Estudio límites de transmisión

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Estudio de limites de transmision

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Estudio límites de transmisión

  1. 1. I n f o r m e T é cn i c o D i ci e m b r e 2 0 1 1 ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Preparado Para :
  2. 2. Servicios Especializados de Ingeniería DIgSILENT Limitada Candelaria Goyenechea 4330, Depto. 34, Vitacura, Santiago Tel.: +56 9 97797093 Contacto: Celso A. González G. e-mail: celso.digsilent@manquehue.net Rev 1 CHI-DT-NT-13-2011 Informe Téc nic o Página 2
  3. 3. 0 Índ ice Índice Índice ............................................................................................................................................................... 3 1 Resumen Ejecutivo .................................................................................................................................. 5 2 Introducción ........................................................................................................................................... 7 3 Objetivo y Alcance de los Estudios ........................................................................................................... 9 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados .................................................................................10 4.1 4.1.1 4.2 4.2.1 4.3 4.3.1 4.4 4.4.1 Sistema Eléctrico Punta Arenas ................................................................................................................................ 10 Instalaciones de Transmisión para Estudios .......................................................................................................... 12 Sistema Eléctrico Puerto Natales .............................................................................................................................. 12 Instalaciones de Transmisión para Estudios .......................................................................................................... 14 Sistema Eléctrico Porvenir........................................................................................................................................ 14 Instalaciones de Transmisión para Estudios .......................................................................................................... 15 Sistema Eléctrico de Puerto Williams ........................................................................................................................ 15 Instalaciones de Transmisión para Estudios .......................................................................................................... 16 4.5 Resumen Instalaciones que serán Estudiadas ........................................................................................................... 17 5 Revisión de Aspectos Normativos Relacionados con el Estudio de Restricciones .....................................18 6 Metodología de Estudio ..........................................................................................................................19 6.1 Capacidad térmica de las instalaciones. .................................................................................................................... 19 6.2 Regulación de Tensión ............................................................................................................................................ 19 6.2.1 Para la línea de transmisión en 66 kV:.................................................................................................................. 19 6.2.2 Para el Transformador 11,5/13,2 kV.................................................................................................................... 19 6.3 Estabilidad Transitoria ............................................................................................................................................. 20 7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio ...........................................................................................21 7.1 Horizonte de Análisis ............................................................................................................................................... 21 7.2 Control de Frecuencia y Reserva en Giro .................................................................................................................. 21 7.3 Demandas Anuales y Factor de Potencia................................................................................................................... 22 7.4 Despachos de Generación........................................................................................................................................ 22 7.5 Modelos Dinámicos de Unidades Generadoras ........................................................................................................... 23 7.6 Modelos de Carga de Alimentadores ......................................................................................................................... 24 7.7 Herramientas de Simulación .................................................................................................................................... 24 Informe Téc nic o Página 3
  4. 4. 0 Índ ice 8 Estándares Operacionales ......................................................................................................................25 8.1 Estándares para Estados Operacionales .................................................................................................................... 25 8.1.1 Estándares en Generación y Transmisión para Estado Normal y Alerta. .................................................................. 25 8.1.2 Límites de Transmisión en Estado Normal y Estado de Alerta................................................................................. 26 8.1.3 Estándares de Recuperación Dinámica en Estado Normal y Estado de Alerta .......................................................... 26 8.1.4 Estándares en Generación y Transmisión para Estado de Emergencia .................................................................... 26 8.1.5 Límites de Transmisión en Estado de Emergencia ................................................................................................. 27 9 Evaluación de los Límites de Transmisión ...............................................................................................28 9.1 Línea de Transmisión 66 kV ..................................................................................................................................... 28 9.1.1 Límite de la Línea por Capacidad Térmica............................................................................................................. 29 9.1.1.1 Antecedentes térmicos del conductor Cu 3/0 AWG ........................................................................................... 29 9.1.1.2 Antecedentes Nominales de los Transformadores ............................................................................................ 29 9.1.2 Límite de la Línea por Regulación de Tensión ....................................................................................................... 30 9.1.3 Límite de la línea por Estabilidad Transitoria ......................................................................................................... 32 9.1.4 Resumen Máxima Capacidad de Transmisión ........................................................................................................ 33 9.2 9.2.1 Transformador 11,5/13,2 kV .................................................................................................................................... 34 Límite de los Transformadores por Capacidad Nominal ......................................................................................... 34 9.2.1.1 Antecedentes Nominales de los Transformadores ............................................................................................ 34 9.2.2 Límite del Transformador por Regulación de Tensión ............................................................................................ 34 9.2.3 Límite del Transformador por Estabilidad Transitoria ............................................................................................. 37 9.2.4 Resumen Máxima Capacidad de Transmisión ........................................................................................................ 38 10 Conclusiones ..........................................................................................................................................39 11 Referencias ............................................................................................................................................40 1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación.....................................................411 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas ..........................................................................................................444 Anexo 2.1 Límite de Transmisión en Línea de 66 kV............................................................................................................. 45 Anexo 2.2 Límite de Transmisión en Transformador 11,5/13,2 kV ....................................................................................... 533 Informe Téc nic o Página 4
