7/23/2019 EIE PE Taltal y PFV Lalackama V5 http://slidepdf.com/reader/full/eie-pe-taltal-y-pfv-lalackama-v5 1/79 Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico Lalackama y Proyecto Eólico Taltal Preparado para: Enel Green Power Impacto Sistémico Estático28 de Agosto de 2014
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Agosto 2014Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, ChileFono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
1 Introducción
Enel Green Power, en adelante “El Cliente” o “Enel”, se encuentra desarrollando dosproyectos de generación ERNC, denominados “Parque Eólico Taltal “(PE Taltal) y“Parque Fotovoltaico Lalackama” (PFV Lalackama), en adelante “los proyectos ERNC”,ubicados en la comuna de Taltal de la provincia y región de Antofagasta.
Cada uno los proyectos ERNC serán conectados al Sistema Interconectado Central(SIC) a través de subestaciones en derivación o Tap-off, sobre un circuito de la líneaPaposo – Diego de Almagro 2x220 kV de propiedad de Transelec. El PFV Lalackamatendrá una capacidad máxima de 55 MW y se conectará al circuito 1 de la líneaPaposo – Diego de Almagro 220 kV. En tanto que, el PE Eólico Taltal tendrá unacapacidad máxima de 99 MW y se conectará en el circuito 2 de la misma línea. Ambosparques se ubicarán aproximadamente a 20 km de la subestación Paposo.
En este contexto, El Cliente solicitó a Systep Ingeniería y Diseños S.A., en adelante Systep,el desarrollo de los estudios eléctricos conducentes a la obtener la aprobación deconexión por parte del CDEC-SIC, para los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. Elconjunto de estudios requeridos para tal efecto son los siguientes:
Cálculo de niveles de cortocircuito y verificación de capacidad de ruptura Estudio de impacto sistémico estático Estudio de impacto sistémico dinámico Estudio de coordinación de protecciones
El presente informe corresponde al estudio de impacto sistémico estático, cuyo objetivoprincipal es determinar el efecto que produce la conexión de los proyectos PE Taltal yPFV Lalackama sobre las redes del SIC en régimen permanente, y verificar elcumplimiento de los estándares y límites operacionales estipulados en la normativavigente.
1.1 Objetivos del estudio
El objetivo principal del estudio sistémico estático es evaluar el impacto en régimenpermanente que produce la conexión de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama en lasredes del SIC, verificando que el diseño y la futura operación de las centrales cumplancon los requerimientos que exige la norma técnica de seguridad y calidad de servicio(NTSyCS).
Los objetivos específicos del estudio son los siguientes:
Verificar el cumplimiento de los requerimientos normativos de potencia reactiva quese les exige a los parques solares y eólicos.
Evaluar la suficiencia de capacidad de las instalaciones existentes en el norte delSIC para soportar las nuevas condiciones de operación debido a la puesta enservicio de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama.
Evaluar el impacto sobre las magnitudes de las tensiones en barras en el norte del
SIC, debido a la conexión de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama.
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2 Antecedentes
El presente estudio considera la modelación del sistema eléctrico del SIC representadoen la base de datos DigSILENT actualizada al mes de marzo de 2014 por el CDEC-SIC, junto con la actualización de instalaciones de generación. A continuación se señalancada uno de los antecedentes utilizados en el estudio.
2.1 Descripción del sistema en estudio
El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre lassubestaciones (SS/EE) Paposo 220 kV y Quillota 220 kV, junto con la conexión de losproyectos ERNC Parque Eólico Taltal y Parque Fotovoltaico Lalackama. En la Figura 2-1se presenta un plano geo referenciado del sistema norte del SIC entre las SS/EE Paposo yDiego de Almagro, junto a los proyectos ERNC.
Figura 2-1: Ubicación geográfica de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama.
En la Figura 2-2 se ilustra las redes y la topología del sistema en estudio, que incluyeproyectos de generación futura (destacados en rojo), El PE Taltal y el PFV Lalackama ylas unidades generadoras existentes más relevantes para los fines que persigue elpresente estudio.
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El sistema en estudio comprende las redes de 220 kV ubicadas entre las subestacionesPaposo y Quillota. El Parque Fotovoltaico Lalackama se conecta con el circuito 1 de lalínea Paposo – Diego de Almagro 220 kV, mientras que el Parque Eólico Taltal seconecta al circuito 2 de la misma línea.
Entre las unidades generadoras convencionales existentes en el sistema y relevantes en
para el estudio, se encuentran las cuatro unidades termoeléctricas de la CentralGuacolda de 150 MW cada una, conectadas a la S/E Guacolda y las dos centralestermoeléctricas de Taltal 120 MW conectadas a la S/E Paposo. Además, se muestran losparques eólicos y solares que actualmente se encuentran en operación en la zona delSIC en estudio.
Se destaca además, entrada en servicio del SVC Plus de Diego de Almagro en mayo de2013. Dicho equipo permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia odesde el sistema de transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobretensión localmente. El objetivo principal del SVC Plus de Diego de Almagro es permitir laexplotación de la línea 220 kV Cardones – Maitencillo más cerca de sus límites decapacidad térmica. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a unacapacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensión en Diego
de Almagro frente a contingencias en alguno de los circuitos de la línea Maitencillo – Cardones 220 kV.
2.1.1 Parque Eólico Taltal
El Parque Eólico Taltal posee una capacidad instalada de 99 MW distribuida en 33aerogeneradores idénticos, cada uno conectado a un transformador de 33/0,65 kV y3,45 MVA. Los aerogeneradores son de marca Vestas modelo “V112 -3.0MW”,correspondientes a generadores síncronos de imanes permanentes que operan a unafrecuencia entre 0 – 200 Hz, conectados a la red a través de un conversor de escalacompleta de 650 V.
La subestación elevadora del Parque Eólico se compone de un transformador elevadorde 220/33 kV y 110 MVA, que interconecta las barras de 220 kV y 33 kV de lasubestación. A partir de la barra de 33 kV derivan 6 alimentadores que agrupan a losaerogeneradores distribuidos como se observa en la Figura 2-3 (4 grupos de 6aerogeneradores, un grupo de 4 aerogeneradores y otro de 5 aerogeneradores).
Desde la barra de 220 kV, sale una línea expresa de 47,1 kilómetros de longitud queconecta el Parque Eólico Taltal con el circuito 2 de la línea Paposo – Diego de Almagro220 kV, en una subestación de derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de lasubestación Paposo y unos 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro.
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220 kV 33 kV
0,65 kV
G01-G06 Taltal
Grupo 1Taltal 33 kV
6 x
G07-G10 Taltal
Grupo 2Taltal 33 kV
4 xG11-G16 Taltal
Grupo 3Taltal 33 kV
6 xG17-G22 Taltal
Grupo 4Taltal 33 kV
6 xG23-G28 Taltal
Grupo 5Taltal 33 kV
6 xG29-G33 Taltal
Grupo 6Taltal 33 kV
5 x
SE Taltal Eólico 33 kV
SE Taltal Eólico 220 kV
Figura 2-3: Diagrama unilineal del Parque Eólico Taltal
2.1.2 Parque Fotovoltaico Lalackama
El proyecto fotovoltaico Lalackama posee una potencia instalada de 55 MW, distribuidaen 74 inversores marca SUNWAY y modelo “TG760 1000V TE – 360 OD”. La centralLalackama evacuará su potencia generada a través de un transformador elevador con
razón 220/33 kV y una potencia nominal de 63 MVA (ONAF).
En el lado de media tensión del trasformador se conecta a una barra colectora juntocon otros 4 alimentadores. A cada uno de los alimentadores se conectan grupos detransformadores de doble devanado secundario (2 grupos de 10 transformadores, 1grupo de 9 transformadores y un grupo de 8 transformadores), de razón 33/0,36/0,36 kVy una potencia de 1,65 MVA. Finalmente en cada devanado de 0,36 kV se conecta uninversor de 0,79 MVA. La representación gráfica del proyecto fotovoltaico Lalackama semuestra en la Figura 2-4.
A partir de la barra de 220 kV de la subestación elevadora, nace una línea de 2,0kilómetros de longitud y conductor AAAC Flint que conecta la planta solar Lalackamacon el circuito 1 de la línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV en una subestación de
derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de distancia de la subestaciónPaposo y 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro.
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2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes
El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre lassubestaciones Paposo y Quillota.
2.2.1 Líneas de transmisión
Las características de las líneas de 220 kV existentes entre la subestación Paposo yQuillota, son obtenidos a partir de la Información Técnica disponibles en el sitio web delCDEC-SIC1 y de la base de datos del SIC en DigSILENT publicada en marzo de 2014. Losparámetros de las líneas son presentados en la Tabla 2-1.
Tabla 2-1: Parámetros de las líneas de transmisión troncal entre las subestaciones Paposo yNogales.
Algunos de los tramos del sistema de transmisión presentan restricciones de transmisiónimpuestas por ciertos tipos de contingencias probables de ocurrir. En la Tabla 2-2 se
muestran las restricciones de transmisión en el SIC Norte, determinadas en el “Estudio deRestricciones en el Sistema de Transmisión”, presentado por la Dirección de Operacióndel CDEC-SIC en julio de 2013. Dicho documento se encuentra disponible en la páginaWeb del CDEC – SIC2.
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Tabla 2-2: Restricciones de transmisión SIC Norte
Cabe mencionar los siguientes aspectos particulares del sistema de transmisión:
El corredor Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV tiene asociadauna potencia máxima de transmisión con criterio N-1 igual a la capacidad de un
circuito de la línea: 197 MVA. Sin embargo, si el flujo de potencia por dicho corredorcircula en dirección norte – sur, es posible transmitir por ambos circuitos unapotencia superior a los 197 MVA y hasta un umbral de 350 MVA aproximadamente,el cual es permitido por el automatismo EDAG/ERAG presente en la CentralGuacolda.
