................................. 51

Figura 6-14. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad U16. Sin ERNC,

demanda 3068. .................................................................................................................................. 53

Figura 6-15. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de salida de la unidad 1 de Angamos.

Con ERNC, demanda mnima. ............................................................................................................ 59

Figura 6-16. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Lagunas 220

kV Sin desconexin de parques elicos ni PV. Con ERNC, demanda mnima. ................................ 60

Figura 6-17. Tensin en bornes de los parques PV y elicos en caso de cortocircuito trifsico en Lagunas

220 kV Sin desconexin de parques elicos ni PV. Con ERNC, demanda mnima. ......................... 61

Figura 6-18. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Crucero 220

kV Con desconexin de parques elicos Sierra Gorda, Calama Oriente, Calama Poniente y

parques fotovoltaicos en Crucero y Calama. Con ERNC, demanda mnima. ..................................... 62

Figura 6-19. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Crucero

220 kV Con desconexin de parques elicos Sierra Gorda, Calama Oriente, Calama Poniente

y parques fotovoltaicos en Crucero y Calama. Con ERNC, demanda mnima. .................................. 63

Figura 6-20. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Calama

Oriente 220 kV Sin desconexin de parque elico. Con ERNC, demanda mnima. ........................ 64

Figura 6-21. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Calama

Oriente 220 kV Con desconexin de parque elico. Con ERNC, demanda mnima. ....................... 65


Cruceros-Lagunas 220kV con unidad CTTAR en mantenimiento. Con ERNC, demanda mnima. ..... 66

Figura 6-23. Tensin de las principales barras del sistema en caso de la salida de la unidad CTTAR con

reduccin de las inyecciones del parque Taltal en 80 MW e inclusin de 30 MVA en bateras en

Tarapac. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ................................................................................. 71

Figura 6-24. Tensin de las principales barras del sistema en caso de la salida de Angamos con reduccin de

las inyecciones del parque Taltal en 80 MW e inclusin de 90 MVA en bateras. Con ERNC,

mxima inyeccin ERNC. ................................................................................................................... 72

Figura 6-25. Potencia activa y reactiva del grupo de bateras en caso de la salida de Angamos con reduccin

de las inyecciones del parque Taltal en 80 MW e inclusin de 90 MVA en bateras. Con ERNC,

mxima inyeccin ERNC. ................................................................................................................... 73

Figura 6-26. Tensin de las principales barras del sistema en caso de salida de Angamos con reduccin de

las inyecciones del parque Taltal en 210 MW. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ........................ 74

Figura 6-27. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Cruceros 220

kV Sin desconexin de parques elicos ni PV. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ...................... 77

Informe Final Pgina

v



Figura 6-28. Tensin en bornes de los parques PV y elicos en caso de cortocircuito trifsico en Cruceros

220 kV Sin desconexin de parques elicos ni PV. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ............... 78

Figura 6-29. Tensin de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Crucero 220

kV Con desconexin de parques elicos Sierra Gorda, Calama Oriente, Calama Poniente y

parques fotovoltaicos en Crucero y Calama. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ........................... 79

Figura 6-30. Frecuencia de las principales barras del sistema en caso de cortocircuito trifsico en Crucero

220 kV Con desconexin de parques elicos Sierra Gorda, Calama Oriente, Calama Poniente

y parques fotovoltaicos en Crucero y Calama. Con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ........................ 80

Informe Final Pgina

vi



Listado de Tablas

Tabla 2-1. Capacidad instalada (al ao 2020) de los casos de estudio ............................................................... 12

Tabla 5-1: Contingencias seleccionadas ............................................................................................................. 30

Tabla 6-1: Contingencias simuladas en caso de estudio 1. Demanda mxima. ................................................. 35

Tabla 6-2: Contingencias simuladas en caso de estudio 1. Demanda base. ....................................................... 42

Tabla 6-3: Contingencias simuladas en caso de estudio 1. Demanda mnima. .................................................. 49

Tabla 6-4: Contingencias simuladas en caso de estudio 1 .................................................................................. 52

Tabla 6-5: Resumen de resultados dinmicos en caso de estudio 1 .................................................................. 55

Tabla 6-6: Parques elicos en caso de estudio 2, demanda mnima. ................................................................. 57

Tabla 6-7: Parques fotovoltaicos en caso de estudio 2, demanda mnima. ....................................................... 57

Tabla 6-8: Contingencias simuladas en caso de estudio 2. Demanda mnima. .................................................. 58

Tabla 6-9: Comparacin de resultados dinmicos entre los casos de estudio 1 y 2. Demanda mnima. ........... 67

Tabla 6-10: Parques elicos en caso de estudio 2, mxima inyeccin ERNC. ....................................................... 69

Tabla 6-11: Parques fotovoltaicos en caso de estudio 2, mxima inyeccin ERNC. ............................................. 69

Tabla 6-12. Despacho para caso con ERNC, mxima inyeccin ERNC. ................................................................. 70

Tabla 6-13: Contingencias simuladas en caso de estudio 2. Mxima inyeccin ERNC ......................................... 76

Tabla 6-14: Posibles desconexiones ERNC para cortocircuitos en caso de estudio 2. Mxima inyeccin ERNC .. 81

Tabla 6-15: Comparacin de resultados dinmicos entre los casos de estudio 1 y 2. Mxima inyeccin ERNC. . 82

Informe Final Pgina

vii



Listado de Abreviaciones

AC Corriente Alterna

AGC Control Automtico de la Generacin (Automatic Generation Control)

BESS Grandes Sistemas de Bateras (Battery Energy Storage System)

CAES Planta con Almacenamiento Energtico por Aire Comprimido (Compressed Air Energy

Storage)

CAES Almacenamiento Energtico por Aire Comprimido (Compressed Air Energy Storage)

CC Centros de Control

CDC Centro de Despacho de Carga

CDEC Centro de Despacho Econmico de la Carga

CE Centro de Energa

CNE Comisin Nacional de Energa

CPF Control Primario de Frecuencia

CSF Control Secundario de Frecuencia

CSP Tecnologa Solar Trmica (Concentrated Solar Power)

CTTAR Central Trmica Tarapac

DC Corriente Continua

DO Direccin de Operacin

DFIG Generador de Induccin Doblemente Alimentado (Double Fed Induction Generator)

DMC Desconexin Manual de Carga

EDAC Esquema de Desconexin Automtica de Carga

EDAG Esquema de Desconexin Automtica de Generacin

EDLC Supercondesadores o Capacitores de Doble Capa Electroqumica (Electrochemical Double-

Layer Capacitor)

ERNC Energas Renovables No Convencionales

ERST Estudio de Restriccin en el Sistema de Transmisin

FCFM Facultad de Ciencias Fsicas y Matemticas

Informe Final Pgina

viii



FESS Sistema de Almacenamiento por Volantes de Inercia (Flywheel Energy Storage System)

FRT Fault Ride Through

Geo Geotrmica

GIZ Deutsche Gesellschaft fr Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH - (Sociedad

Alemana para la Cooperacin Internacional)

GTO Gate Turn-Off thyristor

Gx Generacin

IGBT Insulated Gate Bipolar Transitor

MPPT Curva de Mximo Seguimiento de Potencia (Maximum Power Point Tracking)

MT Mnimo Tcnico

NaS Sulfuro de Sodio

NT de SyCS Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Suministro

PCC Punto de Conexin

PCS Sistema de Conversin de Potencia

PSS Estabilizadores del Sistema de Potencia (Power System Stabilizer)

PV Solar Fotovoltaico

RSF Regulacin Segundaria de Frecuencia

S/E o SS/EE Sub Estacin(es)

SEIA Servicio de Evaluacin de Impacto Ambiental

SEP Sistema Elctrico de Potencia

SI Sistema interconectado

SING Sistema Interconectado del Norte Grande

SITR Sistema de Informacin en Tiempo Real

SMES Sistemas de Almacenamiento de Energa Magntica por Superconduccin

(Superconducting Magnetic Energy Storage)

STATCOM Compensador Esttico (Static Compensator)