  5. 5. 1 Resumen Ejecutivo 1 Resumen Ejecutivo En el presente informe se describen los criterios de evaluación, análisis y resultados asociados con el Estudio de Restricciones en Instalaciones de Transmisión, efectuado en los Sistemas Medianos de propiedad de la Empresa Eléctrica de Magallanes S.A., Edelmag, esto es: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, y que cuenten con instalaciones de transmisión series, esto es: Líneas de transmisión, transformadores de potencia y condensadores series. El estudio se realizó en base a los criterios establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos y de acuerdo con la información y experiencia adquirida por la empresa Edelmag en la operación de sus sistemas eléctricos. El objetivo del estudio es identificar las potencias máximas que se pueden transmitir por las líneas de transmisión que la Empresa identifique como críticas para garantizar frente a la ocurrencia de las contingencias indicadas que se establecen en el Artículo 5-36 de la presente NT. Para los efectos de la ejecución del mencionado estudio, la Empresa Edelmag, ha encargado a Digsilent Limitada, en adelante Digsilent, el desarrollo de los estudios referidos. Cada uno de los estudios se realizó para la condición de operación esperable en el periodo 2011-2014. De la revisión efectuada en cada Sistema Mediano, SM, se determinó que el único sistema que cuenta con instalaciones de transmisión susceptibles de determinarle un límite de transmisión corresponde al SM de Punta Arenas, los demás sistemas sólo poseen una barra principal que sirve de inyección de generación y retiro de alimentadores, no existen otros elementos series. En relación con el SM Punta Arenas se determinó que existen dos instalaciones de transmisión series en dicho sistema que debía, de acuerdo con la Norma Técnica de seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos, determinárseles un límite de transmisión, estas son: • Línea de transmisión de 66 kV entre Tres Puentes y Punta Arenas • Transformador 11,5/13,2 kV S/E Tres Puentes Para efectuar las evaluaciones del límite de transmisión, la norma en cuestión plantea que se deben utilizar tres tipos de análisis. Uno de Límite Térmico, impuesto por las características de diseño de la instalación, otro de Regulación de Tensión y uno último por Estabilidad Transitoria. El valor final que determina el límite máximo de transmisión queda impuesto por el mínimo valor que resulta de dichas evaluaciones. Los resultados de los análisis arrojaron lo siguiente: • La línea de transmisión el valor límite de transmisión está dado por: Para el año 2011 por el límite térmico de la línea (impuesta por la capacidad de los transformadores) que impone una transferencia máxima de 35,4 MVA Informe Técnico Página 5
  6. 6. 1 Resumen Ejecutivo Para el año 2014 por el límite por estabilidad que impone una transferencia máxima de 36,5 MVA. • Para el transformador 11,5/13,2 kV En el caso del transformador de Tres Puentes el máximo valor de transferencia queda determinado por las características de diseño ó condiciones nominales del transformador, esto es: 20 MVA. De acuerdo con lo anterior se concluye que: • En la línea de transmisión 66 kV no se observan limitaciones de transmisión para las demandas esperadas que se estima para el periodo 2011-2014. En todos los años las transferencias resultantes de las demandas en Punta Arenas no provocaría que se superara las máximas transferencias por la línea de 66 kV. • En la transformación 11,5/13,2 kV en Tres Puentes no se provocan limitaciones para el abastecimientos de los consumos que se espera el periodo 2011-2014. Las transferencias máximas que se espera para los años 2011 y 2014 resulta de 75 y 83% respectivamente de la capacidad de transformación. Informe Técnico Página 6
  7. 7. 2 Introducción 2 Introducción La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos[1], dictada por la Autoridad en el mes de febrero del año 2006, en adelante, NTSyCS SM, establece a la empresas propietarias/Operadoras de Sistemas Medianos, la ejecución de Estudios para realizar la programación del Control de Tensión, el Control de Frecuencia y el PRS, para el conjunto de instalaciones de los Sistemas Medianos, los cuales deberán estar a disposición de la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia. Se entiende por Sistemas Medianos, en adelante SM, a los sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación es menor de 200 MW y mayor a 1,5 MW. Con esta parcialización de los sistemas, los estudios se efectuarán para los Sistemas Eléctricos de propiedad de Edelmag para los siguientes SM: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. En términos específicos las exigencias de la NTSyCS SM establece la ejecución de los siguientes estudios: Figura 1. Estudios exigidos por la NTSyCS de SM Para cada estudio se solicita en concreto lo siguiente: • EDAC: Deberá determinar el nivel óptimo y localización de desconexión de carga. El objetivo es evitar colapso por frecuencia y tensión con la activación de esquemas de desconexión para estados de operación distinto del Estado Normal. • Control de Frecuencia y Determinación de Reservas: Tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5. En particular debe determinarse un porcentaje de reserva óptimo que se utilizará para efectuar la asignación de la reserva entre las unidades generadoras participantes del CPF y del CSF. Informe Técnico Página 7
  8. 8. 2 Introducción • Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva: Tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5, además de determinar el perfil óptimo de tensiones y los requerimientos de potencia reactiva para las Instalaciones Transmisión, con resolución semestral para un horizonte de operación de 48 meses. • Restricciones en Instalaciones de Transmisión: Se debe identificar las potencias máximas que se pueden transmitir por las líneas de transmisión que la Empresa identifique como críticas para garantizar frente a la ocurrencia de las contingencias indicadas que se establecen en el Artículo 5-36 de la presente NT. • Estudio de PSR: El objetivo del PRS es que con posterioridad a un Apagón Total o Apagón Parcial, sea posible establecer los mecanismos que permitan de una manera segura y organizada, restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible, considerando las Cargas Críticas. Los Estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. • Estudio de Continuidad: Determinar los índices de continuidad FMIK y TTIK del SM, para un horizonte de operación de 12 meses. • Verificación de Coordinación de Protecciones: Tiene por objeto confirmar que el desempeño de los relés de protección de las líneas de transmisión, transformadores de potencia y unidades generadoras cumple con las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT. Estos estudios se deben realizar con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. De acuerdo con esta exigencia los estudios consideran un horizonte de análisis también de cuatro años, años 2011-2014, para así ser consistente con la exigencia normativa. Cabe mencionar que desde la vigencia de la NTSCS SM, esta es la segunda oportunidad en que se llevan a cabo los análisis, correspondiendo en esta oportunidad una revisión de los estudios que ya realizaron las empresas propietarias de Sistemas Medianos en el año 2007. Algunos de estos estudios están directamente relacionados entre sí, así como otros resultan complementa independientes. Respecto del primer grupo de estudios, se debe definir un estudio que inicie los análisis cuyos resultados sean la entrada para los otros. En este sentido existe una directa relación entre los estudios de EDAC (por subfrecuencia y subtensión) con los estudios de Control de Frecuencia, Control de Tensión y de Restricciones en el Sistema de Transmisión. En cambio los estudios de Continuidad, PRS y de Protecciones se pueden abordar en forma completamente independiente, por cuanto resultan de distinta naturaleza técnica que los anteriores. El estudio que se aborda en este informe corresponde al Estudio de Restricciones en Instalaciones de Transmisión. Informe Técnico Página 8