En mayo del 2013 entró en servicio el SVC Plus de Diego de Almagro. Dicho equipopermite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o desde el sistema detransmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre tensión localmente.Los objetivos del SVC Plus de Diego de Almagro son:
o Permitir la explotación de la línea 220 kV Cardones – Maitencillo más cercade sus límites físicos. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a unacapacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensiónen Diego de Almagro frente a contingencias en la línea.
o Mejorar la recuperación dinámica del sistema ante eventos fallas en la zona.o Afrontar una en una unidad de Guacolda, sin tener que recurrir al
EDACxCE sobre Paipote y El Refugio.
Capacidad
térmica 25°
c/sol
Limitación del Tramo Causa
[MVA] [MVA] [-]
SE Paposo 220 kV - SE Diego de Almagro 220 kV 2x285 570 Conductor
SE Diego de Almagro 220 kV - SE Carrera Pinto 220 kV 197 197 Conductor
SE Carrera Pinto 220 kV - SE Cardones 220 kV 197 197 Conductor
SE Maitencillo 220 kV - SE Cardones 220 kV L1 197
SE Maitencillo 220 kV - SE Cardones 220 kV L2 290
SE Maitencillo 220 kV - SE Cardones 220 kV L3 290
Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2)
Norte a Sur : 197 Conductor
Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2)
Norte a Sur : 197 Conductor
SE Pan de Azúcar 220 kV - SE Las Palmas 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor
Los Vilos - Las Palmas 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor
Nogales - Los Vi los 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor
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2.2.2 Unidades generadoras
Las características de las unidades generadoras convencionales de la zona norte delSIC que son relevantes para el presente estudio, se muestran en la Tabla 2-3.
Tabla 2-3: Característica centrales convencionales del norte del SIC
En la Tabla 2-4 se presenta la potencia máxima instalada de parques eólicos relevantesexistentes en el sistema, principalmente en la zona de Coquimbo.
Tabla 2-4: Características parque eólicos relevantes existentes en el norte del SIC
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2.3 Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama
2.3.1 Generadores
El PFV Lalackama cuenta con 74 inversores que en conjunto poseen una capacidadnominal de 55,5 MW. Las características de cada unidad generadora son presentadasen la Tabla 2-5.
Tabla 2-5: Características de los inversores del proyecto PFV Lalackama
2.3.2 Transformadores
El parque fotovoltaico Lalackama dispone de transformadores con dos enrollados en sulado de baja tensión, a los cuales se conectan cada uno de los inversores. En la Tabla2-6 se muestran sus características principales.
Tabla 2-6: Parámetros transformador de los inversores del PFV Lalackama
En la Tabla 2-11 se presentan las características del transformador elevador del PFVLalackama.
Tabla 2-7: Transformador elevador del PFV Lalackama
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2.3.3 Líneas
El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PFV Lalackama y el circuito 1de la línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV. Los parámetros eléctricos de la línea deinterconexión se presentan en la Tabla 2-8.
Tabla 2-8: Parámetros de la línea de interconexión PFV Lalackama y el circuito 1 línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV.
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2.4 Parámetros y características del Parque Eólico Taltal
2.4.1 Generadores
El PE Taltal cuenta con 33 que en conjunto poseen una capacidad nominal 99 MW. Enla Tabla 2-9 se presentan las características básicas de los aerogeneradores quecomponen el parque eólico.
Tabla 2-9: Características de los aerogeneradores del PE Taltal.
2.4.2 Transformadores
Cada uno de los aerogeneradores del parque eólico se conecta a un transformador de33/0,65 kV y 3,35 MVA, cuyas características son indicadas en la Tabla 2-10.
Tabla 2-10: Parámetros transformador de cada aerogenerador
El PE Taltal cuenta con un transformador elevador cuyas características son presentadasen la Tabla 2-11.
Tabla 2-11: Transformador elevador del PE Taltal
2.4.3
LíneasEl proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PE Taltal y el circuito 2 de lalínea Paposo – Diego de Almagro 220 kV. Los parámetros eléctricos de la línea deinterconexión se presentan en la Tabla 2-12.
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2.5 Proyectos de generación futuros
De acuerdo con lo exigido por la Dirección de Operación (D.O.) del CDEC-SIC en losanexos a la carta N°0247/2014, los nuevos proyectos de generación solar y eólica en elnorte del SIC se indican en la Tabla 2-13 junto al punto de conexión respectivo.
Tabla 2-13: Proyectos de generación futuros indicados por la D.O. y considerados en el estudio.
Proyectos de Generación Punto de Conexión
Fecha de
puesta en
servicio
Potencia instalada
[MW]
Proyectos Fotovoltaicos
Valleland I y Valleland IITap-Off en LT 220 kV Maitencill o - Cardones C1
1° semestre
2014 67
Proyecto Fotovoltaico JavieraS/E Seccionadora líenea Diego de Almagro - Taltal
110 kV
2° semestre
2014 70
Proyecto Solar SolaireDirect
Generation x 05S/E Los Loros
3° semestre
2014 50
Proyecto Fotovoltaico Diego de
Almagro
S/E Emelda Abril 2014
30Proyecto Fotovoltaico Inca de
Varas I y IIS/E Carrera Pinto
1° semestre
2014 50
Parque Fotovoltaico Canto del
agua, Denerson I y Denerson IIS/E Maitencillo 110 kV Julio 2014
58
Parque Eólico El ArrayánBarra seccionadora en LT 220 kV Pan de Azúcar -
Las Palmas circuito N°2Abril 2014
115
Parques Eólicos Pacifico y La
Cebada (Cururos)
S/E seccionadora en LT 220 kV Pan de Azucar - Las
Palmas N°1Marzo 2014
114
Parque Eólico San AndresBarra seccionadora en línea 1x220 kV Cardones -
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0,93 - 1,07 0,95 - 1,05 0,97 - 1,03
0,91 - 1,09 0,93 - 1,07 0,96 - 1,04
0,9 - 1,1 0,9 - 1,1 0,95 - 1,05
200 kV < V < 500 kVEstado de operación /
Nivel de TensiónEstado Normal
Estado de Alerta
Estado de Emergencia
V < 200 kV V > 500kV
2.6 Requerimientos Normativos
Con el objeto de evaluar la factibilidad técnica de conexión del proyecto, se verificaráel cumplimiento de los requerimientos normativos para régimen permanenteestablecidos por la NTSyCS, tanto en condiciones de operación normal como paraaquella resultante tras la ocurrencia de una contingencia. En particular, se deberán
cumplir las exigencias que se detallan a continuación:
2.6.1 Niveles de tensión dentro de banda normativa.
La NTSyCS establece tres estados de operación del sistema: normal, alerta yemergencia. Para distintos rangos de tensiones nominales, la norma define las bandasde tensión admisibles en las barras del sistema, en función de los estados de operación.En los artículos 5-25, 5-29 y 5-60 se definen los límites de tensión aceptados, los cuales seresumen en la Tabla 2-14.
Tabla 2-14: Magnitudes de tensión en p.u. establecidos por la NTSyCS según estado de operación
Así mismo, la NTSyCS establece en el artículo 5-29 que tras la ocurrencia de unacontingencia simple, la tensión en barras no deberá establecerse fuera de los márgenespermitidos para Estado de Alerta. De acuerdo con el artículo 5-29 para líneas de 220 kVesto se traduce en que la tensión de postcontingencia para cada barra del sistema detransmisión no supere los márgenes de ±7% respecto de la tensión nominal (o de serviciosegún aplique).
Junto a esto, la DO del CDEC – SIC elaboró un estudio que define y justifica el uso detensiones de servicio en ciertas barras del sistema por sobre la tensión nominal de dichasbarras, ya sea 220 kV, 110 kV u otro, dicho documento se encuentra disponible en lapágina Web del CDEC - SIC3. A continuación en la Tabla 2-15, se presentan las tensionesde servicio para las barras de 220 kV relevantes para el presente estudio.
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Tabla 2-15: Tensiones de servicio barras de 220 kV SIC Norte
2.6.2 Suficiencia de capacidad de instalaciones de transmisión.
El artículo 5-32 de la NTSyCS indica:
“La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente decada Elemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico omáxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación deTensión, el Límite por Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DOdeberá mantener debidamente actualizada esta información en la página WEBdel CDEC.
Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente lamáxima transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en riesgo el sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreasdeterminadas por los extremos receptor y el emisor de la instalación detransmisión.
EL CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo
la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100 % de laCapacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normalcomo en Estado de Alerta.”
El SIC se expanda con criterio N-1, en el Decreto Supremo 327 o Reglamento de la LeyGeneral de Servicios Eléctricos, el artículo 237 letra a) define lo siguiente:
“…Se entiende por simple contingencia, o "n-1", que ante la falla de un elementodel sistema de transmisión no se exceda las capacidades máximas de lasinstalaciones y que los voltajes permanezcan dentro de los rangos permitidos, bajola hipótesis de que el resto del sistema no presenta fallas intempestivas, salvoaquellas que sean consecuencia directa de la falla del tramo mencionado. Paraestos efectos, la condición normal de operación del resto del sistema debeconsiderar que partes de él puedan estar en mantenimiento conforme a losprogramas correspondientes…”
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Por otra parte, la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) define elcriterio N-1 como:
“Criterio N-1: Criterio de planificación para el desarrollo y operación del SI, con el finde enfrentar la ocurrencia de una Contingencia Simple sin que ésta se propague a
las restantes instalaciones del SI.”
