proceso de interconexión pmgd - cigre

www.coordinadorelectrico.cl

NT Conexión y Operación de PMGDRequisitos del Coordinador

Proceso de Interconexión PMGD

www.coordinadorelectrico.clSeptiembre -2017


Proceso de Interconexión de PMGD



La presencia de los PMG en nuestros SI – alrededor de 500 MW instalados en servicio a la fecha

Potencia Instalada en PMGD por tecnología

HidroEólicoFVBiogasBiomasaGNLDiesel


y más de 160 proyectos distribuidos a lo largo de Chile


La Norma Técnica NTCO regula el proceso de Interconexión de los PMGD

• Conexión del PMGD lo regula la NTCO, versión julio 2016, en base al Reglamento DS244-2005 del Ministerio de Economía

• Se describen los requisitos de la NTCO como también los requisitos del Coordinador.

• La autorización para la EO de un PMGD requiere del cumplimiento de todos los requisitos de la NTCO como del Coordinador

• Todos los Formularios son obligatorios para realizar

la conexión


Los Formularios

F1 Solicitud de Información

F2 Antecedentes de empresa Distribuidora

F3-F3A-F3B Solicitud de Conexión a la Red

F4 Respuesta a SCRF5 Conformidad de

Respuesta a SCR

F6-F6A-F6B Conformidad de Estudios Técnicos; Estudios Técnicos a Distribuidora ; a

Interesado

F7 Informe de Criterios de Conexión ICC

F8 Aceptación ICCF9-F10 Protocolo de Puesta

en Servicio ; Informe de Pruebas.

-Equipo de Medidas-Registro Opreal-Generación Esperada ERNC-CVT Térmico-Opción de venta de energía

-REUC



• F1. Solicitud de Información: La empresa envía su intención de conectar un PMGD a la distribuidora. Ésta notifica a todos los interesados enviando el F1 y F2. El Coordinador recibe copia.

• F3. Solicitud de Conexión a la Red (SCR): La empresa envía la SCR a la distribuidora, cuya información incluye:

• Ubicación de la planta – Punto de conexión ; Operador de la planta ; Tecnología (convencional-ERNC-Cogeneradora)

• Potencia instalada ; Potencia activa ; Energía anual ; Consumos

• Diagrama de conexión (F3A-F3B); líneas AT ; Anexos.

En particular el F3 entrega casi toda la información para considerarlo dentro de

un catastro de proyectos. Esta solicitud no es vinculante.

El Coordinador recibe copia del F3.

Formularios


• F4. Respuesta a SCR: La distribuidora responde SCR. Si el proyecto PMGD no tiene un Impacto Significativo (INS) emite el F7. El Coordinador recibe copia de este último.

• F5-F6: En caso de que el proyecto PMGD tenga un impacto significativo, debe optar por hacer los estudios o pedírselos a la distribuidora. Se solicita por F5 y los resultados se entregan por el F6. El Coordinador recibe copia de estos por lo general.


Formularios

• F8. Aceptación del ICC:

En el intertanto, hay estudios de impacto, determinación de los costos de los estudios.


Proceso de Interconexión PMGD.

• F9-F10. Protocolo de Puesta en servicio – Informe de Pruebas.

• La normativa eléctrica vigente establece que sólo podrán iniciar su puesta en servicio, aquellas instalaciones que hayan sido declaradas en construcción por la Comisión y que cuenten con la respectiva autorización por parte del Coordinador para energizar dichas instalaciones, de acuerdo a lo establecido en el artículo 72-17 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Formularios

• Se autorizará la “Entrada en Operación” del PMGD y se incluirá en los balances de potencia una vez que se cumplan con todos los requerimientos solicitados por el Coordinador, de manera que se disponga de la información técnica necesaria para el cálculo y luego de recibir los formularios del proceso.



Entrada en Operación

• Una vez que el PMGD se encuentre en servicio, debe enviarse al Coordinador una copia del F9 y del F10, firmados por la Empresa Distribuidora respectiva. El PMGD será incluido en los balances de potencia que realiza el Coordinador Eléctrico Nacional cuando disponga de toda la información requerida adicionalmente por el Coordinador, y luego de recibir los formularios señalados.

• La fecha de “Entrada en Operación” corresponderá a la fecha de cumplimiento de todos los requerimientos.


Requisitos del Coordinador para la Interconexión de los PMGD

Operación Segura

Operación Segura

Operación Económica

Operación Económica

Acceso Abierto

Acceso Abierto


Requisitos del Coordinador para la Interconexión de los PMGD

• Gerencia de Mercados:

• Equipo de Medidas

• Dpto. de Transferencias

• Gerencia de Ingeniería y Proyectos

(Información Técnica)

• Gerencia de Reportabilidad

• Registro Único de Coordinados, antecedentes y encargados de empresa coordinada.