STT Sistema de Transmisin Troncal

SVC Compensadores Estticos de Reactivos (Static Var Compensator)

Informe Final Pgina

ix



TCR Bobinas Controladas por Tiristores

TMDF Tiempo Mximo de Despeje de Falla

TSC Condensadores Conmutados por Tiristores

TSR Bobinas Conmutadas por Tiristores

Tx Transmisin

Informe Final Pgina

x



Informe Final Pgina

1



1. Introduccin

Bajo un escenario de alta penetracin de energas renovables no convencionales (ERNC) en los sistemas

elctricos de potencia, las inyecciones pertinentes comienzan a influir en el comportamiento de todo el

sistema pudiendo afectar fuertemente su operacin. Lo anterior se justifica principalmente por la

naturaleza incierta del recurso (viento o sol) y los diferentes conceptos de operacin de las tecnologas

renovables en comparacin a las centrales convencionales como el uso de generadores de induccin o

convertidores de potencia. Sin embargo, los efectos de las ERNC en los sistemas elctricos de potencia

dependen fuertemente de las caractersticas tcnicas del sistema por lo que los resultados y

conclusiones obtenidas para un determinado sistema de potencia -con sus propias caractersticas y

requerimientos tcnicos- no pueden ser aplicados directamente a otro sistema en los cuales el impacto

podra eventualmente no ser el mismo.

En el contexto, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) pertenece a un tipo especial de

sistemas de potencia con caractersticas y comportamientos particulares que lo hacen ser poco flexible,

con varias restricciones operacionales que lo llevan a experimentar problemas en situaciones en que

otros sistemas de potencia no los experimentaran. Un parque de generacin puramente trmico,

unidades de generacin concentradas y alejadas de los centros de consumo, un alto porcentaje de

demanda industrial y un control secundario de frecuencia manual, son algunas de las caractersticas que

lo hacen un caso muy particular en el contexto elctrico mundial. Estudios realizados por el Centro de

Despacho Econmico de Carga del SING (CDEC-SING) han mostrado preocupacin frente a una

incorporacin masiva de ERNC, en particular, de energa elica. Las preocupaciones se basan en las

restricciones tcnicas asociadas a las unidades de generacin trmica del sistema (como la velocidad de

toma y bajada de carga, el tiempo mnimo de operacin y detencin entre otras), las que fijan lmites a la

generacin convencional disponible afectando directamente la capacidad de regulacin de frecuencia

del sistema y, por ende, la seguridad del sistema frente a grandes inyecciones de ERNC.

1.1. Antecedentes

1. El CE-FCFM, a solicitud de la GIZ, ha desarrollado durante el ao 2011 el proyecto Expansin de

largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING (en adelante Estudio de

Expansin) en el cual se determinaron 31 planes de expansin conjunta de generacin y

transmisin (Tx y Gx) para el SING considerando diferentes escenarios de desarrollo de ERNC en el

sistema para luego evaluarlos desde el punto de vista eficiencia y seguridad de suministro mediante

los llamados escenarios de evaluacin.

Informe Final Pgina

2



2. Los resultados obtenidos en el estudio anteriormente mencionado indican niveles de penetracin

relevantes de energas renovables en el SING. No obstante, los modelos usados hacen

simplificaciones importantes a la operacin del sistema. Por lo que sobre la base de los escenarios

desarrollados, se identifica la necesidad de evaluar los efectos que tienen los distintos planes de

expansin y su correspondiente penetracin de ERNC en trminos de la dinmica operacional del

sistema elctrico de forma tal de verificar la factibilidad tcnica de los niveles de penetracin de

generacin no convencional obtenidos tanto en condiciones de rgimen permanente como

transitoria.

3. Motivados por el punto anterior, se desarrollan -a solicitud de la GIZ- dos nuevos estudios, cada uno

de ellos abarcando reas distintas de la operacin de los sistemas elctricos de potencia:

a. Estudio dinmico de escenarios de expansin de las Energas Renovables No Convencionales

(ERNC) en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en adelante Estudio Dinmico

b. Impacto de Niveles de Penetracin de Energas Renovables No Convencionales en la Operacin

del Sistema Interconectado del Norte Grande en adelante Estudio de Predespacho 1.

El presente informe resume los resultados obtenidos en el Estudio Dinmico y sus vnculos con el Estudio

de Predespacho sin entrar en detalles con respecto a este ltimo. Para mayores detalles del Estudio de

Predespacho, se debe solicitar el informe final a la GIZ.

1.2. Objetivos

El objetivo general del presente estudio consiste en evaluar el comportamiento dinmico del SING en el

ao 20202 considerando parte de los resultados obtenidos en el proyecto Expansin de largo plazo para

distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING incluyendo un anlisis detallado de la estabilidad

transitoria del sistema.

1 El objetivo principal de este estudio es dimensionar el impacto tcnico econmico que tiene la variabilidad e

incertidumbre de la generacin basada en energas renovables en la operacin del sistema.

2 El ao 2020 constituye un punto apropiado en el tiempo para analizar el desempeo del sistema frente a cambios

en la matriz de generacin. Aos posteriores significaran estudiar un sistema poco representativo del actual y un

ao muy prximo resultara, por el contrario, con muy poca penetracin de ERNC.

Informe Final Pgina

3



Basado en el objetivo general antes descrito, se identifican los siguientes objetivos especficos:

1. Desarrollo de modelos dinmicos del SING para el ao 2020 para 3 casos de estudio3. El objetivo

aqu es modelar cada una de las componentes del sistema incluyendo modelos dinmicos del

parque generador convencional, de los equipos de control, de las cargas en cada punto de inyeccin

y de otros elementos de la red.

2. Modelacin dinmica de tecnologas ERNC (elica, solar fotovoltaica, solar trmica y geotermia)

incluyendo el sistema de control pertinente.

3. Aplicacin de tcnicas de agregacin para las tecnologas ERNC de forma tal de reducir los tiempos

de simulacin involucrados en el estudio.

4. Implementacin y validacin de los modelos dinmicos desarrollados.

5. Seleccin del peor(es) escenario(s) -para cada caso de estudio- que podra ser experimentado por el

sistema (punto de operacin). Ejemplos de puntos de operacin a seleccionar son demanda mxima

o mnima, mxima inyeccin de tecnologas ERNC, un determinado despacho de centrales

convencionales, entre otros.

6. Seleccin de fallas crticas del sistema para cada caso de estudio (salida intempestiva de lneas o

generadores, cortocircuitos trifsico en bornes de generadores elicos, etc.).

7. Estudio de la estabilidad transitoria del sistema para los casos de estudio seleccionados mediante la

simulacin dinmica de contingencias crticas.

8. Determinacin de medidas correctivas necesarias frente a una incorporacin masiva de ERNC

manteniendo los niveles de seguridad y calidad de suministro del sistema de acuerdo a la normativa

vigente. Dentro de las posibles medidas correctivas se incluye conexin de equipamiento adicional

(almacenamiento, aporte dinmico de reactivos, entre otros), niveles de reserva operativa,

estrategias de control de generadores elicos. Adems se detallan los costos referenciales asociados

a cada una de las medidas.

3 La gran complejidad involucrada en el desarrollo de modelos dinmicos para sistemas elctricos de potencia (SEP)

as como los tiempos asociados a la simulacin dinmica de los mismos, lleva a que el anlisis de los 31 planes de

expansin obtenidos en el Estudio de Expansin sea un problema impracticable debido al tiempo que se requerira

para su desarrollo.

Informe Final Pgina

4



1.3. Alcances

Para las etapas definidas en los objetivos especficos se consideran los siguientes alcances:

Los modelos dinmicos del SING para el ao 2020 se basan en los casos de estudio seleccionados

del Estudio de Expansin incluyendo, adems, obras en construccin definidas en la ltima

fijacin de precios de nudo que no estn consideradas en dicho plan de expansin.

Siguiendo los supuestos adoptados en el Estudio de Expansin, las tecnologas ERNC a considerar

en las simulaciones dinmicas son: elica, solar trmica (CSP), solar fotovoltaica (PV) y energa

geotrmica. En cuanto a los parques elicos, estos se basan en generadores de induccin

doblemente alimentados (DFIG).