Consecuentemente, para efectos del estudio se ha considerado que el sistema cumplecon el criterio N-1 siempre y cuando en postcontingencia se verifique el cumplimientode las restricciones de capacidad del equipamiento serie existente (líneas,transformadores, etc.) y las tensiones en barras de transmisión se establezca dentro delos límites definidos para Estado de Alerta en la NTSyCS.
2.6.3 Factor de potencia
La NTSyCS establece en su artículo 3-9 “El diseño de las instalaciones del parque eólicodeberá asegurar, para tensiones en el rango de Estado Normal, que puede operar enforma permanente entregando o absorbiendo reactivos, en el punto de conexión alSistema de Transmisión, en las zonas definidas a continuación:
Zona de operación entregando reactivos:
a) Potencias activa y reactiva nulas.b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia
0,95.
Zona de operación absorbiendo reactivos:
a) Potencias activa y reactiva nulas.b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia
0,95.”
Por otro lado, en el artículo 5-62 de la NTSyCS se establece lo siguiente:
“El control de las tensiones del SI dentro de la banda de variación permitida deberáefectuarse manteniendo la potencia reactiva de las unidades generadoras dentro delDiagrama PQ, hasta un límite del 100 % de la capacidad máxima en forma permanente.Este límite deberá mantenerse tanto en la región de sobreexcitación como de subexcitación para cumplir con los niveles de tensión especificados.
Para el caso de parques eólicos las instalaciones deberán operarse hasta un factor depotencia de 0,95 inductivo o capacitivo, en el punto de conexión.”
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2.7 Capacidad de potencia reactiva
2.7.1 Parque solar Lalackama
Cada inversor del PFV Lalackama tiene la capacidad de entregar como máximo unapotencia reactiva de 344 kVAr de acuerdo con la curva P-Q de la siguiente figura:
Figura 2-5: Curva P-Q inversores Central Lalackama.
2.8 Parque Eólico Taltal
Cada inversor del PE Taltal tiene la capacidad de entregar como máximo una potenciareactiva de 1750 kVAr de acuerdo con la curva P-Q de la siguiente figura:
Figura 2-6: Curva P-Q inversores Central Taltal Eólica.
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3 Consideraciones y escenarios de evaluación
En este capítulo se presentan los supuestos y escenarios de evaluación utilizados paraanalizar el sistema eléctrico con la conexión del PE Taltal y PFV Lalackama. Lasconsideraciones generales del estudio son enumeradas en los puntos siguientes:
Se considera a PE Taltal y PFV Lalackama puestos en servicio para fines de 2014. Dentro de los proyectos nuevos de generación en la zona norte del SIC, se
consideran solo aquellos informados por la D.O. del CDEC-SIC ENEL en su carta0247/2014, para cada uno de los escenarios de evaluación.
Se lleva al sistema a su condición de demanda máxima. Para cada escenario de evaluación, se ajusta el despacho del sistema de manera
de respetar las restricciones de transmisión y reserva en giro del sistema.
A continuación se indican los escenarios de evaluación considerados en el estudio.
3.1 Escenarios de evaluación
Para evaluar el comportamiento del sistema en régimen y en virtud de lo indicado por laDirección de Operación del CDEC-SIC en su carta N° 0150-2014, se evalúan tres
escenarios de operación, en los cuales se ha considerado un escenario de demandaalta, una hidrología seca y una reserva e giro mínima de 317 MW. Los escenarios son lossiguientes:
Escenario 1: se considera las cuatro unidades de la subestación Guacolda enservicio. Las termoeléctricas Taltal I y II ubicados en la barra Paposo 220 kV seencuentran fuera de servicio. La reserva en giro del sistema es de 320 MW.
Escenario 2: se considera las cuatro unidades de la subestación Guacolda enservicio. La central termoeléctrica Taltal I opera a plena carga mientras que latermoeléctrica Taltal II se encuentra fuera de servicio. La reserva en giro del sistemaes de 320 MW.
Escenario 3 se considera las cuatro unidades de la subestación Guacolda enservicio. Las termoeléctricas Taltal I y II operan 75 MW cada una. La reserva en giro
del sistema es de 320 MW. Para cada uno de los escenarios de evaluación se ajusta el despacho de las centralesrelevantes para el estudio. Debido a que el objeto de este estudio es evaluar el impactosistémico del PE Taltal y del PFV Lalackama, en todos los escenarios en estudio se haconsiderado que estas son despachadas a plena capacidad.
3.2 Demanda del sistema
Para estudiar el comportamiento del sistema y en virtud de las exigencias establecidaspor la D.O. del CDEC-SIC, se analiza la operación del sistema en escenarios de altademanda en el norte del SIC. En la Figura 3-1 se presenta la curva de duración de
demanda para el año 2013 entre las subestaciones Diego de Almagro y Los Vilos, la cualha sido construida con los registros horarios disponibles en la página web del CDEC-SIC.
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Figura 3-1: Curva de duración de demanda horaria del norte del SIC, periodo 2013
Los registros de demanda alta de la base de datos de DigSILENT de marzo de 2014,fueron reajustados considerando la carga distribuida más alta en la zona norte del SICen horarios de mayor luz solar (entre las 14:00 y las 17:00 horas), correspondiente a 728,44MW obtenidos durante el día 16 de diciembre de 2013.
3.3 Generación ERNC coincidente
Para despachar los proyectos eólicos y fotovoltaicos al norte del SIC, se considera lamáxima generación ERNC coincidente de los proyectos nuevos y existentes, calculadamediante factores de escalamiento aplicados sobre la generación de cada una de las
centrales respectivas.Los factores de escalamiento se obtienen de la siguiente manera:
En primer lugar se estima, la generación horaria de cada parque solar y eólico de lazona norte del SIC, utilizando las siguientes fuentes de información:
o Registros de generación eólica disponibles en el sitio web del CDEC-SIC4,para parques eólicos existentes.
o Datos de radiación solar 5 y velocidad del viento6 publicados por el Ministeriode Energía, para estimar la generación de algunos de los proyectos nuevosen la zona norte del SIC.
o Para las centrales de las cuales no se dispone información directa de laradiación solar o velocidad del viento, se supone un comportamiento similara las centrales cercanas de igual tecnología:
En el caso de la generación de los nuevos proyectos eólicos El Arrayán, Pacifico y La Cebada, y Punta Palmeras se supone uncomportamiento similar a los parques eólicos Talinay, Monte Redondo y Canela I respectivamente, debido a su cercanía.
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En el caso de la generación de los proyectos solares PFV Valleland I yII, Inca de Varas I y II, Canto del Agua y Denersol I y II , se supone uncomportamiento similar al parque solar San Andrés. Igualmente, seconsidera que el parque solar SolaireDirect tendrá comportamientode generación similar al de la central Llano de Llampos.
Con los datos de generación horaria, se elabora una curva anual de generaciónagregada de los proyectos eólicos y solares considerados en la zona norte del SIC.De esta curva se determina la máxima potencia que alcanza el conjunto decentrales ERNC en el año evaluado, junto al aporte respectivo de cada una deellas. El cociente de dicho aporte con respecto de la generación máxima de cadacentral, corresponde al factor de coincidencia de cada una de ellas (“ ).
Posteriormente, se determina un factor representativo de la generación máxima realde cada parque eólico y solar, lo cual se obtiene ordenando los datos degeneración horaria de cada central en una curva de duración, determinando deesta forma la generación máxima representativa como el promedio del 5% de losvalores más altos de curva. El porcentaje de dicho resultado respecto de la
potencia instalada de la central corresponde al factor de generación máxima real(“ ).
3.4 Restricciones de transmisión
El sistema eléctrico al norte del SIC puede ser clasificado en tres corredores críticos querestringen el sistema de transmisión de norte a sur:
Corredor Diego de Almagro – Carrera Pinto – Cardones 1x220 kV: dicho corredorrestringe la transmisión de potencia desde el norte de la subestación Cardones,para respetar los criterios de suficiencia de capacidad de las líneas que lascomponen.
Corredor Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220: dicho corredorposee una limitación de transmisión de potencia de sur a norte de 197 MVA porcumplimiento del Criterio N-1. Para el caso de transmisión de norte a sur, elcorredor posee un umbral de transmisión de 350 MVA permitido por elautomatismo de ERAG/EDAG presente en las unidades de la subestaciónGuacolda.
Corredor Las Palmas – Los Vilos – Nogales 2x220 kV: dicho corredor posee unalimitación de transferencia de potencia de 224 MVA por cumplimiento delCriterio N-1.
Para evitar la activación de dichas restricciones de transmisión de manera visible, seutilizan factores de despacho de generación de los proyectos ERNC nuevos y existentes(“ ”), aplicados a las centrales que han sido agrupadas por zonas en función de
las restricciones de transmisión existentes:
Zona 1: Compuesto por las centrales ERNC que inyectan su generación al nortede la subestación Cardones.
Zona 2: Compuesto por las centrales ERNC que inyectan su generación entre lassubestaciones Cardones y Pan de Azúcar.
Zona 3: Compuesto por las centrales ERNC que inyectan su generación entre lassubestaciones Pan de Azúcar y Nogales.
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No obstante la anterior, se advierte de manera previa que las centrales ERNC de la zona3 sufrirán una restricción significativa, la cual estará totalmente contraria con el criterioeconómico de despacho y del aprovechamiento óptimo del sistema de trasmisión. Porello, el estudio considera la alternativa de implementar un automatismos ERAG/EDAGpara las líneas ubicadas en la zona 3, que permitan un mejor aprovechamiento de lascentrales ERNC de aquella zona. Con esto, las instalaciones de transmisión podrán ser
exigidas al límite de su capacidad, siendo por ello un escenario de mayor exigenciapara el sistema.