  9. 9. 3 Objetivo y Alcance de los Estudios 3 Objetivo y Alcance de los Estudios El estudio en concreto consiste en determinar la capacidad de potencia máxima que se puede transmitir por los elementos series de instalaciones de transmisión con que cuenta el sistema mediano, esto es líneas de transmisión, transformadores de potencia o condensadores series, y que las empresas operadoras han determinado como críticas para garantizar la seguridad del servicio frente a la ocurrencia de las contingencias, que más adelante se detallan y que están definidas en el artículo 5-36 de la mencionada norma. Se entiende por capacidad de potencia máxima de transmisión, a la máxima capacidad de cada elemento serie de instalaciones de transmisión, y que está dada por el menor valor de corriente que surge al evaluar el límite térmico, el límite de regulación de tensión y el límite por contingencia. Este límite se determina tanto para condiciones de operación en estado normal o de régimen permanente, como frente a contingencias. En este último caso el límite queda impuesto por la evolución transitoria y dinámica de las principales variables operativas que determinan el estado del SM, todo lo anterior conforme a las exigencias establecidas en la NT. Informe Técnico Página 9
  10. 10. 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados La NT establece el estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión, para los elementos series, esto es Líneas de Transmisión, Transformadores de Potencia o condensadores series. Por otro lado, el estudio debe efectuarse para las instalaciones que la empresa considere como criticas para la operación global de los sistemas. Los sistemas medianos de propiedad de la empresa Edelmag corresponden a los siguientes: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. Las características topológicas de cada sistema se describen a continuación: Para los estudios se utiliza la topología eléctrica de cada Sistema Mediano disponible al mes de septiembre del año 2011, más todas las incorporaciones de instalaciones de generación y transmisión que se estimó necesario en los estudios de planificación de la expansión de los sistemas medianos. 4.1 Sistema Eléctrico Punta Arenas El sistema eléctrico de Punta Arenas está constituido básicamente por dos subsistemas, Tres Puentes y central Punta Arenas. Tres Puentes está formado por dos barras principales, una de 11,5 KV que corresponde a una barra de generación y otra de 13,2 kV que abastece alimentadores de cargas y que también cuenta con inyección de generación. Ambas barras se conectan a través de un transformador 13,2/11,5 kV de 20 MVA. Por su parte central Punta Arenas posee una barra de 13,2 kV, donde se concentran alimentadores de consumos y un centro de generación, aunque estas últimas usualmente no son despachadas por criterios económicos, transformándose dicha barra en una de retiros de energía. Los subsistemas se interconectan mediante una línea de transmisión, de simple circuito, en 66 kV de unos 8,15 km y se conecta en un extremo mediante un transformador de 66/12 kV de 33 MVA y en el otro uno de 66/13,8 kV también de 33 MVA. La capacidad térmica de la línea de transmisión es de 48 MVA (0,42 kAmp), no obstante, queda limitada por la capacidad de los transformadores de los extremos. Cabe mencionar que en el año 2013 se conectarán en paralelo con los transformadores existentes dos nuevos transformadores de 33 MVA cada uno. Este Sistema Mediano cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores) por un monto de 2,0 MVAr que se ubica en la barra de Punta Arenas. Este sistema no cuenta con esquemas EDAC por subtensión. La topología del sistema se aprecia en la siguiente figura. Informe Técnico Página 10
  11. 11. DIgSILENT 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados 13.2 kV P.A.. 13.2 kV T.P.. Consumo AL-X10B MG CATERPILLAR ~ G Consumo AL-1 Unidad Nº 5 T.P. Consumo AL-X10A Consumo AL-7 Consumo AL-8A 11.5 kV Autotransformador Nº 2 Consumo AL-9 Consumo AL-8B Shunt/Filter ~ G Trafo Nº 3 - C.T.P. Unidad Nº 2 T.P. Trafo Nº 4 - C.T.P. ~ G Consumo AL-4 Consumo AL-2 Unidad Nº 3 T.P. Consumo AL-5 Trafo Nº 7 C.P.A. Line(1) AWG 3/0 C.. Consumo AL-3 Trafo Nº 7 C.P.A.(1) Celdas 11.5 kV Consumo AL-X11 XConsumo AL-13 52D1 52CS3 E/S año 2013 Celdas 13.2 kV G.E. 23 kV Consumo AL-6 HITACHI 24 MW 52DT1 Trafo Nº 1 C.T.P. ~ G YConsumo COCAR - Ingesur XConsumo AL-12 Unidad Nº 1 T.P. Trafo Nº 6 C.P.A. Línea de unión en 23 kV AWG 3/0 Cu (167.8 MCM) Línea de respaldo para PRS 52 DS CENTRAL PUNTA ARENAS G ~ Trafo Nº 5 - C.P.A. Celdas 11.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.A. Trafo Nº 5 C.T.P.(1) SOLAR MARS 10.5 MW G ~ Trafo Nº 4 - C.P.A. Trafo Nº 5 C.T.P. Line(2) AWG 3/0 C.. ~ G Unidad Nº 4 P.A. Unidad Nº 4 T.P. Breaker E/S año 2013 15 MW ~ G Unidad Nº 7 T.P. Trafo Nº 1 - C.P.A. Trafo Nº 3 - C.P.A. ~ G SOLAR TITAN 13.7 MW Trafo Nº 2 - C.P.A. 13.2 kV Unidad Nº 9 T.P. G ~ Unidad Nº 2 P.A. G ~ Unidad Nº 1 P.A. ~ G G ~ Unidad Nº 3 P.A. GE 10.7 MW Unidad Nº 8 T.P. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Topologia SM Punta Arenas 2011-2014 PowerFactory 14.0.525 Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 3/31/2012 Annex: P. ARENAS Figura 2. Unilineal Sistema Eléctrico Punta Arenas Las unidades generadoras que componen este sistema son las siguientes: CENTRALES GENERADORAS SM PUNTA ARENAS Nº Descripc. Tipo CENTRAL TRES PUENTES 1 2 3 4 5 7 8 9 Unidad Hitachi a GAS Motor-Generador Caterpillar DIESEL - PA Motor-Generador Caterpillar DIESEL - PA Unidad Solar Mars a GAS Motor-Generador Caterpillar a GAS Unidad Solar Titán a GAS Turbina a GAS GE 12.22 MVA T.G. SOLAR TITAN Pmáx Observación MW THD MD MD TI-Gas MG TI THD TI-GAS CENTRAL PUNTA ARENAS 24,00 1,46 1,46 10,50 2,726 13,70 10,997 15,02 Existente Existente Existente Existente Existente Existente Existente Existente MW 1 SULZER MD 1,400 Existente 2 SULZER MD 1,400 Existente 3 SULZER MD 1,400 Existente 4 G. ELECTRIC THD 6,700 Unidades de respaldo 5 G. ELECTRIC THD 6,500 Unidades de respaldo Cuadro 1 Unidades que componen el SM Punta Arenas Informe Técnico Página 11
  12. 12. 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados 4.1.1 Instalaciones de Transmisión para Estudios En resumen y considerando la topología del SM Punta Arenas las instalaciones de transmisión que se evaluará su máxima capacidad de transmisión corresponde a las siguientes: • • • • Un Transformador 12/13,8 kV de 20 MVA Transformador 12/66 kV de 33 MVA Transformador 13,8/66 kV de 33 MVA Línea de transmisión de 66 kV, 8,15 km de 48 MVA Las tres últimas instalaciones se encuentran conectadas en serie y en rigor corresponden en conjunto a una sola instalación, que para todos los efectos estará limitada a 33 MVA (288 Amp), por ser este el menor valor de los tres. A partir del año 2013 se aumentará la capacidad de transformación en los extremos de la línea quedando en 66 MVA, limitando la conexión la capacidad de la línea de transmisión, valor que se determina más adelante. 4.2 Sistema Eléctrico Puerto Natales El sistema eléctrico de Puerto Natales está constituido básicamente por una barra principal en 13,2 kV, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión y transformadores de transmisión, excepto los propios de las unidades generadoras. Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores), así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión. La topología del sistema es la siguiente: Informe Técnico Página 12