Debido a la dificultad asociada a la recopilacin de informacin tcnica necesaria para la

modelacin dinmica de turbinas elicas, los modelos desarrollados sern de tipo general, sin

imponer un tipo de turbina en particular. Lo anterior aplica tambin a las otras tecnologas ERNC

consideradas as como a los modelos de generacin convencional adicional obtenida como

resultado de la planificacin al 2020 que no forma parte del parque generador actual.

Informe Final Pgina

5



2. Sistema de potencia considerado: SING

El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) pertenece a un tipo especial de sistemas de potencia

con caractersticas y comportamientos particulares que lo hacen ser poco flexible, con diversas

restricciones operacionales que lo llevan a experimentar problemas en situaciones en que otros sistemas

de potencia no los experimentaran. Un parque de generacin puramente trmico con baja inercia,

unidades de generacin concentradas y alejadas de los centros de consumo, un alto porcentaje de

demanda industrial y un control secundario de frecuencia manual [1], son algunas de las caractersticas

que lo hacen un caso muy particular en el contexto elctrico mundial.

Estudios realizados por el Centro de Despacho Econmico de Carga del SING (CDEC-SING) han mostrado

preocupacin frente a una incorporacin masiva de ERNC, en particular, de energa elica [2]. Las

principales preocupaciones se relacionan con las restricciones tcnicas asociadas a las unidades de

generacin del sistema (como la velocidad de toma y bajada de carga, el tiempo mnimo de operacin,

partida y detencin entre otras), las que imponen severos lmites a la generacin convencional dispo-

nible afectando, por ende, la regulacin de frecuencia del sistema y el nivel de penetracin ERNC. Si bien

la mantencin de la estabilidad de frecuencia en el SING es una de las principales preocupaciones frente

a grandes inyecciones de ERNC, otros temas relacionados con la estabilidad del sistema durante

perturbaciones no pueden, a priori, ser descartados.

En el presente estudio, los modelos y simulaciones dinmicas para el SING se realizan mediante el

programa Digsilent Power Factory cuya licencia se encuentra a disposicin del Centro de Energa de la

Facultad de Ciencias Fsicas y Matemticas de la Universidad de Chile. Para el sistema actual existente

(i.e. sistema Tx y Gx hasta finales del ao 2011), el modelo a utilizar se realiza en base a una versin

reducida de la base de datos de Digsilent entregada por el CDEC-SING (va el Misterio) para el desarrollo

del presente proyecto. La base de datos original entregada incluye 395 barras en niveles de baja y alta

tensin (BT y AT) abarcando desde los 400 V hasta los 345 kV, con 42.786 km de lneas y 61 generadores

convencionales con sus respectivos controladores. Finalmente es importante destacar que el modelo

utilizado para el desarrollo del presente trabajo considera el esquema actual para los EDAC.

2.1. Caractersticas generales del SING

El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se extiende entre Arica y Antofagasta. Cubre una

superficie de 185.142 km2 equivalentes a 24,5% del territorio continental de Chile. En esta zona

predomina un clima de extrema sequedad, donde gran parte del territorio est constituido por el

desierto de Atacama. Lo anterior ha determinado que la mayor parte de la poblacin se concentre en

Informe Final Pgina

6



ciudades costeras, mientras que la mayor parte de la actividad econmica, esencialmente minera, se

concentra en el interior y hacia zonas cordilleranas [3]. En este sistema se pueden identificar las si-

guientes caractersticas [4]:

Escasos recursos de agua para usos de generacin elctrica

Consumos industriales (90% de consumos mineros)

Parque concentrado y alejado de los grandes centros de consumo

Centros de consumo separados por grandes distancias

Generacin trmica con un 99,6% de penetracin (restricciones operacionales)

La capacidad de generacin actualmente instalada en el SING es cercana a los 4580 MW4 [5]. Esta

capacidad instalada tiene como principales combustibles el gas natural y el carbn, los que concentran el

46.11 y 45.85% respectivamente. En cuanto al sistema de transmisin, el sistema cuenta con cerca de

5600 km de lneas con tensiones nominales sobre los 110 kV.

Las caractersticas tcnicas del parque generador y sistema de transmisin del SING generan importantes

desafos para la operacin del sistema [4] que lo hacen ser un caso particular dentro del contexto

mundial de los sistemas elctricos de potencia.

2.2. Unidades generadoras

El parque de generacin del SING se caracteriza por importantes restricciones tcnicas asociadas a sus

unidades generadoras como la potencia mxima y mnima, la tasa de toma y bajada de carga, el tiempo

mnimo de operacin, detencin y partida5 las que imponen severos lmites a la flexibilidad de la

generacin convencional disponible afectando la capacidad de regulacin de frecuencia del sistema.

Las siguientes figuras muestran las principales caractersticas operativas de las unidades generadoras del

SING de acuerdo a [4].

4 Incluyendo la Central Salta en Argentina con 642.8 MW.

5 El tiempo de partida corresponde al tiempo requerido, en horas, para realizar el proceso de partida de una unidad

generadora. El tiempo de detencin corresponde al tiempo requerido, en horas, para realizar el proceso de

detencin de una unidad generadora.

Informe Final Pgina

7



Figura 2-1. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del norte del SING.

Informe Final Pgina

8



Figura 2-2. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del centro del SING.

Informe Final Pgina

9



Figura 2-3. Caractersticas operativas de las unidades generadoras del sur del SING.

2.3. Sistema de transmisin

Tal como se dijo previamente, la base de datos entregada por el CDEC-SING incluye 395 barras en los

niveles de baja y alta tensin con 42.786 km de lneas. Para efectos del proyecto, el sistema es reducido

a poco menos de 300 barras, incluyendo los mismos niveles de tensin. Las reducciones realizadas se

concentraron en los niveles de baja tensin correspondientes bsicamente a consumos. La Figura 2-4

muestra la vista en Digsilent del sistema de transmisin del SING reducido.

Informe Final Pgina

10



Figura 2-4. Diagrama del sistema de transmisin del SING utilizado

Informe Final Pgina

11



La base de datos entregada por el CDEC-SING se extiende para hacerla vlida para el ao 2020

incluyendo:

Obras Tx y Gx obtenidas de los planes de expansin de los casos de estudio del proyecto

Expansin de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING. Dado que en

este proyecto slo se consider un sistema de 14 barras, adicionalmente se incluyen obras de

transmisin necesarias para cubrir el crecimiento de la demanda al ao 2020 (ver Anexo 9 para

detalles).

Obras en construccin definidas en la ltima fijacin de precios de nudo de Abril del ao 2012

que no estn consideradas en dichos planes de expansin.

2.4. Casos de estudio

Tal como se indic en la Introduccin, en el presente estudio se evala el comportamiento dinmico del

SING en el ao 2020 considerando parte de los resultados obtenidos en el proyecto Expansin de largo

plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING. En comn acuerdo con la contraparte6,

se decide analizar los siguientes casos de estudio:

Caso de estudio 1: Pesimista - Sin ERNC. Obtenido directamente del estudio Expansin de largo

plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING.

Caso de estudio 2: Base Costos de inversin ERNC optimistas. Caracterizado por las siguientes

inyecciones ERNC (en capacidad instalada):

1500 MW de generacin elica

180 MW de generacin CSP

761 MW de generacin PV

160 MW de generacin geotrmica

En este escenario, la distribucin utilizada para las ERNC (i.e. energa elica, solar y geotrmica)

no es la obtenida en el estudio original Expansin de largo plazo para distintos escenarios de

desarrollo ERNC en el SING. En este caso de estudio, la ubicacin de los proyectos ERNC se

establece considerando nueva informacin disponible en el SEIA, licitaciones elicas segn

Bienes Nacionales, y otras fuentes de informacin oficiales. La idea de lo anterior es poder

representar de la mejor forma posible la evolucin de las ERNC en el sistema durante los

prximos aos dadas las condiciones existentes para estas tecnologas.