3.5 Despacho de centrales
El despacho de las centrales existentes y de los nuevos proyectos de generación encondiciones normales de operación, a excepción del PE Taltal y del PFV Lalackama, sonajustados de manera de respetar las restricciones de transmisión en el sistema troncal.Dicho despacho, se obtiene como resultado de la multiplicación de los factores deescalamiento y despacho respectivos por la potencia instalada:
En la Tabla 3-1 se presentan los factores de escalamiento, de despacho y la potenciadespachada por cada uno de los proyectos ERNC nuevos y existentes considerados enel estudio, para cada uno de los escenarios de operación estudiados y señalados en lasección 3.1. Se analiza el escenario 1 con y sin automatismo de ERAG en la zona 3. Elresto de los escenarios incluye este automatismo.
Tabla 3-1: Factores de escalamiento y despacho utilizado por escenario de evaluación
En la Tabla 3-2 se muestra el despacho de las unidades generadoras de la CentralGuacolda y de las centrales que aportan reservan en giro en el sistema eléctrico.
Factor de
despachoP [MW] Q [MVAr]
Factor de
despachoP [MW] Q [MVAr]
Factor de
despachoP [MW] Q [MVAr]
Factor de
despachoP [MW] Q [MVAr]
PFV Valleland I y II 67 87,2% 89,0% 100,0% 52,00 - 0, 59 100, 0% 52, 00 - 0, 69 100, 0% 52, 00 0,11 100,0% 52,00 -3,72
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3.6 EDAG/ERAG por contingencias específicas
Se han considerado los siguientes automatismos implementados en el sistema, de loscuales los dos primeros corresponden a proyectos en curso y el tercero a una alternativaindependiente que da respuesta a los comentarios del CDEC-SIC en relación a losproblemas de sobrecarga que se generan ante contingencias dadas en uno de los
circuitos del corredor Pan de Azúcar – Nogales 220 kV. Es destacar que el requerimientode estos esquemas es una condición preexistente a la conexión de los proyectosLalackama y Taltal Eólico por lo cual su implementación no está asociada a la conexiónde dichos proyectos.
1. ERAG en las centrales Lalackama Solar y Taltal Eólica para el resguardo de lalínea Paposo - Diego de Almagro 220 kV: Automatismo de reducción degeneración aplicado en las centrales Lalackama Solar y Taltal Eólica, el cualactuará en caso que tras la ocurrencia de una contingencia se superen loslímites de capacidad máxima de cualquiera de los circuitos de la línea Paposo -Diego de Almagro 220 kV.
2. EDAG/ERAG en la Central Guacolda para el resguardo del corredor Maitencillo – Nogales 220 kV (EDAG Extendido): Automatismo de reducción y desconexión de
generación aplicado en las unidades de la central Guacolda, el cual actuaráante contingencias en cualquiera de los circuitos del corredor Maitencillo – Nogales 220 kV, considerando un máximo de 2 unidades de la central Guacoldadisponibles para el desprendimiento.
3. EDAG/ERAG en las centrales de la zona 3 para el resguardo del corredor
Maitencillo – Nogales 220 kV: Automatismo de reducción y desconexión degeneración aplicado en las centrales que pertenecen a la Zona 3, el cualactuará ante contingencias en cualquiera de los circuitos del corredorMaitencillo – Nogales 220 kV. Este automatismo deberá estar comunicado con elEDAG/ERAG de la Central Guacolda y presentará una lógica muy similar a esteúltimo.
El automatismo se propone de manera de aprovechar el corredor Maitencillo – Nogales 220 kV a su capacidad N, lo cual no sería factible con el EDAGextendido de Guacolda debido principalmente a lo siguiente:
o Al enfrentar un evento de cortocircuito en el corredor aludido en unescenario de transferencia a capacidad N del mismo, será necesariodesprender 3 unidades de la Central Guacolda. Lo anterior someterála operación del norte del sistema con sólo una unidad de la CentralGuacolda, lo que constituye a un alto riesgo para la estabilidad delsistema.
o Ante una falla en el corredor que ocurra al atardecer y en unescenario que obligue desprender 3 unidades de la CentralGuacolda para afrontar dicha contingencia, será necesario poner en
servicio Centrales diesel para suplir el déficit de potencia que existedurante el encendido y toma de carga de la o las unidadesdesprendidas, implicando importantes sobrecostos para la operacióndel sistema.
A grandes rasgos, el EDAG/ERAG operará de la siguiente manera:
a. Tendrá como señales de entrada las transferencias medidas desde lospaños de cada línea del corredor, la potencia generada de cada una
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de las Centrales de la Zona 3 y la potencia disponible a desprenderdesde la Central Guacolda.
b. Se le define a cada tramo del corredor la máxima capacidad detransmisión.
c. El esquema deberá calcular de manera “instantánea” la diferencia entre
la potencia transferida por cada circuito y su respectiva máximacapacidad de transmisión, denominada como excedente de potencia,generando la activación de los mecanismos de reducción y generaciónen caso que algunos de los excedentes de potencia adquieran valorespositivos.
d. En caso de superarse los límites de transmisión de cualquiera de loscircuitos del corredor, se reduce la potencia generada por las centralesde la Zona 3, a una cierta tasa de reducción predefinida, en función dela suma de los excedentes de potencia de cada circuito del corredor.
e. En caso de producirse una contingencia en alguno de los circuitos y quede origen a una sobrecarga significativa, se desprenderá una cantidad
de potencia desde la Zona 3 equivalente a la diferencia entre losexcedentes de potencia del corredor y la potencia disponible adesprender desde las unidades de la Central Guacolda, donde sólo seactivará en caso que esta diferencia sea positiva.
f. Los tiempos de actuación se deberán estimar en función de los máximostiempos sobrecarga admitidos por los circuitos, actuando en primerainstancia el EDAG de la zona 3 y posteriormente el EDAG de la CentralGuacolda.
Las centrales que participarían en el EDAG ERAG propuesto son las siguientes:
PE Talinay PE Monte Redondo PE Canela I PE Canela II PE Totoral PE El Arrayán PE Los Cururos (Pacífico y Cebada) PE Punta Palmeras
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3.7 Contingencias simuladas
Para cada uno de los escenarios de evaluación y en virtud de lo indicado por laDirección de Operación del CDEC-SIC en su carta N° 0150-2014, las contingenciasconsideradas en el estudio son las siguientes:
3.7.1 Escenario 1A
Contingencia 1: Salida de servicio de la totalidad del PFV Lalackama.
Contingencia 2: Salida de servicio de la totalidad del PE Taltal. Contingencia 3: Salida de la línea Carrera Pinto – San Andrés 220 kV, que involucra la
desenegización de las instalaciones al norte de la S/E Carrera Pinto. Contingencia 4: Salida de la línea San Andrés – Cardones 220 kV, que involucra la
desenegización de las instalaciones al norte de la S/E San Andrés. Contingencia 5: Salida del circuito 1 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego de
Almagro. Contingencia 6: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego de
Almagro. Contingencia 7: Salida del circuito 3 de la línea 3x220 kV Cardones – Maitencillo.
3.7.2 Escenario 1B
Contingencia 1: Salida de servicio de la totalidad del PFV Lalackama. Contingencia 2: Salida de servicio de la totalidad del PE Taltal. Contingencia 3: Salida de la línea Carrera Pinto – San Andrés 220 kV, que involucra la
desenegización de las instalaciones al norte de la S/E Carrera Pinto. Contingencia 4: Salida de la línea San Andrés – Cardones 220 kV, que involucra la
desenegización de las instalaciones al norte de la S/E San Andrés. Contingencia 5: Salida del circuito 1 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego de
Almagro.
Contingencia 6: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego de
Almagro. Contingencia 7: Salida del circuito 3 de la línea 3x220 kV Cardones – Maitencillo. Contingencia 8: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Línea Maitencillo – Punta
Colora, que involucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacoldaoperando a mínimo técnico por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 9: Salida de la línea 1x220 kV La Cebada – Las Palmas, que involucrala desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando a mínimotécnico por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 10: Salida de la línea 1x220 kV Don Goyo – Las Palmas, que involucrala desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando a mínimotécnico por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 11: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Las Palmas – Los Vilos, queinvolucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando a
mínimo técnico y la reducción de 89,5 MW de la generación de las centralesubicadas en la Zona 3 por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 12: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Los Vilos – Nogales, queinvolucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando amínimo técnico y la reducción de 52,8 MW de la generación de las centralesubicadas en la Zona 3 por medio de los automatismos disponibles.
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3.7.3 Escenario 2
Contingencia 1: Salida de servicio de la totalidad del PFV Lalackama. Contingencia 2: Salida de servicio de la totalidad del PE Taltal. Contingencia 3: Salida de la línea Carrera Pinto – San Andrés 220 kV, que involucra la
desenegización de las instalaciones al norte de la S/E Carrera Pinto. Contingencia 4: Salida de la línea San Andrés – Cardones 220 kV, que involucra ladesenegización de las instalaciones al norte de la S/E San Andrés. Contingencia 5: Salida del circuito 1 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego de
Almagro. Contingencia 6: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego de
Almagro. Contingencia 7: Salida del circuito 3 de la línea 3x220 kV Cardones – Maitencillo. Contingencia 8: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Línea Maitencillo – Punta
Colora, que involucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacoldaoperando a mínimo técnico por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 9: Salida de la línea 1x220 kV La Cebada – Las Palmas, que involucrala desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando a mínimotécnico por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 10: Salida de la línea 1x220 kV Don Goyo – Las Palmas, que involucrala desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando a mínimotécnico por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 11: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Las Palmas – Los Vilos, queinvolucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando amínimo técnico y la reducción de 93,6 MW de la generación de las centralesubicadas en la Zona 3 por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 12: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Los Vilos – Nogales, queinvolucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando amínimo técnico y la reducción de 56,8 MW de la generación de las centralesubicadas en la Zona 3 por medio de los automatismos disponibles.