• Gerencia de Operación

• Registro Operación Real

• Generación Esperada ERNC

• CVT Térmico


Requisitos de la Gerencia de Mercados

• Equipo de Medidas

• El Título 4-4 “Instalaciones de control y medida” de la NTCO enmarca las exigencias sobre medición para PMGD. En resumen, este Título le exige a los PMGD cumplir con el Título “Sistema de Medidas de Transferencias Económicas” de la NTSyCS.

• Con respecto a la validación de las exigencias normativas, se solicitan los mismos hitos que a un proyecto que se conecte al Sistema Eléctrico Nacional.

• Documentos (certificados, fichas técnicas, diagramas unilineales,

fotografías de placas de equipos)

• Enlace de comunicaciones con PRMTE


• Dpto. de Transferencias

• Comunicación de opción de venta, costo marginal o precio estabilizado, 6 meses antes Entrada en Operación.

• Comunicación de opción de compra, empresa distribuidora o al sistema eléctrico nacional.

• Formularios: antecedentes unidad generadora y calificación energía renovable.

La participación del PMGD en el Balance de Potencia de Suficiencia es a partir de la fecha de Entrada en Operación.



• De acuerdo con lo indicado en el DS244/2005, los pequeños medios de generación participan en los balances de energía con los excedentes respectivos.

• En el evento que las unidades mencionadas se utilicen como respaldo y/o para recortar la potencia de punta, sus respectivas potencias de suficiencia serán consideradas nulas.

• Para valorizar las inyecciones de energía, éstas se deben referir a la subestación de distribución primaria asociada a dicho medio de generación, de acuerdo con las metodologías y consideraciones establecidas en la NTCO.

• La inyección y retiro de las unidades que ingresen al balance del Coordinador Eléctrico Nacional deben contar con medidores con índice de calidad de precisión y características técnicas de acuerdo a lo indicado en los documentos asociados a “Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas”

• La verificación de los medidores de facturación debe ser realizada por un organismo acreditado por la SEC. Los costos de estas verificaciones serán de cargo del propietario u operador de la unidad generadora.



• Cada vez que los medidores deban ser intervenidos, su propietario u operador, deberá informarlo oportunamente al Coordinador Eléctrico Nacional. En caso que el Coordinador Eléctrico Nacional lo estime conveniente, podrá designar un auditor para presenciar dicha intervención. Para asegurar lo anterior, los equipos deberán permanecer dentro de un gabinete debidamente sellado.

• En caso que lo considere necesario el Coordinador Eléctrico Nacional solicitará auditar y/o verificar las mediciones de las inyecciones y retiros de las unidades generadoras, para lo cual podrá solicitar una auditoría técnica de medición a los esquemas de medición. El costo de esta auditoria será de cargo del propietario u operador de la unidad generadora respectiva.

• Adicionalmente la información requerida de los esquema de medición y la forma como se debe entregar se encuentra detallada en los documentos asociados a “Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas.



• Información de la Producción Horaria y Total diaria de energía:

• Proporcionar la producción horaria de cada una de su centrales generadoras a más tardar 2 horas después de ocurrida la operación real. Comunicación de Medidor – Base de Datos Coordinador Alternativamente en forma manual

• Esta información debe ser enviada a través del Sistema de Operación Real (Base de datos de Registro de Operación real).

• Departamento de Programación:

• Para todos los PMGD: Informe de Operación Mensual (IOM), de acuerdo a lo indicado en el Artículo 36 del DS244/2005. El informe es la operación mensual prevista para el mes siguiente.




• Para centrales FV:

• Información relativa a potencia máxima en corriente alterna, potencia mínima en corriente alterna y consumos propios de la unidad.

• Estadística disponible de radiación solar en términos de MWh generados por la central en formato Excel, con detalle diario, para un año calendario.

• Para centrales hidráulicas:

• Estadística de caudales afluentes semanales y energía generable bruta desde abril de 1960 a marzo del año hidrológico anterior al actual.

• La estadística de caudales afluentes informada debe ser respaldada por medio de un estudio hidrológico, que debe enviarse en conjunto con las matrices de caudales y energía generable

Requisitos de la Gerencia de Operaciones



• Para centrales térmicas-cogeneración:

• Los costos variables de operación del proyecto. Específicamente: costos variables combustibles, costos variables no combustibles y consumo específico.

• Para centrales eólicas:

• Potencia máxima y consumos propios de la central.

Requisitos de la Gerencia de Operaciones


• Departamento de Información Técnica:

• Se deberá entregar un diagrama unilineal simplificado, que muestre el esquema de conexión de la central al sistema de distribución, indicando el medidor que registra los excedentes que ésta inyectará al sistema de distribución en su punto de conexión a la red.

Requisitos de la Gerencia de Ingeniería y Proyectos


• Registro Único de Coordinados (REUC), antecedentes y encargados de empresa coordinada.

• Para la incorporación en REUC, es necesario que previamente se haya incluido la empresa en la BDIT (Infotécnica), entregando la información requerida al área Legal del Coordinador.

Requisitos de la Gerencia de Reportabilidad



Requisitos del Coordinador

proceso de interconexión pmgd - cigre

Documents