  13. 13. DIgSILENT 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados C1 - Linea 3b AL1-6 AL2-2 AL3-2 AL4-2 AL3-1 AL4-1 C1 Linea 1b C1 - Linea 1a AL2-1 Linea C4 - 2 C3 - Linea 2 AL1-3 C2 - Linea 2 AL1-2 C1 - Linea 2a AL1-5 C1 - Linea 2b AL1-4 AL1-1 Alimentador - 4 Alimentador 3 S. Auxiliar Alimentador - 1 Alimentador - 2 SS.AA 89 CT 13.2 kV II 89 CTD F4 Fusible(1) Trafo Nº 4 Trafo Nº 5 Fusible Jenbacher Trafo Nº 10 Jenbacher 416 13.2 kV Trafo Nº 3 Trafo Waukesha 8 Generador Nº 5 PALMERO T.G. SOLAR 5 G ~ Línea G ~ Línea(1) Trafo Nº 09 Trafo Nº 11 G ~ Generador Nº 10 AutoTrafo G ~ Generador Nº 6 M.D. CATERPILLAR Generador Nº 4 T.G. SOLAR 4 G ~ G ~ Generador Nº 2 G ~ G ~ G ~ G ~ Generador Nº 11 Generador Nº 9 Generador Nº 8 Generador Nº 1 Generador Nº 3 JENBACHER 612 JENBACHER WAUKESHA MD MORSE WAUKESHA Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Project: EDELMAG SA Periodo de Evaluación 2011 - 2014 Diagrama Unilineal PowerFactory 14.0.525 Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: P.NATALES Figura 3. Unilineal Sistema Eléctrico Puerto Natales Las unidades generadoras que componen este sistema son: CENTRALES GENERADORAS SM PUERTO NATALES Nº Descripc. Tipo CENTRAL PUERTO NATALES MD 10 11 JM612 1 2 3 4 5 6 8 9 Observación MW Motor-Generador DIESEL (150 kW) F.Morse Palmero 1.36 MW Motor-Generador DIESEL (300 kW) F.Morse Motor-Generador a GAS - Waukesha Turbina Solar Saturno a GAS Turbina Solar Saturno a GAS Motor-Generador Caterpillar a DIESEL-PN Motor-Generador a GAS - Waukesha Jenbacher 1.42 MW 1 Pmáx Unidad de respaldo MD 0,150 1,360 0,300 1,175 0,800 0,800 1,500 1,175 1,420 MG 1,816 Disponible 2012 MD MG TI-Gas TI-Gas MD MG MG Unidad de respaldo Existente Existente Existente Existente Existente Existente Existente Cuadro 2 Unidades que componen el SM Puerto Natales Informe Técnico Página 13
  14. 14. 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados Instalaciones de Transmisión para Estudios 4.2.1 En este sistema no se visualizan instalaciones de transmisión. 4.3 Sistema Eléctrico Porvenir El sistema eléctrico de Porvenir, al igual que el de Puerto Natales, está constituido básicamente por una barra principal en 13,8 kV, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni transformadores, excepto los propios de las unidades generadoras. Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores), así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión. DIgSILENT La topología del sistema es la siguiente: Alimentador 2 - Carga 1 Alimentador 3 - Carga 1 Alimentador 4 - Carga 1 Alimentador - 3 Alimentadores.. Alimentador - 2 Alimentadores.. Alimentador - 1 Alimentadores.. Alimentador 1 (SACOR) Alimentador - 4 Alimentadores.. C2 - Linea 2 Alimentadores.. Alimentador 2 - Carga 2 89 CT 89-CT3-F HV 63A Trafo Nº 2 Trafo Nº 4 Trafo Nº 3 89-CT5-F HV 63A Trafo Nº 5 89-CT4-F HV 63A 89-CT1-F HV 63A 89-CT6-F HV 63A Trafo Nº 6 Trafo Nº 1 89-CT7-F HV 63A Trafo TG1.. 89-CT8-F HV 63A 89-CT7-F(1) HV 63A Trafo TG11 Trafo Nº 10 89-CT9-F HV 63A Trafo TG1.. 89-CT2-F HV 63A 13.8_B 13.8_A G ~ G ~ G ~ Unidad Nº 1 Unidad Nº 2 Unidad Nº 3 MD CATERPILLAR MD DEUTZ G ~ G ~ G ~ Unidad Nº 9 Unidad Nº 10 Unidad Nº 7 CAT - GAS JENBACHER 416 WAUKESHA G ~ G ~ WAUKESHA G ~ G ~ Unidad Nº 5 Unidad Nº 6 Unidad Nº 8 Unidad Nº 4 CAT - DIESEL PALMERO WAUKESHA Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Periodo de Evaluación 2011 - 2014 Diagrama Unilineal PowerFactory 14.0.525 Project: EDELAMG SA Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: PORVENIR Figura 4. Unilineal Sistema Eléctrico Porvenir Las unidades generadoras que componen este sistema son: Informe Técnico Página 14
  15. 15. 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados CENTRALES GENERADORAS SM PORVENIR Nº Descripc. CENTRAL PORVENIR Tipo Pmáx MW MD 9 Motor-Generador Caterpillar DIESEL 1- PO Motor-Generador Deutz DIESEL - PO Motor-Generador Deutz DIESEL - PO Motor-Generador a GAS - Waukesha - PO Motor-Generador Caterpillar DIESEL 2- PO Motor-Generador a GAS - Waukesha -PO Motor-Generador a GAS - Waukesha -PO Palmero 1.36 MW Motor-Generador Caterpillar DIESEL - PA 10 GE Jenbacher JM416 1 MG 1 2 3 4 5 6 7 8 MD MD MG MD MG MG MD MG 0,500 0,200 0,200 0,875 0,920 1,175 1,175 1,360 0,923 1,131 Observación Unidades de respaldo Unidades de respaldo Unidades de respaldo Existente Existente Existente Existente Existente Existente Disponible 2012 Cuadro 3 Unidades que componen el SM Porvenir 4.3.1 Instalaciones de Transmisión para Estudios En este sistema no se visualizan instalaciones de transmisión. 4.4 Sistema Eléctrico de Puerto Williams El sistema eléctrico de Puerto Williams, está constituido básicamente por una barra principal en 13,2 kV, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni transformadores, excepto los propios de las unidades generadoras y alimentadores. Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores), así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión. La topología del sistema es la siguiente: Informe Técnico Página 15
  16. 16. DIgSILENT 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados Carga Alimentador 3 Alimentador 1 Alimentador - 3 Carga Alimentador 1 Alimentador - 2 Carga Alimentador 2 89 CT 13.2 kV II G ~ Generador Nº 6 Línea G ~ Generador Nº 5 89 CTD F4 Trafo Nº 2 Trafo Nº 01 G ~ Generador Nº 4 Trafo Nº 3 Fusible(1) Jenbacher Trafo Nº 05 13.2 kV M.D. CUMMINS G ~ Generador Nº 7 G ~ G ~ Generador Nº 1 M.D. CATERPILLAR Nº 1 M.D. Detroit Nº 3 G ~ Generador Nº 2 Generador Nº 3 M.D. CATERPILLAR Nº 2 M.D. CATERPILLAR Nº 3 Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Periodo de Evaluación 2011 - 2014 Diagrama Unilineal PowerFactory 14.0.525 Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: P.WILLIAMS Figura 5. Unilineal Sistema Eléctrico Puerto Williams Las unidades generadoras que componen este sistema son: CENTRALES GENERADORAS SM PUERTO WILLIAMS Nº Descripc. CENTRAL PORVENIR 1 2 3 4 5 6 7 Tipo Pmáx Observación MW MotorGenerador Caterpillar Diesel 3508B MotorGenerador Caterpillar Diesel PW3508 Motor-Generador Diesel Caterpillar (PW) Motor-Generador Cummins Diesel PW Motor-Generador Cummins Diesel PW Motor-Generador Deutz Diesel PW Motor-Generador Deutz Diesel PW MD MD MD MD MD MD MD 0,590 0,500 0,360 0,282 0,282 0,252 0,252 Existente Existente Existente Existente Existente De Respaldo De Respaldo Cuadro 4 Unidades que componen el SM Puerto Williams 4.4.1 Instalaciones de Transmisión para Estudios En este sistema no se visualizan instalaciones de transmisión. Informe Técnico Página 16
  17. 17. 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados 4.5 Resumen Instalaciones que serán Estudiadas El estudio que a continuación se presenta se efectuará sólo para el Sistema Mediano de Punta Arenas, único sistema que cuenta con instalaciones de transmisión series. Por lo tanto, se evaluará lo siguiente: • • • • Un Transformador 12/13,8 kV de 20 MVA Transformador 12/66 kV de 33 MVA Transformador 13,8/66 kV de 33 MVA Línea de transmisión de 66 kV, 8,15 km de 35,4 MVA Las tres últimas instalaciones se encuentran conectadas en serie y en rigor corresponden en conjunto a una sola instalación, que para todos los efectos estará limitada a 33 MVA (288 Amp), por ser este el menor valor de los tres. A partir del año 2013 se aumentará la capacidad de transformación en los extremos de la línea quedando en 66 MVA. Informe Técnico Página 17
  18. 18. 5 Revisión de Aspectos Normativos Relacionados con el Estudio de Restricciones 5 Revisión de Aspectos Normativos Relacionados con el Estudio de Restricciones De acuerdo con las exigencias de la NT el estudio mencionado debe considerar lo siguiente: La Empresa determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del SM a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión y el Límite por Contingencias. Los Elementos Serie se operarán manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100% de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. Los equipos transformadores podrán operarse por sobre dicho límite, siempre y cuando dicha sobrecarga sea factible y sus efectos pueden ser controlados por la Empresa. (Artículo 5-32) Se definen1 los siguientes conceptos importantes en este estudio: • Límite Térmico: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie, determinada por el límite o carga admisible definido para régimen permanente. • Límite por Contingencias: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie condicionado por el estado de operación del SM luego de ocurrida una Contingencia Simple, con el objeto de evitar la salida en cascada de otros componentes, debido a sobrecargas temporales fuera de los estándares permitidos, o a la proximidad de condiciones de pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión. • Límite por Regulación de Tensión: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie debido a descensos de tensión fuera de los rangos permitidos, ya sea en las barras extremas del elemento o en otras barras del sistema eléctrico, como consecuencia de la transmisión de potencia por el Elemento Serie. El límite de transmisión en cada instalación quedará determinado por el menor valor que resulte de la aplicación de los criterios anteriores. 1 Dichas definiciones corresponden a las definidas por la Nt en el artículo 1-4, numeral 35, 36 y 37. Informe Técnico Página 18