3.7.4 Escenario 3
Contingencia 1: Salida de servicio de la totalidad del PFV Lalackama. Contingencia 2: Salida de servicio de la totalidad del PE Taltal. Contingencia 3: Salida de la línea Carrera Pinto – San Andrés 220 kV, que involucra la
desenegización de las instalaciones al norte de la S/E Carrera Pinto.
Contingencia 4: Salida de la línea San Andrés – Cardones 220 kV, que involucra ladesenegización de las instalaciones al norte de la S/E San Andrés.
Contingencia 5: Salida del circuito 1 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego deAlmagro.
Contingencia 6: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego deAlmagro.
Contingencia 7: Salida del circuito 3 de la línea 3x220 kV Cardones – Maitencillo. Contingencia 8: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Línea Maitencillo – Punta
Colora, que involucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacoldaoperando a mínimo técnico por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 9: Salida de la línea 1x220 kV La Cebada – Las Palmas, que involucrala desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando a mínimo
técnico por medio de los automatismos disponibles.
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Contingencia 10: Salida de la línea 1x220 kV Don Goyo – Las Palmas, que involucrala desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando a mínimotécnico por medio de los automatismos disponibles.
Contingencia 11: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Las Palmas – Los Vilos, queinvolucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando amínimo técnico y la reducción de 93,6 MW de la generación de las centrales
ubicadas en la Zona 3 por medio de los automatismos disponibles. Contingencia 12: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Los Vilos – Nogales, que
involucra la desconexión de dos unidades de la Central Guacolda operando amínimo técnico y la reducción de 56,8 MW de la generación de las centralesubicadas en la Zona 3 por medio de los automatismos disponibles.
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4 Resultados del estudio de impacto sistémico
En este capítulo se verifica el cumplimiento de los requerimientos establecidos por lanormativa técnica vigente, aplicable a la operación en régimen permanente del PETaltal y PFV Lalackama en el sistema.
4.1
Escenario 1a: demanda alta sin centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2, sistema consus actuales automatismos
Se analiza el comportamiento estático del sistema, considerando sólo el EDAG/ERAG dela Central Guacolda habilitado ante contingencias entre Maitencillo y Pan de Azúcar220 kV, el cual permite aumentar la capacidad de dicho tramo a 350 MW. En eldespacho se han considerado tres de sus unidades operando a mínimo técnico, una deellas operando a 117 MW y las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio. ElPE Taltal y el PFV Lalackama se encuentran operando a plena capacidad, de acuerdocon los objetivos que persigue el presente estudio.
En el ANEXO A se detallan los resultados de las transferencias de potencias del escenario1 para el caso previo a contingencias.
4.1.1
Líneas de transmisiónEn la Tabla 4-1 se presentan los niveles de carga para las líneas de transmisión enporcentaje respecto de sus capacidades nominales, en estado pre y postcontingencia.Se destacan en amarillo los valores cercanos al 100% y en verde, donde no existe flujode potencia.
Tabla 4-1: Nivel de carga por tramos en escenario de demanda alta y con las centralestermoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.
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Dada la gran cantidad de generación en el norte del SIC, los flujos de potencia sedirigen de norte a sur, donde se ha llevado al límite las capacidades del sistema detransmisión, apoyándose en el ERAG/EDAG de la Central Guacolda.
En los casos de fallas en las líneas Diego de Almagro – San Andrés y San Andrés – Cardones 220 kV, las redes al norte de las respectivas contingencias quedan aislados
del resto del sistema, donde las centrales ERNC no son capaces de sostener lasrespectivas islas eléctricas que se forman por dichas contingencias.
Se puede evidenciar que en este escenario, para cada uno de los escenarios de pre ypost-contingencia, no se aprecian problemas relacionados con sobrecargas en líneasde transmisión. Sin embargo se advierte que existe una fuerte restricción impuesta en eldespacho de la generación ERNC perteneciente a la zona 3, la cual se encuentra entotal contraste con la subutilización del corredor Pan de Azúcar – Nogales. Esta situaciónimplica reevaluar esta fuerte restricción, la que puede ser atenuada en base a lasuposición de nuevos automatismos ERAG/EDAG en este corredor, logrando de estaforma maximizar la utilización de las instalaciones de transmisión.
4.1.2
Tensiones en barras del sistemaEn la Tabla 4-2 se presentan los niveles de tensión en cada una de las barras relevantespara el sistema en estudio. En amarillo se destacan las elevaciones de tensión tensionescríticas para el sistema.
Tabla 4-2: Tensiones en barra en escenario de alta demanda y con las centrales termoeléctricasTaltal 1 y 2 fuera de servicio.
De los resultados, se observa que en estado de pre-contingencia las tensiones deoperación de las barras que componen el sistema se mantienen dentro del rango denormal según la NTSyCS. A su vez, en estado post-contingencia las tensiones deoperación del sistema se encuentran dentro del rango de normal y alerta, definidos porla NTSyCS.
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4.1.3 Transformadores de poder
En la Tabla 4-3 se presentan los niveles de carga de los transformadores de poderrelevantes en el sistema de transmisión.
Tabla 4-3: Niveles de carga de los transformadores de poder, para el en escenario de alta
demanda y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.
Se observa que todos los transformadores de poder analizados tanto en condicionesnormales de operación como en precontingencia, verifican su operación dentro de loslímites de sus capacidades nominales.
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4.2 Escenario 1b: demanda alta sin centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2, sistema conERAG/EDAG implementado en el corredor Pan de Azúcar - Nogales
Se analiza el comportamiento estático del sistema considerando la implementación delos ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar – Nogales descritos en la sección 3.6, conun despacho en donde se tienen tres de sus unidades operando a mínimo técnico, una
de ellas operando a 117 MW y las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.Los PE Taltal y PFV Lalackama se encuentran operando a plena capacidad, según losobjetivos que persigue el presente estudio.
En el ANEXO A se detallan los resultados de las transferencias de potencias del escenario1 para el caso previo a contingencias.
4.2.1 Líneas de transmisión
En la Tabla 4-4 se presentan los niveles de carga para las líneas de transmisión enporcentaje respecto de sus capacidades nominales, en estado pre y postcontingencia.Se destacan en amarillo los valores cercanos al 100% y en verde, donde no existe flujode potencia.
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Dada la gran cantidad de generación en el norte del SIC, los flujos de potencia sedirigen de norte a sur, donde se ha maximizado por completo las capacidades delsistema de transmisión del SIC norte, lo cual se logra por medio del ERAG/EDAG de laCentral Guacolda y por los nuevos ERAG/EDAG que se pueden implementar en elcorredor Pan de Azúcar - Nogales.
En los casos de fallas en las líneas Diego de Almagro – San Andrés y San Andrés – Cardones 220 kV, las redes al norte de las respectivas contingencias quedan aisladosdel resto del sistema, donde las centrales ERNC no son capaces de sostener lasrespectivas islas eléctricas que se forman por dichas contingencias.
Para cada uno de los escenarios pre y post-contingencia, no se aprecian problemasrelacionados con sobrecargas en líneas de transmisión. En el corredor comprendidoentre las subestaciones Maitencillo y Pan de Azúcar, la carga sobre las líneas encondiciones de pre contingencia alcanza un valor cercano al 84%. El criterio N-1 semantiene en estos tramos debido al EDAG por contingencia específica de una de lasunidades de la subestación Guacolda.
Para el caso de las líneas de doble circuito entre las subestaciones Pan de Azúcar y
Nogales alcanzan cargas de un 99% de sus capacidades de nominales en condicionesde pre-contingencia, cumpliendo con el Criterio N-1 por medio de la presencia delERAG/EDAG que se deberá implementar en este corredor. Al apreciar los estados depost-contingencia ante eventualidades dadas en el corredor aludido, se puede notar laacción efectiva de los automatismos considerados en el estudio, donde ninguno de loscircuitos sufre de problemas de sobrecarga. Es importante mencionar que la peor
condición para efectos de los automatismos corresponde a una contingencia en lalínea Los Vilos – Las Palmas, siendo necesario desprender un monto de generación iguala 239,5 MW (150 MW en central Guacolda y 89,5 MW en centrales de zona 3).
Se puede evidenciar que en este escenario de máxima exigencia en lo que respecta alsistema de trasmisión del norte del SIC, para cada uno de los escenarios pre y post-contingencia, no se aprecian problemas relacionados con sobrecargas en líneas de
transmisión.
4.2.2 Tensiones en barras del sistema
En la Tabla 4-5 se presentan los niveles de tensión en cada una de las barras relevantespara el sistema en estudio. En amarillo se destacan las elevaciones de tensión críticaspara el sistema.
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De los resultados, se observa que en estado de pre-contingencia las tensiones deoperación de las barras que componen el sistema se mantienen dentro del rango denormal según la NTSyCS. A su vez, en estado post-contingencia las tensiones deoperación del sistema se encuentran dentro del rango de normal y alerta, definidos porla NTSyCS.
4.2.3
Transformadores de poder
En la Tabla 4-6 se presentan los niveles de carga de los transformadores de poderrelevantes en el sistema de transmisión.
Tabla 4-6: Niveles de carga de los transformadores de poder, para el en escenario de altademanda y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.
Se observa que todos los transformadores de poder analizados tanto en condicionesnormales de operación como en precontingencia, verifican su operación dentro de loslímites de sus capacidades nominales.