6 En la reunin realizada el 20 de Enero de 2012 en el Centro de Energa Minuta de reunin N3.

Informe Final Pgina

12



Es importante destacar que si bien la distribucin de las ERNC en este caso de estudio est

fija7 de acuerdo a la informacin adicional considerada, la planificacin de la expansin del

sistema (Tx y Gx) se realiz de acuerdo a criterios de mnimo costo desde el punto de vista

de un planificador centralizado, considerando los mismos supuestos y herramientas

utilizados en el proyecto Expansin de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo

ERNC en el SING.

La siguiente tabla muestra la capacidad instalada al ao 2020 de los casos de estudio ya definidos.

Tabla 2-1. Capacidad instalada (al ao 2020) de los casos de estudio

Tecnologa

Caso de estudio 1

(sin ERNC)

Caso de estudio 2

(con ERNC)

MW % MW %

Carbn 2951 59 2074 31

Diesel 132 3 132 2

Fuel 226 5 226 3,3

Gas 1669 33 1669 25

Hidrulica 10 0,1 10 0,1

Elica 0 0 1500 22,3

CSP 0 0 180 3

PV 0 0 761 11

Geotermia 0 0 160 2,3

Total [MW] 4988 100 6708 100

% ERNC 0 39

La siguiente figura muestra la distribucin de las ERNC en el sistema y las zonas de inyeccin para el

segundo caso de estudio8. Tal como se dijo previamente, la ubicacin y distribucin de las ERNC en el

sistema se estableci en comn acuerdo con la contraparte considerando nuevas fuentes de informacin

en cuanto al posible desarrollo ERNC en el SING. A partir de la figura es posible observar que la

integracin de energa elica y geotrmica en el caso de estudio 2 involucra algunas obras de Tx

(marcadas en rojo en la figura):

Lnea Taltal - Escondida 220 kV de 120 km de longitud

7 En el software de expansin se fuerza la inyeccin ERNC en cada una de las zonas de desarrollo considerados en el

ao 2020.

8 El caso de estudio 1 no se muestra pues no incluye ERNC.

Informe Final Pgina

13



Lnea Sierra Gorda - Encuentro 220 kV de 90 km de longitud

Lnea Calama Poniente - Crucero 220 kV de 50 km de longitud

Lnea Calama Oriente - Crucero 220 kV de 100 km de longitud

Calama O. 220 kV

Puchuldiza = 40 MW

Tarapac

Crucero

Escondida

Mejillones

Atacama

Encuentro

Collahuasi

DomeykoAntofagasta

Pozo Almonte

Elico 200 MW

Elico 660 MW

PV 370 MW

Lagunas

PV 110 MW

Irrupuntuncu = 40 MW

PV 78 MW

Taltal 220 kV

Elico 340 MW

Calama

CSP 180 MW

Elico 300 MW

Apacheta = 80 MW

PV 147 MW

PV 48 MW

PV 8 MW

Calama P. 220 kV

Sierra G. 220 kV

Figura 2-5. Distribucin de las ERNC en el caso de estudio

Informe Final Pgina

14



Informe Final Pgina

15



3. Metodologa

3.1. Metodologa general

La siguiente figura presenta un esquema de la metodologa de trabajo utilizada en el estudio de acuerdo

a los objetivos especficos.

Escenariosa analizar

Recopilacin de parmetros

Revisin bibliogrfica

Parmetros de tecnologas

ERNC

Parmetros del sistema

Modelacin dinmica de tecnologas ERNC

Modelacin dinmica de componentes

Implementacin y validacin

Medidas correctivasEstudio de la

estabilidad del sistema

Seleccin de puntos de operacin crticos

Seleccin de fallas crticas

Desarrollo modelo dinmico del sistema

Caso 1

Caso 2

Despacho econmico y flujos de potencia

Caso 1

Caso 2

Estudio de Predespacho

Figura 3-1. Metodologa utilizada SING

Informe Final Pgina

16



Recopilacin de parmetros: El primer paso de la metodologa es la recopilacin de parmetros

del sistema y de las tecnologas ERNC consideradas. Lo anterior incluye datos de lneas, transfor-

madores, generadores convencionales, consumos a lo largo del sistema, controladores

relevantes as como los parmetros de las tecnologas ERNC obtenidos a partir de informacin

suministrada por fabricantes o existente en la literatura especializada en el tema. Para el sistema

de transmisin y generacin existente se utiliza una base de datos facilitada por el CDEC-SING.

Revisin bibliogrfica: Una vez recopilados los parmetros se formulan los modelos dinmicos de

simulacin para cada una de las componentes del sistema de potencia as como las diferentes

tecnologas ERNC consideradas (parques elicos, centrales solares y geotrmicas) incluyendo el

sistema de control pertinente as como de la red donde se los conecta (SING). El modelo de la

red incluye la modelacin de las plantas de generacin convencional del sistema, equipos de

control de las mismas, consumos, equipos de compensacin y dems componentes relevantes

en la dinmica del sistema. La determinacin de los modelos apropiados de cada una de las

componentes, y en particular de las tecnologas ERNC, se realiza en base a una completa revisin

bibliogrfica del estado del arte actual en el mundo.

Implementacin y validacin: Los diferentes modelos dinmicos asociados a las tecnologas ERNC

se implementan y validan mediante ejemplos citados en la literatura. Los modelos dinmicos

sern implementados en el software de simulacin DigSILENT que permite analizar el

comportamiento dinmico de sistemas elctricos de potencia. Las componentes elctricas del

sistema se encuentran a disposicin en la biblioteca del programa mientras que las diversas

componentes de los parques elicos, centrales solares y geotrmicas deben ser implementadas

por el usuario mediante un lenguaje de programacin interno que permite el desarrollo de

modelos y mdulos propios.

Desarrollo modelo dinmico del sistema: Una vez realizadas las etapas anteriormente descritas,

se obtiene un modelo dinmico para el SING para el ao 2020 para cada uno de los casos de

estudio. Lo anterior incluye realizar una reduccin de la base de datos del sistema del ao 2011

facilitada por el CDEC-SING, incorporar las obras Tx y Gx obtenidas a partir del plan de expansin

obtenido del ejercicio de planificacin y finalmente incorporar las obras en construccin

definidas en la ltima fijacin de precios de nudo que no estn consideradas en el plan de

expansin pertinente. Dado que en el Estudio de Planificacin slo se considera un sistema de 14

barras, adicionalmente se incluyen obras de transmisin necesarias para cubrir el crecimiento de

la demanda (Ver Anexo 9).

Escenarios a analizar: La gran complejidad involucrada en el desarrollo de modelos dinmicos

para sistemas elctricos de potencia as como los tiempos asociados a la simulacin dinmica de

Informe Final Pgina

17



los mismos, lleva a que el anlisis de la operacin de las 8760 horas del ao y de todas las fallas

que podran surgir en el sistema sea un problema impracticable debido al tiempo que se

requerira para su desarrollo. Por este motivo, el siguiente paso de la metodologa es la deter-

minacin de escenarios a analizar mediante simulaciones dinmicas (definidos por el punto de

operacin del sistema junto a la contingencia a simular) para cada uno de los casos de estudio.

En este contexto, en los estudios de estabilidad, la prctica usual es seleccionar aquellos esce-

narios que representen el peor escenario, desde el punto de vista dinmico, que podra ser expe-

rimentado por el sistema. Dos son los pasos involucrados en esta etapa de la metodologa:

1. Seleccin de puntos de operacin crticos: esta parte hace referencia a la hora del ao a

simular dinmicamente. Ejemplos de puntos de operacin a seleccionar son demanda

mxima o mnima, un determinado punto de operacin de tecnologas ERNC, un determinado

despacho de centrales convencionales, entre otros. Con respecto a este ltimo punto, es im-

portante destacar que en esta parte se utilizan los resultados del Estudio de Predespacho de

forma tal de seleccionar las condiciones de operacin del sistema (dadas por el despacho de

las unidades convencionales en conjunto con la demanda del sistema) que podran ser crticas

frente a grandes inyecciones de ERNC debido a la poca flexibilidad del parque generador del

SING.