  19. 19. 6 Metodología de Estudio 6 Metodología de Estudio Como la finalidad del estudio es determinar la máxima capacidad de transmisión efectiva de las instalaciones, estas se determinarán en las condiciones de mayor exigencia en la operación del sistema de Punta Arenas. Todos los análisis se efectuarán por separado, al final se escoge como valor límite de transferencia, aquel valor que resulta en el mínimo de los criterios estudiados. La limitación debe considerar las siguientes restricciones: 6.1 Capacidad térmica de las instalaciones. Este valor quedará determinado por las características de diseño de cada una de las instalaciones, como son capacidad nominal, tipo de conductor, temperatura de los conductores, etc. Para esta evaluación no se requieren estudios, sólo información técnica de las instalaciones. 6.2 Regulación de Tensión Para determinar el límite de transmisión por regulación de tensión se procederá de la siguiente manera: 6.2.1 Para la línea de transmisión en 66 kV: El método consiste en provocar aumentos sucesivos de una carga ficticia ubicada en la barra de la S/E Punta Arenas. Para cada nivel de dicha carga se determina un flujo de carga que aporta las condiciones operativas de la zona. En cada caso se provoca un cambio incremental de la carga y se repite el proceso. El cálculo finaliza al momento que el aumento de la carga provoca que la tensión en la barras exceda el estándar impuesto por la NT. El proceso completo se resuelve en forma automática con el software Power Factory, mediante el cálculo de una curva del tipo PV. 6.2.2 Para el Transformador 11,5/13,2 kV. En este caso se utilizará un método similar al anterior pero con una carga ficticia conectada en la barra 13,2 kV de S/E Tres Puentes. El cálculo se determina para la condición de operación de mayor exigencia. En este caso, corresponde cuando en la barra de 13,2 kV de Tres puentes existe la menor generación local. Cabe mencionar que el valor inferior de la banda de tensión no necesariamente determina el punto de colapso por tensión del sistema, sino por el contrario sólo impone una condición restringida de operación que es lo que está buscando. Informe Técnico Página 19
  20. 20. 6 Metodología de Estudio 6.3 Estabilidad Transitoria Se evalúa la estabilidad transitoria del sistema operando con la mayor transferencia en las instalaciones. Se efectúa una contingencia en la instalación estudiada, con salida definitiva de servicio y se verifica el comportamiento dinámico posterior del sistema. Tanto para la contingencia en la línea de transmisión en 66 kV como una falla en el transformador 11,5/13,2 kV el sistema quedará operando en forma aislada: • En el primer caso Punta Arenas quedará sin energía y el área de Tres Puentes operará con sobrefrecuencia. • En cambio, con la contingencia en la transformación de 11,5/13,2 kV las centrales de Tres Puentes abastecerán sólo a las consumos de Punta Arenas, operando este sistema con sobrefrecuencia. El valor límite de transferencia por cada instalación estará determinado por el nivel de sobrefrecuencia y tensiones que alcance el sistema, el cual deberá estar dentro de rangos definidos en la NT de SyCS. En el caso de la sobrefrecuencia se debe evitar que dicho valor ponga en riesgo la salida en cascada de las unidades generadoras que permanecen en servicio, es decir, se pierda el control del sistema. Cabe señalar que la NTSyCS SM no impone condiciones operacionales a las instalaciones de transmisión para que operen, por ejemplo, con Criterio N-1. Para los análisis de este estudio no se usará este criterio de mayor restricción. Informe Técnico Página 20
  21. 21. 7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio 7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio A continuación se mencionan y describen todos los antecedentes y las consideraciones tenidas en cuenta para el desarrollo de los estudios. Los antecedentes que se indican en el estudio fueron provistos por Edelmag, en cambio las consideraciones utilizadas en el estudio corresponden a criterios formulados por el Consultor Digsilent. 7.1 Horizonte de Análisis El estudio en cuestión se efectuará para un horizonte de análisis de 4 años, considerando el periodo del 2011 al 2014. Para cada año se analizan dos condiciones de demanda, uno de demanda máxima y otra de demanda baja. En rigor el periodo considerado no está expresamente determinado en la NT, sin embargo, a través de lo indicado en el artículo 6-3, inciso final, se comenta que: “Los estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa”. En efecto, si se considera que los estudios se deben efectuar cada cuatro años, se interpreta que cada estudio al menos debe considerar las condiciones operativas en el periodo de cuatro años. 7.2 Control de Frecuencia y Reserva en Giro Para efectos del desarrollo de los estudios se consideró utilizar el esquema actual de control de frecuencia que efectúa la empresa Edelmag en cada uno de los sistemas eléctricos medianos. Lo anterior está sustentado en los resultados del año 2007, donde se concluyó que el control de frecuencia y el nivel de reserva en giro, resultaba adecuado para la operación de los Sistemas Medianos. De igual forma con las conclusiones del estudio de Control de Frecuencia desarrollados en el año 2011. El Control primario de frecuencia CPF y secundaria de frecuencia CSF efectuada por Edelmag consiste en lo siguiente: • El control primario de frecuencia se efectúa en forma automática en función de la operación del control automático de velocidad de cada unidad despachada. • Todas las unidades despachadas participan en la regulación de frecuencia primaria, de acuerdo con el estatismo que cada una tiene consignado. • Cada unidad despachada se programa con una reserva en giro mínima de 10% sobre la potencia máxima nominal de cada unidad. Esto resulta coherente y en línea con el artículo 5-11 de la NT, donde se menciona que: “Las unidades generadoras que operan en sincronismo con el SM deberán tener la capacidad de control que asegure la disponibilidad para el SM de una reserva primaria mínima de 10%, respecto a la capacidad máxima de generación de las unidades que se encuentren operando en el SM. Dicha reserva deberá ser asumida en la proporción que determine el Procedimiento correspondiente”. • El control secundario de frecuencia se efectúa en forma manual por el operador, llevando el error de frecuencia a cero, de acuerdo con la consigna de frecuencia de referencia, esto es 50 Hz. Informe Técnico Página 21
  22. 22. 7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio 7.3 Demandas Anuales y Factor de Potencia Para la estimación de las demandas por alimentador y el factor de potencia de las cargas se ha utilizado la información proporcionada por la empresa Edelmag. Dicha información se aporta sólo para el sistema de Punta Arenas y para cada año del horizonte del estudio. En el cuadro siguiente dicha información se encuentra resumida, entregando sólo la estimación de demanda máxima y mínima por cada año del periodo de análisis. En el Anexo Nº 01, se encuentra la información detallada en términos mensuales, por cada alimentador y el factor de potencia correspondiente. Años Ene Feb DEMANDAS ESPERADAS SISTEMA PUNTA ARENAS MÁXIMAS [KW] Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MÁX 2011 31.173 33.699 39.517 43.469 42.371 43.029 42.370 41.711 40.614 38.090 35.125 32.930 43.469 2012 32.375 34.999 41.041 45.144 44.004 44.688 44.004 43.319 42.180 39.559 36.481 34.200 45.144 2013 33.627 36.351 42.627 46.889 45.705 46.415 45.706 44.995 43.811 41.088 37.891 35.522 46.889 2014 34.931 37.761 44.280 48.708 47.477 48.216 47.477 46.739 45.509 42.680 39.360 36.899 48.708 Años 2011 MÍNIMAS [KW] Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 13.937 14.660 15.084 15.066 17.329 17.117 17.226 15.724 14.904 13.337 13.986 13.752 MÍN 13.337 2012 14.474 15.225 15.666 15.647 17.997 17.776 17.890 16.330 15.478 13.851 14.525 14.282 13.851 2013 15.034 15.813 16.271 16.252 18.693 18.463 18.582 16.962 16.076 14.387 15.087 14.834 14.387 2014 15.617 16.426 16.902 16.882 19.418 19.180 19.303 17.620 16.700 14.945 15.672 15.409 14.945 Cuadro 5 Demandas mensuales SM Punta Arenas • Las celdas destacadas muestran los meses en donde se producen las mayores y menores demandas por sistemas para cada año. 7.4 Despachos de Generación Los Despachos de centrales se efectuaron en función de las horas de funcionamiento, tabla de costos variables y características de cada central (potencia máxima y mínimo técnico). Toda información proporcionada por Edelmag. A continuación se muestra un resumen de la generación para cada año en estudio y para la condición de operación en demanda máxima y mínima del SM de Punta Arenas. En el anexo Nº 02 se indican los despachos completos de centrales por meses para cada año de estudio. Informe Técnico Página 22