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4.3 Escenario 2: demanda alta, con una unidad de la central Taltal en servicio, sistemacon ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar - Nogales
Se analiza el comportamiento estático del sistema considerando la implementación delos ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar – Nogales descritos en la sección 3.6, conun despacho en donde se tienen tres de sus unidades operando a mínimo técnico, una
de ellas operando a 133 MW y las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.Los PE Taltal y PFV Lalackama se encuentran operando a plena capacidad.
En el ANEXO B se detallan los resultados de las transferencias de potencia del escenario2 para el caso pre-contingencia.
4.3.1 Líneas de transmisión
En la Tabla 4-7 se presentan los niveles de carga para las líneas de transmisión enporcentaje respecto de sus capacidades nominales en estado pre y postcontingencia.Se destacan en amarillo los valores cercanos al 100% y en verde, donde no existe flujode potencia.
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Dada la gran cantidad de generación en el norte del SIC, los flujos de potencia sedirigen de norte a sur. En los casos de fallas en las líneas Diego de Almagro – San Andrésy San Andrés – Cardones 220 kV, las redes al norte de las respectivas líneas quedanoperando de manera aislada del resto del sistema, pero de forma estable debido a laoperación de la termoeléctrica Taltal 1.
Sin embargo, debido al comportamiento exportador del sistema al norte de la S/ECardones, esta contingencia provoca un exceso de generación en la zona aislada, conelevaciones de frecuencia y activación de protecciones que eventualmente sacaránde servicio a los parques solares y eólicos de esta zona cuyas señales de tensión ycorriente alterna sean construidas mediante inversores estáticos.
Los flujos de potencia en las líneas simple circuito 220 kV Carrera Pinto – San Andrés – Cardones se encuentran cercanos a los límite técnicos, pero dentro de sus capacidadesnominales. Dicha capacidad limita la generación del norte de la subestación Cardones.
Para cada uno de los escenarios pre y post-contingencia, no se aprecian problemasrelacionados con sobrecargas en líneas de transmisión. En el corredor comprendidoentre las subestaciones Maitencillo y Nogales, la carga sobre las líneas en condiciones
de pre-contingencia alcanza un valor cercano al 84%. El criterio N-1 se mantiene enestos corredores debido al EDAG por contingencia específica de una de las unidadesde la subestación Guacolda.
Para el caso de las líneas de doble circuito entre las subestaciones Pan de Azúcar yNogales alcanzan cargas de un 99% de sus capacidades de nominales en condicionesde pre-contingencia, cumpliendo con el Criterio N-1 por medio de la presencia delERAG/EDAG que se deberá implementar en este corredor. Al apreciar los estados depost-contingencia ante eventualidades dadas en el corredor aludido, se puede notar laacción efectiva de los automatismos considerados en el estudio, donde ninguno de loscircuitos sufre de problemas de sobrecarga. Es importante mencionar que la peorcondición para efectos de los automatismos corresponde a una contingencia en lalínea Los Vilos – Las Palmas, siendo necesario desprender un monto de generación de
243,6 MW (150 MW en central Guacolda y 93,6 MW en centrales de zona 3).
4.3.2 Tensiones en barras del sistema
En la Tabla 4-8 presentan los niveles de tensión en cada una de las barras relevantespara el sistema en estudio. En amarillo se destacan las elevaciones de tensión tensionescríticas para el sistema.
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De los resultados, se observa que en estado de pre-contingencia las tensiones deoperación de las barras que componen el sistema se mantienen dentro del rango denormal según la NTSyCS. A su vez, en estado post-contingencia las tensiones deoperación del sistema se encuentran dentro del rango de normal y alerta, definidos porla NTSyCS.
4.3.3 Transformadores de poder
En la Tabla 4-9 se presentan los niveles de carga de los transformadores de poderrelevantes en el sistema de transmisión.
Tabla 4-9: Niveles de carga de los transformadores de poder, para un escenario de alta demanday con la central termoeléctrica Taltal 1 en servicio y Taltal 2 fuera de servicio.
Se observa que todos los transformadores de poder analizados tanto en condicionesnormales de operación como en precontingencia, verifican su operación dentro de loslímites de sus capacidades nominales.
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4.4 Escenario 3: demanda alta con las dos unidades de la Central Taltal en servicio,sistema con ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar - Nogales
Se analiza el comportamiento estático del sistema considerando la implementación delos ERAG/EDAG en el corredor Pan de Azúcar – Nogales descritos en la sección 3.6, conun despacho en donde se tienen tres de sus unidades operando a mínimo técnico, una
de ellas operando a 133 MW y las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.Los PE Taltal y PFV Lalackama se encuentran operando a plena capacidad.
En el ANEXO C se detallan los resultados de las transferencias de potencia del escenario3 para el caso pre-contingencia.
4.4.1 Líneas de transmisión
En la Tabla 4-10 se presentan los niveles de carga para las líneas de transmisión enporcentaje respecto de sus capacidades, en estado pre y postcontingencia. Sedestacan en amarillo los valores cercanos al 100% y en verde, donde no existe flujo depotencia.
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Dada la gran cantidad de generación en el norte del SIC, los flujos de potencia sedirigen de norte a sur. Para evitar sobrecarga en las líneas simple circuito entre lassubestaciones Diego de Almagro y Cardones debido a la entrada en servicio de lascentrales Taltal 1 y 2, se reduce la generación de ambas a 75 MW y se modifica eldespacho de proyectos solares y eólicos. En tales condiciones, las líneas mencionadas
operan a valores cercanos al límite de sus capacidades nominales.En los casos de fallas en las líneas Diego de Almagro – San Andrés y San Andrés – Cardones 220 kV, las redes al norte de las respectivas contingencias quedan operandode manera aislada del resto del sistema pero de forma estable, debido a la operaciónde las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2. Sin embargo, de manera símil al escenario 2,se considera que los parques solares y eólicos de esta zona, cuyas señales de tensión ycorriente alterna sean construidas mediante inversores estáticos, se encontrarán fuerade servicio por la actuación de protecciones en los respectivos parques.
Para cada uno de los escenarios pre y post-contingencia, no se aprecian problemasrelacionados con sobrecargas en líneas de transmisión.
Para cada uno de los escenarios pre y post-contingencia, no se aprecian problemas
relacionados con sobrecargas en líneas de transmisión. En el corredor comprendidoentre las subestaciones Maitencillo y Pan de Azúcar, la carga sobre las líneas encondiciones de pre contingencia alcanza un valor cercano al 84%. El criterio N-1 semantiene en estos corredores debido al EDAG por contingencia específica de una delas unidades de la subestación Guacolda.
Para el caso de las líneas de doble circuito entre las subestaciones Pan de Azúcar yNogales alcanzan cargas de un 99% de sus capacidades de nominales en condicionesde pre-contingencia, cumpliendo con el Criterio N-1 por medio de la presencia delERAG/EDAG que se deberá implementar en este corredor. Al apreciar los estados depost-contingencia ante eventualidades dadas en el corredor aludido, se puede notar laacción efectiva de los automatismos considerados en el estudio, donde ninguno de loscircuitos sufre de problemas de sobrecarga. Es importante mencionar que la peor
condición para efectos de los automatismos corresponde a una contingencia en lalínea Los Vilos – Las Palmas, siendo necesario desprender un monto de generación iguala 243,6 MW(150 MW en central Guacolda y 93,6 MW en centrales de zona 3).
4.4.2 Tensiones en barras del sistema
En la Tabla 4-11 presentan los niveles de tensión en cada una de las barras relevantespara el sistema en estudio. En amarillo se destacan las elevaciones de tensión tensionescríticas para el sistema.
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De los resultados, se observa que en estado de pre-contingencia las tensiones deoperación de las barras que componen el sistema se mantienen dentro del rango denormal según la NTSyCS. A su vez, en estado post-contingencia las tensiones deoperación del sistema se encuentran dentro del rango de normal y alerta, definidos porla NTSyCS.
4.4.3 Transformadores de poder
En la Tabla 4-9 se presentan los niveles de carga de los transformadores de poderrelevantes en el sistema de transmisión.
Tabla 4-12: Niveles de carga de los transformadores de poder, para un escenario de altademanda y con las centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera en servicio.
Se observa que todos los transformadores de poder analizados tanto en condicionesnormales de operación como en precontingencia, verifican su operación dentro de loslímites de sus capacidades nominales.
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5 Análisis de ERAG en PE Taltal y PFV Lalackama
En virtud de lo solicitad por la Dirección de Operación del CDEC-SIC en su carta N° 0150-2014, con el objeto de aumentar la capacidad técnica de transmisión de la línea dedoble circuito Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV, se proponen esquemas dereducción automática de generación (ERAG) que deberán ser implementados en el PE
Taltal y PFV Lalackama. El ERAG constituye a un plan de acción eficaz y automático,que operará de manera rápida ante la ocurrencia de una contingencia en alguno delos circuitos de la línea Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV, cuya acción reducirá eldespacho del PE Taltal y Lalackama, de manera de evitar eventuales problemas desobrecargas en el circuito sano. Lo anterior, se daría en un escenario de alto despachode las unidades térmicas de Taltal térmica y de las centrales ERNC Taltal y Lalackama.
5.1 Escenarios de pre-contingencia a evaluar
Para el análisis de ERAG en el PE Taltal y PFV Lalackama, se consideran escenarios de
evaluación pre-contingencia más exigentes en términos de suficiencia sobre la líneaDiego de Almagro – Paposo 2x220 kV, cuando uno de sus circuitos sale de servicio. Losescenarios evaluados son los siguientes:
Escenario 4.1: se utiliza un despacho similar al escenario 3 descrito en la sección 3.1 y enla Tabla 3-2, con la diferencia que:
o Ambas centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 operan a plena capacidad (120MW cada una).
o El PFV Lalackama opera a toda capacidad generando 55 MWo El PE Taltal genera en conjunto 8,4 MW (máximo despacho permitido debido
a la restricción de capacidad de la línea Diego de Almagro – Carrera Pinto220 kV).