2. Seleccin de contingencias crticas: El tipo de contingencia depender del fenmeno dinmico

que se quiera analizar. Ejemplos de posibles contingencias son la salida intempestiva de lneas

o generadores, cortocircuito trifsico en bornes de generadores elicos, etc.

Una vez seleccionado el(los) punto(s) de operacin a evaluar para cada caso de estudio, se

calculan las condiciones en rgimen permanente necesarias para las diferentes simulaciones.

Para esto se hace uso ya sea de herramientas de simulacin de sistemas elctricos desarrolladas

por el CE-FCFM o de programas reconocidos a nivel internacional cuya licencia se encuentre

disponible en el CE-FCFM.

El penltimo paso de la metodologa es el estudio de la estabilidad del sistema para los casos de

estudio considerados. Esta parte incluye un estudio detallado principalmente de aquellos

problemas que aquejan los sistemas de potencia con altas inyecciones de generacin ERNC como

son estabilidad de frecuencia, tensin.

Finalmente, en caso de surgimiento de problemas con la estabilidad del sistema durante las

contingencias consideradas, se determinarn medidas de mitigacin necesarias para mantener

los niveles de seguridad existentes en el sistema. Dentro de las posibles medidas correctivas se

incluye conexin de equipamiento adicional (equipos de almacenamiento, de aporte dinmico

Informe Final Pgina

18



de reactivos, entre otros), aumento de niveles de reserva operativa, modificacin de las

estrategias de control de generadores elicos o solares.

3.2. Supuestos tcnicos

A continuacin se numeran los principales supuestos tcnicos del estudio:

El modelo del sistema para el ao 2020 incluye obras de transmisin necesarias para cubrir el

crecimiento de la demanda (ver Anexo 9).

El modelo del sistema para el ao 2020 incluye las nuevas obras de generacin determinadas en

el Estudio Expansin de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING

(ver Anexo 9).

Los modelos dinmicos de las nuevas unidades generadoras se asumieron igual a una central

representativa (en capacidad instalada) existente en el SING y por ende modelada en la base de

datos del CDEC-SING.

El modelo del SING utilizado considera el esquema actual de los EDAC.

Se asume que los equipos de compensacin actualmente existentes en el sistema se encuentran

en funcionamiento al ao 2020.

En las simulaciones dinmicas se considera Norgener 220 kV como generador de referencia.

Parques elicos y fotovoltaicos se conectan al sistema de transmisin va una lnea de doble

circuito, es decir, cumplen el criterio n-1.

Se consideran generadores elicos y paneles fotovoltaicos capaces de mantenerse conectados al

sistema en caso de cadas de tensin de incluso 0% en bornes.

Parques fotovoltaicos y elicos controlan tensin en bornes.

Se adopta como criterio un aporte mximo a reserva primaria conjunta de parques elicos y

fotovoltaicos de un 10% de la generacin pronosticada en la hora, es decir puede darse

vertimiento de ERNC de hasta un 10% de la generacin. Debido a que los montos efectivamente

usados son determinados por el predespacho y corresponden a la reserva con mayor costo de

oportunidad, su aporte debe ser bajo.

Informe Final Pgina

19



4. Anlisis preliminar de la operacin del SING

En el presente captulo se presentan las principales caractersticas del control de frecuencia y tensin del

SING as como las principales restricciones existentes en la operacin del sistema tanto a nivel de

generacin como transmisin (Gx y Tx). Lo anterior se realiza en base a informacin y estudios realizados

por el CDEC-SING.

4.1. Control de frecuencia

Actualmente el SING tiene la capacidad de realizar Control Primario de Frecuencia (CPF) y Control

Secundario de Frecuencia (CSF). En la prctica, para cada una de las perturbaciones experimentadas por

el sistema, el control de frecuencia se realiza por medio de una combinacin de CPF, CSF manual y

desprendimiento de carga (utilizando un esquema de desconexin de cargas por medio de la utilizacin

de rels de baja frecuencia).

En el esquema de control primario se le asigna la regulacin de frecuencia a un conjunto de unidades

capaces de realizar esta regulacin. De esta forma, el CPF se hace a travs de aportes instantneos de las

unidades generadoras de acuerdo a las caractersticas tcnicas de estatismo y bandas muertas de sus

sistemas de control de velocidad. En condiciones de contingencias es esta misma reserva primaria ms el

aporte de los rels de baja frecuencia, la que mantiene los niveles de frecuencia dentro de los mrgenes

permitidos [6]. En la operacin de tiempo real el despacho de las unidades generadoras se ajusta en cada

hora a la demanda real existente. De acuerdo a [7], este ajuste se realiza a partir de la capacidad fsica en

MW que tienen las unidades generadoras para subir o bajar carga, respecto de los valores previos a la

recepcin de una consigna por parte del CDEC. Dicho incremento (o decremento) de generacin ocurre a

expensas de la reserva en giro disponible en las unidades, correspondiente a la diferencia existente entre

la potencia mxima de despacho y la potencia generada. Cabe destacar que las unidades que participan

en el CPF deben ser despachadas en una potencia tal que permita preservar su capacidad para

incrementar carga mediante CPF, en cambio las unidades que no participen en el CPF podrn ser

despachadas hasta su potencia mxima.

En el esquema de control secundario tambin son asignadas unidades capaces de realizar esta

regulacin. La funcin de dichas unidades es restaurar o mantener la frecuencia del sistema cercana a la

nominal. Este control se lleva a cabo mediante la modificacin de las consignas de potencia activa de las

unidades asignadas al CSF, pertenecientes al rea de control en que se produce el desequilibrio. El CSF es

efectuado de forma manual en el SING, mediante la accin de los operadores de planta, quienes siguen

las instrucciones entregadas por el despachador. A diferencia del CPF, su accin es lenta y coordinada,

Informe Final Pgina

20



debido a que debe tomar en cuenta caractersticas de las unidades, como su velocidad de respuesta. El

rango de accin del CSF abarca desde los segundos hasta varios minutos posteriores a una contingencia y

no debiese intervenir en la accin del CPF. En el caso que las acciones de CSF conlleven a un uso

intensivo de este recurso, acercndose a los valores mnimos establecidos, se deber dar accin a los

recursos de reserva detenida o a la desconexin manual de carga.

El esquema de regulacin de frecuencia que actualmente opera en el SING es presentado a continuacin

[7].

Frecuencia del

Sistema

Control Primario

de Frecuencia

Control Secundario

de Frecuencia

Reserva

Detenida / DMC

Restaura Valor Nominal

Limita

Desviacin

Libera

Reservas

Libera Reservas luego

de una Contingencia

Libera

Reservas

Activa

Activa

Figura 4-1. Esquema de la regulacin de frecuencia que opera en el SING

Segn el Estudio de Control de Frecuencia y Determinacin de Reservas para el SING del ao 2010, las

potencias asignadas al CPF y al CSF son 70 [MW] y 30 [MW] respectivamente. Sin embargo, en el informe

del ao 2011 [7] se recomienda la modificacin de la potencia asignada para el CSF, pasando de los 30

[MW] a 60 [MW], acotando as una eventual aplicacin de la Desconexin Manual de Carga (DMC).

Con respecto a los Esquemas Automticos de Desconexin, cabe destacar lo siguiente:

A finales del 2008 se implement el Esquema de Desconexin Automtica de Generacin (EDAG)

por sobre frecuencia en el SING. ste ya ha permitido un control satisfactorio de contingencias

que derivan en una gran desconexin de carga, evitando el apagn total que ocurrira en

ausencia de dicho control.

Con respecto al Esquema de Desconexin Automtica De Carga (EDAC) por sub frecuencia, la

carga nominal disponible en el SING en el EDAC por sub frecuencia es de 621 [MW] [42]. Este

esquema est diseado para afrontar una contingencia simple en generacin en estado de

emergencia, lo que equivale a desconexiones de bloques de generacin en torno a los 520

Informe Final Pgina

21



[MW]. Segn el Estudio de EDAC por sub frecuencia del ao 2011, el EDAC que se encuentra

implementado actualmente en el SING, evidencia un adecuado control de las contingencias

asociadas a sub frecuencia. Adems se ha informado que Atacama Agua se encuentra en la etapa

de implementacin de su EDAC, esperando finalizar el 30 de junio de 2012 y que Minera

Esperanza inform que el 31 de enero de 2012 enviar una propuesta de implementacin de

EDAC.