  23. 23. 7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio Despacho de Generación SM Punta Arenas Años ==> 2011 Tipo de Demanda ==> 2014 Pmax con reserva 1 Motor-Generador Sulzer DIESEL 1,400 Motor-Generador Sulzer DIESEL 1,400 Motor-Generador Sulzer DIESEL 1,400 Generador Turbina G.E. Nº 1 2,750 5 2,750 Unidad Hitachi a GAS 24,000 21,600 7 Motor-Generador Caterpillar DIESEL 1,460 Motor-Generador Caterpillar DIESEL 1,460 Unidad Solar Mars a GAS 10,500 10 Motor-Generador Caterpillar a GAS 11 Octubre Abril Octubre Abril Octubre Abril Octubre MW MW MW MW MW MW MW MW 1,314 9 Dmín 1,314 8 Dmáx 2,475 6 Dmín 2,475 Generador Turbina G.E. Nº 2 Dmáx 1,260 4 Dmín 1,260 3 Dmáx 1,260 2 Dmín Julio Pmax Unidad 2013 Dmáx Mes Demanda ==> Nº 2012 7,69 10,25 12,430 14,430 9,450 9,450 9,450 9,450 9,450 2,726 2,454 2,454 2,454 2,454 2,454 Unidad Solar Titán a GAS 13,700 12,330 12,330 12,330 12 Turbina a GAS GE 12.22 MVA 10,997 9,897 13 T.G. SOLAR TITAN 15,020 13,518 0,570 12,330 1,120 13,518 12,330 13,518 1,700 13,518 13,62 13,518 13,518 13,518 Total Demanda Neta 42,370 13,337 45,144 13,851 46,889 14,387 48,708 14,945 Generación Bruta 45,442 13,620 48,010 14,088 50,182 14,638 52,182 15,218 Cuadro 6 Despachos generación Periodo 2011-2014 SM Punta Arenas No obstante, para las evaluaciones se considerará los escenarios de demanda y generación de mayor impacto en la operación del sistema y del estudio que se trate. 7.5 Modelos Dinámicos de Unidades Generadoras Para cada uno de los sistemas medianos de propiedad de Edelmag, con excepción del SM Puerto Williams se utilizó la información de modelos de unidades generadoras que fueron ensayados recientemente y que formaban parte de la información provista en la base de datos de Power Factory. Para el caso de Puerto Williams se usó modelos de unidades de características similares a los ya obtenidos. A los modelos proporcionados no se han efectuado ningún tipo de modificaciones en los ajustes del control de tensión y control de velocidad, por lo que se asume que su comportamiento da cumplimiento a los estándares exigidos en el Capítulo Nº3 de Exigencias mínimas para diseño de instalaciones, especialmente el Título 3-3 para instalaciones de generación. En el Anexo Nº 03 se encuentran resumidos los artículos que definen el comportamiento de las unidades generadoras y sus elementos de control. Informe Técnico Página 23 13,518
  24. 24. 7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio 7.6 Modelos de Carga de Alimentadores Para la modelación dinámica de las cargas de alimentadores y ante el desconocimiento que existe en su comportamiento dinámico se ha decidido utilizar el modelo que indica la NT en las disposiciones transitorias definidas en el Capítulo Nº9, en el artículo 9-16, y que indica lo siguiente: “Para efectos de lo dispuesto en el Título 6-2 de la presente NT, y en el caso que la Empresa no disponga de información de la variación de la demanda con la frecuencia, en el estudio de EDAC se deberá utilizar la siguiente expresión: Donde: P 0.8 F1 Kf : Demanda a frecuencia F1 : Factor en por unidad que representa la parte de la demanda sensible a la frecuencia : frecuencia mínima de acuerdo al transitorio de frecuencia : Factor para representar la variación de la carga con la frecuencia igual a 1.5. Cabe destacar que el modelo propuesto en la NT sólo presenta sensibilidad de la carga con la frecuencia, pero no con la tensión. 7.7 Herramientas de Simulación Los estudios aludidos consideran realizar sendas simulaciones estáticas y dinámicas del sistema eléctrico de Edelmag. Para tales efectos, tanto en lo referente a estudios de flujos de potencia, cortocircuitos, coordinación de protecciones como a estudios dinámicos, se utilizará el programa Power Factory Versión 14.0.525 de DIgSILENT GmbH (u otra superior), software de amplio uso en el sector eléctrico chileno. Para ello se empleará la más completa modelación del sistema eléctrico de Punta Arenas existente en la actualidad, cuya topología para el SM se indicó en términos gráficos en la figura Nº2. Informe Técnico Página 24
  25. 25. 8 Estándares Operacionales 8 Estándares Operacionales Las evaluaciones se efectúan mediante estudios estáticos y dinámicos, estos últimos por la presencia de contingencias en los sistemas de transmisión. Los estándares se medirán para estado de operación en estado normal (estudios estáticos) y distintos del estado normal, es decir, para estados de alerta y de emergencia (estudios dinámicos). Por otro lado, el estado operativo que debe alcanzar el sistema debe estar en regla con los estándares operacionales establecidos por la NT de SyCS. El cumplimiento se debe presentar tanto para el régimen transitorio como para el permanente, luego de ocurrida la falla. A continuación se describen con mayor detalle el estándar que se debe cumplir. 8.1 Estándares para Estados Operacionales La NT establece en el artículo 5.5 que: “Los estándares de SyCS serán aquellas exigencias aplicables a la operación de los SM, en función del estado en que se encuentra operando el SM, conforme a la siguiente agrupación: a) Estado Normal, b) Estado de Alerta, y c) Estado de Emergencia.” A continuación se resume los estándares definidos por la NT en cada estado operativo del SM y que resulten de importancia en la elaboración de este informe. 8.1.1 Estándares en Generación y Transmisión para Estado Normal y Alerta. Artículo 5-29 El SM deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones disponibles, y adecuados márgenes y reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras, para controlar que la magnitud de la tensión en régimen permanente en las barras del SM esté comprendida entre 0,94 y 1,06 por unidad. Artículo 5-30 En Estado de Alerta, la Empresa deberá controlar que la magnitud de la tensión en régimen permanente en las barras del SM esté comprendida entre 0,92 y 1,08 por unidad. Artículo 5-31 La frecuencia nominal de cada SM es 50 [Hz], ante lo cual la Empresa deberá adoptar todas las medidas posibles para que ésta permanezca constante, aceptándose en condiciones de operación normal y régimen permanente variaciones de ± 1,0%, esto es, un valor mínimo de 49,50 [Hz] y un valor máximo de 50,50 [Hz]. Informe Técnico Página 25