En este escenario se analiza la operación del ERAG en el PFV Lalackama,,
considerando la operación normal y tras una contingencia sobre el circuito 2 de lalínea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV.
Escenario 4.2: se utiliza un despacho como el escenario 3 descrito en la sección 3.1 y enla Tabla 3-2, con la diferencia que:
o Ambas centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 operan a plena carga (120 MWcada una).
o El PFV Lalackama se encuentra fuera de servicio. o El PE Taltal genera en conjunto 63 MW (máximo despacho permitido debido
a la restricción de capacidad de la línea Diego de Almagro – Carrera Pinto220 kV).
En este escenario se analiza la operación del ERAG en el PE Taltal, considerando laoperación normal y tras una contingencia sobre el circuito 1 de la línea Diego deAlmagro – Paposo 2x220 kV.
5.2 ERAG en PFV Lalackama
Con las centrales térmicas Taltal 1 y 2 despachando 240 MW sobre la barra Paposo 220 y
el PFV Lalackama generando 55 MW, se cumple con una de las condiciones de precontingencia para la activación del ERAG, el cual operará ante la ocurrencia de una
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contingencia en el circuito 2 de la línea Paposo – Diego de Almagro. El detalle de lassimulaciones se encuentra en el ANEXO D.
Ante la ocurrencia de esta contingencia, el PFV Lalackama debe reducir su generaciónpara no sobrepasar las capacidades de transmisión del circuito 1. En tal condición, elparque solar reduce su inyección al sistema a 45 MW, reduciendo un monto
aproximado de 10 MW.Dado que el escenario evaluado representa la situación más exigente postcontingenciapara el circuito 1 de la línea mencionada, el PFV Lalackama requiere de un ERAG quepueda reducir la generación del parque a 45 MW aproximadamente, de manera deenfrentar la contingencia en diferentes condiciones de operación de la red eléctrica.
El sistema presentado verifica el cumplimiento respecto de la suficiencia y niveles detensión de instalaciones involucradas, para la operación en régimen permanente.
5.3 ERAG en PE Taltal
En condiciones de operación normal, las centrales térmicas Taltal 1 y 2 despachan 240
MW sobre la barra Paposo 220 y el PE Taltal genera 63 MW, restringido por la capacidadde la línea Diego de Almagro – Carrera Pinto 1x220 kV. En estas condiciones, se cumplecon una de las condiciones de pre contingencia para la activación del ERAG, el cualoperará ante la ocurrencia de una contingencia en el circuito 1 de la línea Paposo – Diego de Almagro. El detalle de las simulaciones se encuentra en el ANEXO D.
Ante la ocurrencia de una contingencia en el circuito 1 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV, el PE Taltal debe reducir su generación para no sobrepasar las
capacidades de transmisión del circuito 2. El parque eólico reduce su inyección alsistema a 45 MW, reduciendo un monto aproximado de 18 MW.
Dado que el escenario evaluado representa la situación más exigente depostcontingencia para el circuito 1 de la línea mencionada, el PE Taltal requiere de un
ERAG que permita reducir la generación del parque a 45 MW como mínimoaproximadamente, de manera de enfrentar la contingencia en diferentes condicionesde operación de la red eléctrica.
El sistema presentado verifica el cumplimiento respecto de la suficiencia y niveles detensión de instalaciones involucradas, para la operación en régimen permanente.
5.4 Contingencias para el Escenario 4
Las contingencias consideradas en el escenario 4 son las siguientes:
Contingencia 1: Salida del circuito 2 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego deAlmagro, que involucra la
Contingencia 2: Salida del circuito 1 de la línea 2x220 kV Paposo – Diego de
Almagro. Contingencia 3: Salida de servicio del equipo SVC Plus de Diego de Almagro. Contingencia 4: Apertura intempestiva del interruptor 52J3 de la S/E Diego de
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5.5 Resultados y análisis en régimen permanente
En la Tabla 5-1 se presentan los niveles de carga sobre las líneas del sistema detransmisión, considerando los escenarios y contingencias respectivas de cada caso.Adicionalmente, en la Tabla 5-2 se presentan los niveles de tensión obtenidos de cadacaso evaluado.
Tabla 5-1: Nivel de carga por tramos de línea del sistema en estudio, para los escenarios 4.1 y 4.2
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Tabla 5-2: Tensiones en barra del sistema en estudio, para los escenarios 4.1 y 4.2
En los escenarios previos a contingencias, la generación de los PE Taltal y PFVLalackama son definidas debido a la restricción de transmisión impuesta por la líneaDiego de Almagro – Paposo 220 kV, la que opera al límite de su capacidad.
En dichos escenarios, la transmisión de potencia desde la zona norte a sur del SIC se velimitada por la capacidad del tramo de línea Las Palmas – Los Vilos 2x220 kV, paraverificar el cumplimiento del Criterio N-1.
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6 Conclusiones
El presente estudio da cuenta de los resultados obtenidos de los estudios de impactoestático debido a la conexión del PFV Lalackama y PE Taltal, considerando las nuevasunidades generadoras y las contingencias señaladas por el CDEC-SIC.
Los escenarios de evaluación simulados corresponden a condiciones de alta demanday una hidrología seca, las que difieren entre sí en la participación en el despacho de lasunidades termoeléctricas Taltal 1 y 2.
De los resultados de los flujos de potencia de cada uno de los escenarios evaluados ycontingencias estudiadas, se verifica el cumplimiento de la normativa técnica en cadauna de las instalaciones analizadas. En específico, no se presentan problemas detensión en barras y ni sobrecargas en líneas de transmisión.
Para la totalidad de los escenarios evaluados en el presente estudio, el despacho depotencia de las centrales ERNC al norte de la S/E Nogales debe ser restringido en orden
de respetar los límites de capacidad de transmisión de los corredores Diego de Almagro – Carrera Pinto – Cardones 1x220 kV, Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar2x220 y Las Palmas – Los Vilos – Nogales 2x220 kV. Esta situación obligará a aplicar un
factor de despacho por zonas de congestión, definiendo tres zonas claras en función delas tres restricciones anteriormente indicadas.
En base a lo anterior y a las condiciones actuales del norte del SIC, las centrales ERNCpertenecientes a la zona 3 (comprendida entre las subestaciones Pan de Azúcar yNogales) son las que sufrirán una mayor restricción en su despacho, cuyo factor dedespacho se estima en un 21%. Esta condición se encuentra totalmente encontraposición con el criterio económico de despacho y del aprovechamiento óptimodel sistema de trasmisión. Por ello, el estudio se ha desarrollado considerando lapresencia de un ERAG/EDAG para las líneas ubicadas en la zona 3, quedesconecte/reduzca el despacho de centrales ERNC tras la identificación desobrecarga en postcontingencia, y con esto permitir un incremento del factor dedespacho de un 21% a un 80%. Con esto, las instalaciones de transmisión podrán ser
exigidas al límite de su capacidad, siendo por ello un escenario de mayor exigenciapara el sistema.
Es importante señalar que el detalle de los ERAG/EDAG del corredor Pan de Azúcar -Nogales no es parte del alcance del presente estudio, pero si se alude a la necesidadde su implementación en el sistema previo a la conexión de los proyectos Tal Tal Eólico yLalckama. En este sentido, se ha planteado como alternativa complementaria al EDAGextendido de la Central Guacolda, la implementación de un automatismo adicionalsobre las centrales eólicas que se ubican entre las SS/EE Pan de Azúcar y Los Vilos. Loanterior debido a que no se considera factible aprovechar la capacidad total delcorredor entre las SS/EE Pan de Azúcar y Nogales a capacidad N mediante la solaimplementación del EDAG extendido den central Guacolda, por las siguientes razones:
Al enfrentar un evento de cortocircuito en el corredor aludido en un escenario detransferencia a capacidad N del mismo, será necesario desprender 3 unidades de laCentral Guacolda. Lo anterior someterá la operación del norte del sistema con sólouna unidad de la Central Guacolda, lo que constituye a un alto riesgo para laestabilidad del sistema.
Ante una falla en el corredor que ocurra al atardecer y en un escenario que obliguedesprender 3 unidades de la Central Guacolda para afrontar dicha contingencia,será necesario poner en servicio Centrales diesel para suplir el déficit de potenciaque existe durante el encendido y toma de carga de la o las unidades
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desprendidas, implicando importantes sobrecostos para la operación del sistema. Enel escenario más conservador se estima que el sobrecosto que implica para laoperación del sistema el desprender una unidad de la Central Guacolda puedellegar a ser de =MUS$ 354, el cual se estima como:
( )
Donde,
: Cota máxima de sobrecosto del sistema en dólares, la cual considera
que toda la energía que deja de suministrar la unidad de Guacoldadesprendida es reemplazada por central diesel de la zona norte del SIC.
: Potencia máxima de una unidad de la Central Guacolda igual a 150 MW.
: Tiempo de partida de Guacolda en horas, igual a 10 horas.
: Costo variable promedio centrales diesel Termopacífico y Central
Cardones, el cual corresponde a 271,37 $US/MWh.
: Costo variable promedio de unidades de Central Guacolda, el cualcorresponde a 35,4 en $US/MWh8.
Conclusiones respecto del ERAG en el PE Taltal y el PFV Lalackama
Adicionalmente a los escenarios de operación indicados por el CDEC-SIC, se consideranescenarios de diseño de ERAG destinado a identificar el monto de generación a reduciren los proyectos Taltal Eólico y Lalackama en términos de operación en régimenpermanente, de manera de satisfacer las condiciones de seguridad definidas por laNTSyCS.