4.2. Control de tensin y requerimientos de potencia reactiva

El objetivo del control de tensin consiste en mantener los niveles de tensin en todas las barras del

sistema, dentro de mrgenes adecuados que aseguren el correcto funcionamiento de los equipos y un

nivel de tensin satisfactorio en los puntos de consumos. Actualmente el control de tensin que se

efecta en el SING es realizado mediante tres estrategias [41]:

Unidades generadoras: controlan la tensin en terminales del generador, o una barra remota,

mediante el ajuste de la tensin de excitacin. Como resultado de ello generan o absorben

potencia reactiva, manteniendo la potencia activa constante si es necesario.

Uso de reactores y/o condensadores instalados en subestaciones: Se utilizan como una fuente de

inyeccin o retiro de potencia reactiva, aumentando o disminuyendo la tensin en las barras

donde se conectan.

Desconexin Manual de Carga.

Adems se cuenta con Esquemas de Desconexin Automtica de Generacin (EDAG) por sobre

frecuencia en varias instalaciones del SING, que a diferencia de las medidas de control antes mencio-

nadas, permiten de forma automtica, un satisfactorio control de aquellas contingencias que deriven en

una desconexin masiva de carga, producto de una condicin inicial de sub tensin que pudiera ser

experimentada.

En el Estudio de Control de Tensin y Requerimientos de Potencia reactiva del ao 2009 se realiz una

propuesta con el fin de implementar un esquema de control de tensin en base a un Sistema de

Informacin en Tiempo Real (SITR). Dicha propuesta no ha sido implementada hasta el momento, debido

a que el estado actual de la supervisin de las seales de inters incorporadas al SITR no es ptimo, de

acuerdo a los estndares de seguridad y calidad de servicio establecidos en la NT, para realizar el control

de tensin en el SING. Sin embargo, una vez que se disponga de las seales requeridas para realizar el

control de tensin mediante el SITR, la Direccin de Operacin deber revisar y actualizar el estudio del

ao 2009 con el fin de incorporar las nuevas condiciones de operacin del sistema y las nuevas

instalaciones incorporadas al SING.

Informe Final Pgina

22



4.3. Restricciones existentes en la operacin del SING

Los distintos estudios publicados por el CDEC-SING entregan informacin detallada de los problemas

existentes en la operacin real del SING y cmo ellos restringen las transferencias de potencia por el

sistema de transmisin y la generacin de las distintas unidades del sistema. En las siguientes secciones

se indican las principales conclusiones de los siguientes estudios:

Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisin,

Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas y

Estudio de Control de Tensin y Requerimientos de Potencia Reactiva

4.3.1 Estudio de restricciones en el Sistema de Transmisin 2010 [43]

Las principales conclusiones del estudio indican lo siguiente:

Para aquellas contingencias que derivan en la desconexin masiva de carga (eventos ocurridos

durante el desarrollo del denominado Invierno Boliviano), se espera un control satisfactorio a

travs del EDAG por sobrefrecuencia implementado en el ao 2008; evitando as la condicin de

apagn total que fuera detectada anteriormente en ausencia de dicho control.

La incorporacin del EDAG por sobrecarga en Central Termoelctrica Tocopilla, realizada en

octubre de 2008, permite incrementar el nivel de generacin mxima a despachar en dicha

Central por condiciones de seguridad, observndose un desempeo apropiado en todos los

casos de falla analizados. De esta forma, se considera que no existe limitante en la evacuacin de

potencia en Central Termoelctrica Tocopilla.

La modificacin al EDAG por sobrecarga en Central Termoelctrica Mejillones, realizada en junio

de 2009, permite incrementar el nivel de generacin mxima a despachar en dicha Central por

condiciones de seguridad, observndose un desempeo apropiado en todos los casos de falla

analizados. Si bien ello libera en cierto grado la restriccin de inyeccin por parte de Central

Termoelctrica Mejillones a S/E Chacaya 220 kV, la incorporacin de nuevos proyectos de

generacin en la zona requerira la incorporacin de nuevas lneas de transmisin de modo de

evacuar la posible generacin que se inyectara en dicha subestacin.

En condiciones de alta demanda en los consumos de Escondida y Zaldvar y baja generacin en la

Zona Sur, se debe controlar la transferencia de potencia por la Lnea 220 kV Mejillones-

OHiggins, limitando la inyeccin en S/E Chacaya 220 kV. Al respecto se encuentra informado un

proyecto de mejora de las caractersticas de transferencia de potencia por la Lnea 220 kV

Mejillones-OHiggins, que consiste en un cambio de conductor con capacidad nominal de 256

MVA.

Para escenarios de operacin especficos, y condiciones de mantenimiento de lneas de

transmisin de la zona Sur-Cordillera, se debe restringir la inyeccin en S/E Chacaya de modo de

evitar la presencia de sobrecargas en el sistema de transmisin; esto en condiciones de pre- y

Informe Final Pgina

23



post-falla. La incorporacin de nuevos proyectos de generacin en la zona requerira la

incorporacin de nuevas lneas de transmisin de modo de evacuar la posible generacin que se

inyectara en dicha subestacin.

La operacin del sistema con la Lnea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en S/E Antofagasta

desde abril de 2010, permite evitar problemas de sobrecarga en la zona Mejillones-Antofagasta-

Capricornio; conforme a lo detectado en los estudios anteriores, especficamente en el

Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV, en condiciones de alta demanda en la zona

Mejillones-Antofagasta-Capricornio. Al respecto, para restablecer la operacin en paralelo de los

transformadores, se recomienda analizar el aumento de la capacidad de transformacin o la

implementacin de un EDAC por sobrecarga y la habilitacin de protecciones por sobrecarga en

dichas instalaciones.

La presencia de eventuales sobrecargas en la Lnea 220 kV Encuentro-Collahuasi o en la Lnea

220 kV Crucero-Lagunas 2, segn la temperatura ambiente presente al momento de la falla, en

condiciones de alta demanda en la Zona Norte, requieren el despacho de unidades fuera de

orden econmico y eventualmente aplicacin de DMC en dicha zona, de acuerdo a la poltica de

operacin vigente. A fin de evitar el sobrecosto de operacin y la aplicacin de DMC requerido

para prevenir sobrecargas post-falla, se recomienda analizar el aumento de capacidad de las

instalaciones proclives a sobrecarga o la implementacin de un EDAC por sobrecarga en dichas

instalaciones para prevenir eventuales daos en las instalaciones. La incorporacin de una nueva

lnea entre las SS/EE Encuentro 220 kV y Collahuasi 220 kV, adems de nuevas lneas entre SS/EE

Crucero 220 kV y Lagunas 220 kV mejoraran los niveles de seguridad en la transferencia de

potencia entre la Zona Centro y la Zona Norte del SING.

Para mantenimientos de lneas de la zona Sur-Cordillera, en los casos en que la Central Salta se

encuentra fuera de servicio y alta demanda en la zona Sur-Cordillera, se evidencian bajas

tensiones en la zona Escondida-Zaldvar, por lo que se debe incrementar la tensin con las

unidades de Central Atacama y Central Termoelctrica Mejillones, o realizar una desconexin

manual de carga en la zona. Se recomienda analizar la instalacin de compensacin reactiva en

la zona con problemas de baja tensin.

Para despachos especficos y ante ciertas contingencias se evidencian oscilaciones electro-

mecnicas con bajo amortiguamiento, principalmente asociados a la Central Atacama, Central

Termoelctrica Tocopilla y Central Termoelctrica Mejillones; ante lo cual se deben adoptar

medidas operacionales basadas en la limitacin de la generacin en las respectivas centrales.