  26. 26. 8 Estándares Operacionales 8.1.2 Límites de Transmisión en Estado Normal y Estado de Alerta Artículo 5-32 La Empresa determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del SM a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión y el Límite por Contingencias. Los Elementos Serie se operarán manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100% de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. Los equipos transformadores podrán operarse por sobre dicho límite, siempre y cuando dicha sobrecarga sea factible y sus efectos pueden ser controlados por la Empresa. 8.1.3 Estándares de Recuperación Dinámica en Estado Normal y Estado de Alerta Artículo 5-34 En Estado Normal o Estado de Alerta, y en condiciones inmediatamente posteriores a una Contingencia Simple, el personal a cargo de las instalaciones podrá operar los Elementos Serie de Instalaciones de Transmisión manteniendo la corriente transportada en un valor inferior al límite de sobrecarga admisible de corta duración definido por la Empresa. Para la definición del anterior límite, se deberá considerar como condición inicial de operación previa a la Contingencia Simple, aquella condición de operación más probable entre las condiciones de operación capaces de producir la sobrecarga más severa. Artículo 5-35 En Estado Normal frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple, el SM deberá mantenerse transitoriamente estable y con una adecuada recuperación dinámica de las variables eléctricas, utilizando los recursos de control y protección que estén disponibles, sin riesgo de pérdida de sincronismo o disgregación en Islas Eléctricas. En SM con generación eólica, no se deberán producir pérdidas de sincronismo ante eventos de Contingencia Simple que comprendan la desconexión de una o más instalaciones eólicas por actuación de sus protecciones. Artículo 5-39 Luego de ocurrida una Contingencia Simple, el SM deberá presentar una amortiguación positiva de todas las oscilaciones electromecánicas. 8.1.4 Estándares en Generación y Transmisión para Estado de Emergencia Artículo 5-46 El SM deberá operar en Estado de Emergencia, con uno o más elementos de Instalaciones de Transmisión y compensación de potencia reactiva indisponibles, para lo cual la Empresa deberá controlar que la magnitud de la tensión en régimen permanente en las barras del SM esté comprendida entre 0,90 y 1,10 por unidad. Informe Técnico Página 26
  27. 27. 8 Estándares Operacionales Artículo 5-47 El control de las tensiones del SM dentro de la banda de variación permitida deberá efectuarse manteniendo la potencia reactiva de las unidades generadoras dentro del Diagrama 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. 8.1.5 Límites de Transmisión en Estado de Emergencia Artículo 5-48 Para el SM operando en Estado de Emergencia y ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, el personal encargado del despacho coordinará la operación del SM considerando como Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente aquellos valores correspondientes al Límite Térmico de cada Elemento Serie de Instalaciones de Transmisión. Artículo 5-49 El personal encargado del despacho deberá adoptar todas las medidas posibles para que la frecuencia permanezca constante, aceptándose en régimen permanente variaciones de ± 3,0%, esto es, un valor mínimo de 48,5 [Hz] y un valor máximo de 51,5 [Hz]. Informe Técnico Página 27
  28. 28. 9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9 Evaluación de los Límites de Transmisión Las evaluaciones que siguen y sus resultados tendrán una validez para el periodo 2011-2014, que corresponde al periodo analizado. En lo que sigue se evalúan los 3 tipos de restricciones, para cada una de las instalaciones definidas en el punto 4.1.4: Capacidad térmica de las instalaciones. Regulación de tensión con tensiones entre 0,94 y 1,06 p.u., y Estabilidad transitoria 9.1 Línea de Transmisión 66 kV Como fuera mencionado con anterioridad esta instalación en rigor está conformada por una línea de simple circuito energizada en 66 kV de una longitud de 8,15 km, que en los extremos cuenta con dos transformadores, uno de 66/11,5 kV y otro de 66/13,2kV que permiten conectarse a las barras de Tres Puentes y Punta Arenas respectivamente. A partir del año 2013 aumentará al doble la capacidad de transformación de cada extremo de la línea, esto es, de 33 MVA a 66 MVA. Dado que los tres elementos se encuentran conectados en serie, se puede considerar que corresponden a una sola instalación, que para este estudio denominaremos “Línea de Transmisión en 66 kV”, donde el límite de transmisión del conjunto estará determinado por el elemento que posea la menor capacidad individual. Para las distintas evaluaciones, la literatura2 indica que los tipos de limitaciones que pueden afectar una línea de transmisión están relacionadas directamente con la longitud de la línea, tal que en general se cumple que: • Longitudes de línea entre 0 a 80 km : Imperan Límites Térmicos • Longitudes de línea entre 80 a 320 km : Impera Regulación de Tensión • Longitudes de línea sobre 320 km : Impera los Límites de Estabilidad De acuerdo con esta separación de efectos, la línea de transmisión en 66 kV de 8,15 km estará mayormente condicionada a poseer una limitación por Límites Térmicos. No obstante, de igual forma se evaluarán los tres tipos de limitaciones. 2 Power System Stability and Control, Prabha Kundur Informe Técnico Página 28
  29. 29. 9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.1.1 Límite de la Línea por Capacidad Térmica 9.1.1.1 Antecedentes térmicos del conductor Cu 3/0 AWG A continuación se mencionan las características térmicas del conductor que forma parte del sistema de transmisión “Línea de Transmisión 66 kV”. La capacidad térmica del conductor por nivel de temperatura es la siguiente3: Capacidad del Conductor Cu 3/0 AWG Condición Operativa Temperatura Ambiente ºC Unidad 20 25 30 Potencia [MVA] 44,35 41,50 38,41 34,98 Corriente Radiación Solar Con 15 [kA] 0,388 0,363 0,336 0,306 Cuadro 7 Capacidad térmica conductor Cu 3/0 AWG Nota: Los datos indicados corresponden a temperaturas en el conductor de 55 ºC. Las condiciones de mayor severidad para determinar la limitación de la línea por capacidad térmica se ha estimado en lo siguiente: Temperatura ambiente de 20º con radiación solar, entonces: • La limitación Térmica del conductor es de 41,5 MVA (0,363 kA) 9.1.1.2 Antecedentes Nominales de los Transformadores Año Extremo Tensión AT Tensión BT Capacidad Inom [69 kV] Inom [66kV] kV 20112012 20132014 Tres Puentes Punta Arenas Tres Puentes Punta Arenas kV MVA Kamp 69 69 69 69 12 13,8 12 13,8 33 33 66 66 0,28 0,28 0,55 0,55 0,29 0,29 0,58 0,58 Tipo Conexión Kamp Yd1 Dy1 Yd1 Dy1 La capacidad de los transformadores de 33 MVA y 66 MVA se consigue con ventilación forzada. • La limitación de los transformadores 33.0 MVA (0,29 kA) Periodo entre 2011-2012. • La limitación de los transformadores 66.0 MVA (0,58 kA) Periodo entre 2013-2014. Por lo tanto la “Línea de Transmisión 66 kV” queda limitada térmicamente por: • • 3 Años 2011-2012 por la capacidad de los transformadores 35,4 MVA (0,31 kAmp) Año 2016-2014 por la capacidad térmica de la línea 41,5 MVA (0.363 kA) Información técnica aportada por la empresa EDelmag y obtenida de tablas de conductores. Informe Técnico Página 29
  30. 30. 9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.1.2 Límite de la Línea por Regulación de Tensión Esta limitación quedará determinada para la condición de operación de mayor exigencia en la zona, la cual está determinada por un escenario de demanda máxima sin despacho local en la barra de Punta Arenas. El valor límite de capacidad de transmisión quedará determinado por los niveles de tensión que se alcance en el sistema, correspondiente a los niveles de tensión operando en condición normal, es decir, margen de tensión de 0,94 a 1,06 p.u. Cabe mencionar que el valor inferior de la banda no necesariamente determina el punto de colapso por tensión del sistema, sino por el contrario sólo impone una condición restringida de operación. Para medir el efecto que se busca se utilizará el método de las curvas P-V que consiste en provocar aumentos sucesivos de una carga ficticia ubicada en la barra de la S/E Punta Arenas. Para cada nivel de dicha carga se determina un flujo de carga que determina las condiciones operativas de la zona. En cada caso se provoca un cambio incremental de la carga y se repite el proceso. El cálculo finaliza al momento que el aumento de la carga excede los límites de tensión antes mencionados. El método de cálculo aporta las curvas P-V en la barra de Punta Arenas y Tres Puentes. El estudio se ha efectuado para la operación en demanda máxima correspondiente al año 2011 y 2014. La condición de operación del caso base se resume en el siguiente cuadro: Transferencias en Línea 66 kV Factor de potencia equivalente carga en Punta Arenas Fp 0,96 AÑO Fp 0,97 Fp 0,98 MW MVA MW MVA MW MVA 2011 34,46 35,90 36,35 37,47 38,69 39,48 2014 46,69 48,64 49,73 51,27 53,59 54,68 Cuadro 8 Máxima transferencia por regulación de tensión A continuación se muestra en gráficos el resultado de las curvas P-V, donde se visualizan las máximas transferencias determinadas por la banda inferior de tensión. Un valor mayor al indicado en el cuadro anterior provoca salirse del estándar de tensión exigido en la NT. Nótese que el colapso de tensión del sistema (final de la curva PV, donde no existe solución numérica), se produce en tensiones más bajas que las señaladas en el cuadro anterior, en otras palabras, es posible lograr mayores transferencias entre ambos subsistemas previo al colapso de tensiones del sistema como un todo. Informe Técnico Página 30