De los resultados, para la apropiada operación del sistema entre las subestacionesDiego de Almagro y Paposo, en un escenario de máximo despacho de las unidades de
generación de Taltal y ante contingencias en algunos de sus circuitos de línea Paposo – Diego de Almagro, el PFV Lalackama y el PE Taltal deben contar con ERAG quepermitan reducir su despacho a 45 MW.
La operación del ERAG en los PE Taltal y PFV Lalackama dependerá de las condicionesde operación del sistema y particularmente, del despacho de las centralestermoeléctricas Taltal 1 y 2 junto con la generación de los parques eólicos y solares de lazona.
El ERAG en el PFV Lalackama deberá operar cuando se detecte la desconexión delcircuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV, bajo los siguientes criterios:
1. Condición de Activación de ERAG: En condiciones normales de operación, sedeberá activar el ERAG del PFV Lalackama cuando la generación de las
centrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 junto ( ) con la generación delparque solar (), superen las capacidades nominales de transmisión del
circuito de línea (285 MW). Esto es, cuando se satisfaga la siguiente condición:
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2. Condición de Operación ERAG: El ERAG operará en el escenariopostcontingencia con la salida del circuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV, solo si en condiciones de precontingencia el ERAG ya seencontraba activado. La magnitud del ERAG estará determinada por las
capacidades de transmisión postcontingencia, de la manera siguiente:
Análogamente, el ERAG en el PE Taltal operará cuando se detecte la desconexión delcircuito 1 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV, bajo los siguientes criterios:
1. Condición de Activación de ERAG: en condiciones normales de operación, seactivará el ERAG del PE Taltal cuando la generación de las centralestermoeléctricas Taltal 1 y 2 junto ( ) con la generación del parquesolar (), superen las capacidades nominales de transmisión del circuito de
línea (285 MW). Esto es, cuando se satisfaga la siguiente condición:
2. Condición de Operación ERAG: el ERAG operará en el escenariopostcontingencia con la salida del circuito 1 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV, solo si previamente se encontraba activado. La magnitud delERAG estará determinada por las capacidades de transmisión postcontingencia,de la manera siguiente:
En conclusión, desde el punto de vista de impacto estático la conexión de los PE Taltal yPFV Lalackama cumplen con las exigencias normativas de tensión y suficiencia deinstalaciones establecidas en la NTSyCS, siempre que se regule el despacho de losnuevos proyectos de generación en el norte del SIC y se definan esquemas de ERAGcomo los recién definidos o similares.
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ANEXO A : Flujos de potencia escenario 1 pre-contingencia
En la Tabla A-1 se presenta la convención utilizada para representar los nodos “i y “j” delas líneas relevantes del sistema para cada uno de los escenarios de operaciónanalizados.
Tabla A-1: Convención utilizada para los nodos “i” y “j” en las líneas relevantes del sistema.
Nombre de línea Barra Terminal "i" Barra Terminal "j"
Paposo -Tap Off L1 220kV Tap Off PFV Lalackama 220 Paposo 220
Paposo - Tap Off L2 220kV Tap Off PE Taltal 220 Paposo 220
Tap Off - D iego de Almagro L1 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PFV Lalackama 220
Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PE Taltal 220
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV Diego de Almagro 220 Carrera Pinto 220
San Andrés - Carrera Pinto 220kV Carrera Pinto 220 San Andrés
Cardones - San Andrés 220kV San Andrés Cardones 220
Tap Off Valleland - Maitencillo 220kV L1 Tap Off Valleland 220 Maitencillo 220
Cardones - Tap Off Valleland L1 Cardones 220 Tap Off Valleland 220Maitencillo - Cardones 220kV L3 Cardones 220 Maitencillo 220
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Los resultados siguientes muestran el detalle de flujo de potencia para el escenario conlas unidades termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera servicio y el sistema con sus automatismosde reducción o desconexión de generación existentes.
Tabla A-2: Variables eléctricas de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, con lascentrales termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.
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Los resultados siguientes muestran el detalle de flujo de potencia para el escenario conlas unidades termoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera servicio y el sistema con ERAG/EDAGimplementado en el corredor Pan de Azúcar - Nogales.
Tabla A-5: Característica de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, con las centralestermoeléctricas Taltal 1 y 2 fuera de servicio.
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ANEXO B : Flujos de potencia escenario 2 pre-contingencia
A continuación se presenta la convención utilizada para representar los nodos “i y “j” delas líneas relevantes del sistema para cada uno de los escenarios de operaciónanalizados.
Tabla B-1: Convención utilizada para los nodos “i” y “j” en las líneas relevantes del sistema.
Nombre de línea Barra Terminal "i" Barra Terminal "j"
Paposo -Tap Off L1 220kV Tap Off PFV Lalackama 220 Paposo 220
Paposo - Tap Off L2 220kV Tap Off PE Taltal 220 Paposo 220
Tap Off - D iego de Almagro L1 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PFV Lalackama 220
Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PE Taltal 220
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV Diego de Almagro 220 Carrera Pinto 220
San Andrés - Carrera Pinto 220kV Carrera Pinto 220 San Andrés
Cardones - San Andrés 220kV San Andrés Cardones 220
Tap Off Valleland - Maitencillo 220kV L1 Tap Off Valleland 220 Maitencillo 220
Cardones - Tap Off Valleland L1 Cardones 220 Tap Off Valle land 220Maitencillo - Cardones 220kV L3 Cardones 220 Maitencillo 220
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Los resultados siguientes muestran el detalle de flujo de potencia para el escenario conla termoeléctrica Taltal 1 a plena capacidad y la termoeléctrica Taltal 2 fuera deservicio.
Tabla B-2: Variables eléctricas de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, con lacentral termoeléctrica Taltal 1 en servicio y Taltal 2 fuera de servicio.
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ANEXO C :Flujos de potencia escenario 3 pre-contingencia
A continuación se presenta la convención utilizada para representar los nodos “i y “j” delas líneas relevantes del sistema para cada uno de los escenarios de operaciónanalizados.
Tabla C-1: Convención utilizada para los nodos “i” y “j” de las líneas relevantes del sistema.
Nombre de línea Barra Terminal "i" Barra Terminal "j"
Paposo -Tap Off L1 220kV Tap Off PFV Lalackama 220 Paposo 220
Paposo - Tap Off L2 220kV Tap Off PE Taltal 220 Paposo 220
Tap Off - D iego de Almagro L1 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PFV Lalackama 220
Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PE Taltal 220
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV Diego de Almagro 220 Carrera Pinto 220
San Andrés - Carrera Pinto 220kV Carrera Pinto 220 San Andrés
Cardones - San Andrés 220kV San Andrés Cardones 220
Tap Off Valleland - Maitencillo 220kV L1 Tap Off Valleland 220 Maitencillo 220
Cardones - Tap Off Valleland L1 Cardones 220 Tap Off Valle land 220Maitencillo - Cardones 220kV L3 Cardones 220 Maitencillo 220
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Los resultados siguientes muestran el detalle de flujo de potencia para el escenario conlas unidades termoeléctricas Taltal 1 y 2 en servicio, despachadas a 75 MW cada una.
Tabla C-2: Variables eléctricas de las líneas relevantes del sistema en estudio, con las centralestermoeléctricas Taltal 1 y 2 en servicio.
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ANEXO D : Flujos de potencia ERAG PFV Lalackama y PE Taltal
La Tabla D-1 presenta la convención utilizada para representar los nodos “i y “j” de laslíneas relevantes del sistema para cada uno de los escenarios de operación analizados.
Tabla D-1: Convención utilizada para los nodos “i y “j” de las líneas relevantes del sistema
Nombre de línea Barra Terminal "i" Barra Terminal "j"
Paposo -Tap Off L1 220kV Tap Off PFV Lalackama 220 Paposo 220
Paposo - Tap Off L2 220kV Tap Off PE Taltal 220 Paposo 220
Tap Off - D iego de Almagro L1 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PFV Lalackama 220
Tap Off- Diego de Almagro L2 220kV Diego de Almagro 220 Tap Off PE Taltal 220
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV Diego de Almagro 220 Carrera Pinto 220
San Andrés - Carrera Pinto 220kV Carrera Pinto 220 San Andrés
Cardones - San Andrés 220kV San Andrés Cardones 220
Tap Off Valleland - Maitencillo 220kV L1 Tap Off Valleland 220 Maitencillo 220
Cardones - Tap Off Valleland L1 Cardones 220 Tap Off Valle land 220
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6.1.2 Escenario post contingencia sobre el circuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV.
Tabla D-5: Característica de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, para el escenario4.1 post contingencia sobre el circuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV.
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Tabla D-6: Características de barras del sistema para el escenario 4.1, post contingencia sobre elcircuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV.
Tabla D-7: Características de generación de centrales relevantes en el estudio, en escenario 4.1post contingencia sobre el circuito 2 de la línea Diego de Almagro – Paposo 2x220 kV
Agosto 2014Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, ChileFono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
6.1.3 Escenario post contingencia falla en el equipo SVC Plus de Diego de Almagro.
Tabla D-8: Característica de tramos de líneas relevantes del sistema en estudio, para el escenario4.1 post contingencia sobre el equipo SVC Plus de Diego de Almagro.
Agosto 2014Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, ChileFono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
Tabla D-9: Características de barras del sistema para el escenario 4.1, post contingencia sobre elequipo SVC Plus de Diego de Almagro.
Tabla D-10: Características de generación de centrales relevantes en el estudio, en escenario 4.1post contingencia sobre el equipo SVC Plus de Diego de Almagro