Cabe sealar que en todos los casos analizados, las situaciones que evidencian un amortigua-

miento ms crtico se observan en escenarios de mantenimiento; cuya periodicidad y tiempo de

duracin son relativamente reducidos. La implementacin de Estabilizadores del Sistema de

Potencia (PSS), as como el ajuste de los ya existentes, surge como alternativa para mejorar el

amortiguamiento de las oscilaciones electromecnicas, evitando a su vez la operacin fuera de

orden econmico. Sin embargo, dada la incorporacin prxima de 4 unidades generadoras

Informe Final Pgina

24



(Hornitos, Angamos, y Andinos), se prev una modificacin significativa de las caractersticas de

los modos de oscilacin del SING, lo que hace recomendable que dicha alternativa sea evaluada

en una etapa posterior a la puesta en servicio de dichas unidades.

4.3.2 Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas [44]

En el ao 2007 el CDEC-SING desarroll un Plan de Defensa contra Contingencias Extremas segn lo

dictado en la Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Suministro (NT de SyCS) [13] de acuerdo a lo

indicado en el Artculo 6-58. Este plan, considerando la fecha de emisin del mismo y un perodo de 12

meses para realizar la implementacin, comprende el perodo entre el 1 de Enero de 2009 y el 31 de

Diciembre de 2012.

A continuacin se listan algunas definiciones de acuerdo a la NT de SyCS necesarias para comprender el

marco de este estudio9.

Contingencia Extrema: Falla o sucesin de fallas intempestivas que no pueden ser controladas mediante

los recursos generales de control de contingencias, debindose aplicar recursos especiales de control de

contingencias.

Contingencia Severa: Falla con una tasa de ocurrencia de hasta una vez cada 5 aos. Esta contingencia

puede estar dada por la prdida de un bloque de generacin o la salida de un tramo del sistema de

transmisin.

Contingencia Simple: Falla intempestiva de un elemento del sistema interconectado (SI), pudiendo ser

ste una unidad generadora, un consumo o un elemento serie del sistema de transmisin, que puede ser

controlada con los recursos generales de control de contingencias.

Estado de Alerta: Estado que se alcanza luego de una o ms contingencias encontrndose el SI

previamente en estado normal, en el cual no existe energa no suministrada y se superan sin prdida de

sincronismo contingencias simples de severidad 1 y 2, estando el SI estable sin estar disgregado en islas,

caracterizado por la existencia de alguna de las siguientes condiciones:

Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de estado normal,

pero no se encuentran fuera de los rangos establecidos para el estado de alerta.

Se ha perdido reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda, la frecuencia

del SI excursiona fuera de los rangos de estado normal, pero no fuera de los rangos

definidos para el estado de alerta.

9 Extradas del artculo 1-7 de la NT de SyCS y del Artculo 6-56 b) de la NT de SyCS

Informe Final Pgina

25



Estado de Emergencia: Estado que se alcanza luego de una o ms contingencias encontrndose el SI

previamente en estado normal o en estado de alerta y en el cual se presentan alguna de las siguientes

condiciones:

El SI se encuentra disgregado en Islas o existe energa no suministrada.

Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de estado normal y

alerta.

Se ha perdido la reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda la

frecuencia del sistema excursiona fuera de los rangos de estado normal y alerta con riesgo

de que el SI o algunas islas pierdan sincronismo.

Estado Normal: Estado del SI en que se satisfacen simultneamente las siguientes condiciones:

Inexistencia de energa no suministrada.

Las tensiones en todas las barras del SI se encuentran dentro de los rangos definidos para

estado normal.

La frecuencia se encuentra dentro del rango definido para estado normal.

Las reservas de potencia en giro y de capacidad de transmisin y aporte de reactivos estn

dentro de los valores programados.

En estado normal el SI debe ser capaz de superar sin prdida de sincronismo las

contingencias establecidas en el Captulo N5 de la NT de SyCS.

Estado de Recuperacin: Estado que alcanza el SI cuando se produce algn apagn total o parcial, en el

cual se inician las acciones para la reconexin de las instalaciones y la recuperacin de la demanda.

Isla Elctrica: Subsistema conformado por aquellas instalaciones del SI cuyo suministro puede quedar

aislado del conjunto ante la ocurrencia de una contingencia, causado por la propia contingencia o

inducido por medio de la actuacin de un esquema automtico de control, y de la cual existen

antecedentes en la programacin de la operacin.

Como resultados del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, las contingencias extremas que

conduciran a un apagn total del SING son las siguientes:

Contingencia simple en una de las siguientes lneas: Crucero-Lagunas 220 kV o Encuentro-

Collahuasi 220 kV, estando el SING en estado de alerta proveniente de una contingencia simple

en una de las dos lneas restantes, con la unidad CTTAR fuera de servicio. Esta situacin

corresponde a una contingencia simple en estado de alerta, en donde el respectivo esquema de

control est basado en un EDAC por sobrecarga o, alternativamente, en un EDAG.

Informe Final Pgina

26



Contingencia severa en la Lnea Crucero-Chuquicamata 220 kV y Crucero-Salar220 kV. Esta

situacin corresponde a una contingencia severa en estado normal, en donde el respectivo

esquema de control est basado en un EDAC por sub tensin o, alternativamente, en un EDAG.

Contingencia severa en la Lnea Central Tocopilla-Crucero220 kV. Esta situacin corresponde a

una contingencia severa en estado normal, en donde el respectivo esquema de control prev

formacin de islas. En este caso cada una de las islas se compone bsicamente de:

Isla 1: Las instalaciones de generacin, las de transmisin y las de consumo que se

conectan a las subestaciones de la Central Tocopilla, Salar y Chuquicamata.

Isla 2: Las instalaciones de generacin, las de transmisin y las de consumo que se

conectan a las subestaciones Andes, Lagunas, Crucero, Encuentro, Atacama, etc.; las

cuales corresponden a todas las subestaciones no incluidas en la primera isla.

Se puede observar del Estudio para el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, que la nica

contingencia que conducira al apagn total del SING, debido a que no puede ser controlada en base a

esquemas de EDAC o EDAG, correspondera a una contingencia severa en la Lnea 220 kV Central

Tocopilla-Crucero, pero que esta podra ser controlada mediante un esquema basado en la formacin de

islas, cuyo desempeo se prev resultara exitoso.

4.3.3 Estudio de Control de Tensin y Requerimientos de Potencia Reactiva 2011 [41]

En el Estudio de Estabilidad de Tensin y Requerimientos de Potencia Reactiva del ao 2011 se realizan

ciertas recomendaciones u observaciones con el fin de mejorar el desempeo del control de tensin del

SING. Estas se clasifican segn la zona del sistema.

Recomendaciones u observaciones para la Zona Norte10

El reactor en la subestacin Cndores y el condensador de la subestacin Parinacota debiesen

permanecer desconectados, manteniendo as a la unidad CTTAR sobreexcitada e inyectando una

potencia reactiva mayor a 10 MVAR. Lo anterior, debido a la posibilidad que, ante una

desconexin de carga significativa, la unidad tenga un comportamiento oscilatorio inestable

producto de la reduccin adicional en la tensin de excitacin, en funcin del control de tensin

que ella realiza. Sin embargo, dado el beneficio que producen el reactor en Cndores y el

condensador en Parinacota en trminos de minimizar las prdidas en el sistema de transmisin,

estos quedan bajo la responsabilidad del Centro de Despacho Econmico de Carga (CDEC), que

en conjunto con los respectivos Centros de Control (CC), debern manejar los equipos de

10

Corresponde a la zona que comprende las instalaciones al Norte de la subestacin Crucero

Informe Final Pgina

27



compensacin reactiva con el objetivo de mantener la unidad CTTAR sobreexcitada e inyectando

una potencia reactiva mayor a los 10 MVAR.

Si la unidad CTTAR no se encuentra despachada, la recomendacin es que el reactor de Cndores

est desconectado, a efectos de minimizar las prdidas del sistema. Sin embargo, debido a las

condiciones de demanda presente en la zona, el CDC deber determinarla puesta en servicio de

este equipo, as como de los restantes en la zona, a fin de verificar que las tensiones satisfagan

los estndares establecidos en la NT de SyCS.

En condiciones de alta demanda e indisponibilidad de la unidad CTTAR, frente a una contingencia

en una de las lneas de transmisin que transfieren potencia desde la Zona Centro11 a la Zona

Norte, se vislumbran problemas de sub tensin.

Considerando un escenario en que la unidad CTTAR no se encontrase despachada, existiesen

transferencias de potencia mximas hacia la Zona Norte desde la Zona Centro, y se produjese

una contingencia simple en el sistema de transmisin, los efectos ms crticos en trminos de

sub tensiones se observan ante la desconexin intempestiva de la Lnea 220 kV Encuentro-

Collahuasi, en el cual la tensin en la barra Collahuasi 220 kV alcanza un valor en torno a 0.9 p.u.

Existe una condicin de baja tensin en la barra de la sub estacin La Cascada 66 kV. Esto genera

una cada de tensin significativa a lo largo de la Lnea 66 kV Pozo Almonte-La Cascada, lo que se

debe, en parte, a una alta demanda y una alta impedancia.

En esta zona se mantienen los problemas de sub tensin y sobre tensin. Cuando estas

problemticas derivan de una situacin de indisponibilidad de lneas de transmisin, su solucin

requiere el diseo de elementos de control tales como el Esquema de Desconexin Automtica

de Carga (EDAC) por subtensin o sobrecarga; situacin que compete a estudios especficos.

En el caso particular de disponibilidad total del sistema de transmisin, el anlisis de

contingencias simples, a partir del estudio, no revela condiciones crticas en lo relativo al

comportamiento de las tensiones; dada la factibilidad de ser tratadas mediante las recomen-

daciones incluidas en el estudio (operacin de esquemas EDAC).

Recomendaciones u observaciones para la Zona Centro

Los resultados analizados a partir del estudio, dan cuenta que las unidades consignadas en el

control de tensin de la Sub Estacin Tocopilla 110 kV se encuentran cercanas a su lmite de

mxima inyeccin de potencia reactiva indicada en la NT de SYCS.

11

Se refiere principalmente a las SS/EE entre la SS/EE Encuentro y la SS/EE Crucero.

Informe Final Pgina

28



Recomendaciones u observaciones para la Zona Sur Cordillera

Ante un escenario que incluya la ausencia de la Central Salta en el despacho, alta demanda en la

zona e indisponibilidad de lneas de transmisin, se presentan condiciones de sub tensin para

determinadas contingencias. stas se deben a la insuficiencia de recursos locales para realizar el

control de tensin, a la gran distancia existente entre los centros de generacin y los consumos

con mayor demanda en esta zona, y a la ausencia de elementos de control de tensin locales.

Ante este escenario, las unidades generadoras de la Central Atacama y la Central Mejillones,

seran prcticamente las nicas presentes, por lo cual los problemas de tensin en barras

asociadas a los consumos Zaldvar y Escondida seran ms notorios y severos ante la ausencia de

alguna de las unidades o componentes de las centrales mencionadas.

Recomendaciones u observaciones para la Zona Escondida-Zaldivar

Se debe verificar la incidencia que tiene la Central Angamos en el control de tensin de la Zona

Escondida-Zaldvar, debido a que durante el ao 2011 se realiz la incorporacin de dos grandes

unidades.

Se deben verificar los aspectos relevantes de la puesta en servicio de la Lnea 220 kV Mejillones-

OHiggins, la cual fue repotenciada y se esperaba para mediados de Junio del 2011.

Recomendaciones u observaciones para el sur de la SS/EE Mejillones y Capricornio

Frente a determinadas contingencias, se detectan tensiones bajo el rango establecido en la NT

de SyCS, principalmente en torno a las SS/EE Antofagsta, Alto Norte y Capricornio. En este caso

las condiciones de subtensin podran ser sobrellevadas mediante la implementacin de

desconexin automtica de carga (DAC) o desconexin manual de carga (DMC) en la zona, segn

resulte ms conveniente.

Informe Final Pgina

29



5. Definicin de escenarios

La gran complejidad involucrada en el desarrollo de modelos dinmicos para sistemas elctricos de

potencia as como los tiempos asociados a la simulacin dinmica de los mismos, lleva a que el anlisis

de la operacin de las 8760 horas del ao y de todas las fallas que podran surgir en el sistema sea un

problema impracticable debido al tiempo que se requerira para su desarrollo. Por este motivo, es

necesario acotar la cantidad de escenarios a analizar mediante simulaciones dinmicas para cada uno de

los casos de estudio. En el presente proyecto se aplica el criterio del worst-case scenario que implica

seleccionar aquellos escenarios que representen las peores circunstancias, desde el punto de vista

dinmico, que podran ser experimentadas por el sistema.

Dos son los pasos involucrados para seleccionar los escenarios de inters:

Seleccin de puntos crticos de operacin: Este paso hace referencia a la eleccin de la hora

del ao a simular dinmicamente. Normalmente suelen seleccionarse como puntos crticos de

operacin la demanda mxima o mnima, un determinado punto de operacin de tecnologas

ERNC, determinados despachos de centrales convencionales, etc.

Seleccin de contingencias crticas: Entre las que destacan salida intempestiva de lneas o ge-

neradores, conexin/desconexin de grandes bloques de carga, cortocircuito trifsico en bornes

de generadores elicos, etc.

5.1. Seleccin de contingencias crticas

El tipo de contingencia a simular depender del fenmeno dinmico que se quiera analizar. Para el caso

de estabilidad de frecuencia, las contingencias incluyen la salida intempestiva de generadores o la

conexin/desconexin de grandes bloques de carga que lleven a desbalances entre carga y generacin.

Por el contrario, si el foco del estudio es la estabilidad de tensin, las fallas tpicas a simular son la salida

de circuitos de lneas o cortocircuitos en barras del sistema.

La Tabla 5-1 muestra las contingencias crticas seleccionadas. Se incluye la salida de unidades de

generacin (fallas 1 6), cortocircuitos en barras del sistema de transmisin (fallas 7 12) as como la

desconexin intempestiva de consumos mineros (falla 13). Debido a la importancia de la unidad CTTAR

en la operacin del SING, se incluye como contingencia crtica un cortocircuito en Lagunas 220 kV con la

unidad de generacin CTTAR en mantenimiento (falla 14). Finalmente se incluyen cortocircuitos en zonas

cercanas a centrales ERNC (falla 15 19) de forma tal de observar el impacto de dichas tecnologas en

el desempeo dinmico del sistema.

Informe Final Pgina

30



Tabla 5-1: Contingencias seleccionadas

N Salida de unidades generadoras12

1 Salida unidad de generacin 1






Cortocircuito trifsico en barras13

7 Tarapac 220 kV

8 Lagunas 220 kV

9 Collahuasi 220 kV

10 Crucero 220 kV

11 Gas Atacama 220 kV

12 Escondida 220 kV

Otras fallas

13 Disminucin de consumo minero (Escondida)

14 Cortocircuito en Lagunas 220 kV con unidad CTTAR en mantenimiento

15 Cortocircuito cerca del punto de conexin del parque elico en Calama Oriente

16 Cortocircuito cerca del punto de conexin del parque elico en Calama Poniente

+ Valle de los Vientos

17 Cortocircuito cerca del punto de conexin del parque elico en Sierra Gorda

18 Cortocircuito cerca del punto de conexin del parque elico en Taltal

19 Cortocircuito cerca de punto de conexin del parque solar en Pozo Almonte

12

La tabla no muestra el nombre de la unidad generadora en la contingencia pues este depender del despacho en

cada caso. El criterio adoptado para la seleccin de las 6 unidades asociadas a las 6 fallas es incluir siempre la salida

intempestiva de las unidades ms grandes en operacin en cada caso.

13 La simulacin de cortocircuitos en barras consiste en aplicar un cortocircuito en una de las lneas conectadas a la

barra (con el cortocircuito ubicado lo ms cerca posible de la barra en cuestin). La falla se despeja mediante la

desconexin del circuito de lnea pertinente 120 ms despus de ocurrida la falla.

Informe Final Pgina

31


estudiodinamico sing vf

Documents