  31. 31. DIgSILENT 9 Evaluación de los Límites de Transmisión 1.30 CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2011 DEMANDA MÁXIMA 1.20 Fp 0.96 Fp 0.97 Fp 0.98 1.10 Limite superior banda 1.00 36.352 MW 34.461 MW 38.694 MW Limite inferior banda 0.90 0.80 1.00 x-Axis: 11.00 21.00 31.00 41.00 51.00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.2 kV G.E. Celdas 13.2 kV G.E. Celdas 13.2 kV G.E. Estudios Norma Técnica U_P-Curve Estudio Restricciones de Transmisión SM Punta Arenas 2011 Date: 3/31/2012 Annex: /21 DIgSILENT Figura 6. Resultados curvas P-V año 2011 1.15 CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2014 DEMANDA MÁXIMA 1.10 Fp 0.96 Fp 0.97 Limite superior banda 1.05 Fp 0.98 1.00 0.95 49.726 MW 46.694 MW 53.589 MW Limite inferior banda 0.90 0.85 1.00 x-Axis: 13.50 26.00 38.50 51.00 63.50 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.2 kV G.E. Celdas 13.2 kV G.E. Celdas 13.2 kV G.E. Estudios Norma Técnica Estudio Restricciones de Transmisión SM Punta Arenas 2014 U_P-Curve Date: 3/31/2012 Annex: /21 Figura 7. Resultados curvas P-V año 2014 Informe Técnico Página 31
  32. 32. 9 Evaluación de los Límites de Transmisión Si para este análisis se considera el caso de mayor exigencia este estará dado por un factor de potencia equivalente de las cargas de 0,96 pu, para dicho valor se consigue una transferencia máxima por la línea de 66 kV de: 35,90 MVA (0,31 kA) para el año 2011 y de 48,64 MVA (0,43 kA) para el año 2014. Se destaca que la diferencia entre ambos valores, 2011 vs 2014, está condicionada por la demanda y el despacho de cada año, así como por las nuevas instalaciones de transformación que se incorporar en el año 2013. 9.1.3 Límite de la línea por Estabilidad Transitoria Se evalúa la estabilidad transitoria del sistema operando con las transferencias máximas determinadas en el análisis anterior. Esta simulación considera que en dicha condición operacional, se provoca una falla de la línea del tipo severidad 1, con tiempos de despeje de falla de 250 mseg. Se entiende por Severidad 1 lo siguiente: Severidad 1: Cortocircuito monofásico sin impedancia de falla aplicado sobre uno de los circuitos de las líneas de transmisión de doble circuito o sobre una línea de simple circuito con o sin Redundancia de Vínculo, seguido de la desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de la protección primaria, admitiendo la actuación limitada del EDAC y/o EDAG. Transferencias en Línea 66 kV Carga con Fp 0,96 AÑO Frecuencia máxima transitoria MW MVA Hz 2011 34,11 38,53 52,60 2014 32,67 36,51 52,35 Cuadro 9 Resumen limitación de transmisión por contingencia Los antecedentes que respaldan los resultados del cuadro anterior se encuentran adjuntos en el Anexo Nº4. Los valores de frecuencia alcanzados transitoriamente se encuentran dentro de valores permitidos por la NT4, las unidades generadoras deben permanecer operando en el rango de frecuencia 52,053,0 Hz por un periodo de al menos 5 seg. De las gráficas adjuntas en el Anexo Nº4, se observa que la frecuencia transitoria en ambos casos (52,6 y 52,35 Hz) permanecen en dicho valor un tiempo inferior a los 5 segundos, lo cual no provoca la desconexión de las unidades. De estas simulaciones dinámicas se concluye que: • 4 Las tensiones de las barras principales se encuentran dentro de rangos aceptables de operación y con cumplimiento de la NT. Ver artículo 3-6 de la NT Informe Técnico Página 32
  33. 33. 9 Evaluación de los Límites de Transmisión • Las condiciones de operación de las unidades generadoras se encuentra operando dentro de los valores establecidas por la carta de operación P-Q. • El ángulo rotórico de las unidades despachadas se encuentran operando en valores que no ponen en peligro la estabilidad de las unidades. • Todas las variables de interés se encuentran fuertemente amortiguadas. 9.1.4 Resumen Máxima Capacidad de Transmisión Los diferentes análisis han arrojado los siguientes límites: • • • Límite Térmico Límite por Regulación de Tensión Límite por Estabilidad Tipo de Límite Transferencia Máxima 2011 2014 MVA KAmp MVA KAmp Límite Térmico 35,40 0,31 41,50 0,36 Límite por Regulación de Tensión 35,90 0,31 48,64 0,43 Límite por Estabilidad 38,53 0,34 36,51 0,32 Cuadro 10 • Resumen Límites de transmisión La condición de operación que permite operar con el menor valor máximo de transferencia queda determinado por: Para el año 2011 por el límite térmico de la línea (impuesta por la capacidad de los transformadores) que impone una transferencia máxima de 35,4 MVA Para el año 2014 por el límite por estabilidad máxima de 36,5 MVA. • que impone una transferencia Las transferencias máximas vistas en la barra de Tres Puentes producto de las demandas en Punta Arenas, que considera la demanda neta más las pérdidas de transmisión, alcanzan en dicho punto las siguientes transferencias: Para el año 2011 los 30,96 MVA (28,2 MW y 12,8 MVAr) Para el año 2014 los 35,52 MVA (32,7 MW y 14,0 MVAr). • De acuerdo con lo anterior no se observan limitaciones de transmisión para las demandas esperadas que se estima para el periodo 2011-2014. En todos los años las transferencias resultantes de las demandas en Punta Arenas no provocaría que se superara las máximas transferencias por la línea de 66 kV. Informe Técnico Página 33
  34. 34. 9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.2 Transformador 11,5/13,2 kV Al igual que en el caso de la línea de transmisión en este caso se evaluarán los tres tipos de criterios de límites. Las condiciones de los estudios resultan ser similares, con la salvedad que el crecimiento de los consumos se efectuará en la barra de 13,2 kV de Tres Puentes (hacia esa barra se produce la transferencia para abastecer los consumos). 9.2.1 9.2.1.1 Límite de los Transformadores por Capacidad Nominal Antecedentes Nominales de los Transformadores Transformador Auto Transformador Punta Arenas Tensión AT Tensión BT Capacidad Inom [13,2 kV] Inom [12,0kV] kV kV MVA Kamp Kamp 13,2 12,0 20 0,875 0,962 Tipo Conexión Yny0 • La limitación térmica en régimen permanente del transformador es: 20.0 MVA 9.2.2 Límite del Transformador por Regulación de Tensión Esta limitación quedará determinada para la condición de operación de mayor exigencia en la zona, la cual está determinada por un escenario de demanda máxima sin despacho local en la barra de 13,2 kV en Tres Puentes. El valor límite de capacidad de transmisión quedará determinado por los niveles de tensión que se alcance en el sistema, correspondiente a los niveles de tensión operando en condición normal, es decir, margen de tensión de 0.94 a 1,06 p.u. para un factor de potencia en las cargas de 0.96, condición de mayor exigencia. Cabe mencionar que el valor inferior de la banda no necesariamente determina el punto de colapso por tensión del sistema, sino por el contrario sólo impone una condición restringida de operación. El método consiste en provocar aumentos sucesivos de una carga ficticia ubicada en la barra de la S/E Tres Puentes 13,2 kV. Para cada nivel de dicha carga se determina un flujo de carga que determina las condiciones operativas de la zona. En cada caso se provoca un cambio incremental de la carga y se repite el proceso. El cálculo finaliza al momento que el aumento de la carga excede los límites de tensión antes mencionados. El método de cálculo aporta las curvas P-V en la barra de Punta Arenas y Tres Puentes. El estudio se ha efectuado para la operación en demanda máxima correspondiente al año 2011 y 2014. Informe Técnico Página 34
  35. 35. 9 Evaluación de los Límites de Transmisión DIgSILENT A continuación se muestra en un gráfico el resultado de las curvas P-V, donde se visualizan las máximas transferencia. 1,20 CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2011 DEMANDA MÁXIMA 1,15 1,10 Limite superior banda 1,05 1,00 Limite inferior banda 0,95 0,90 1,00 x-Axis: 11,00 21,00 31,00 41,00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.2 kV G.E. 11.5 kV 13.2 kV T.P. Celdas 11.5 kV Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2011 U_P-Curve Caso Demanda Máxima Date: 11/13/2011 Annex: /12 Figura 8. Resultado curvas P-V año 2011 Informe Técnico Página 35
  36. 36. DIgSILENT 9 Evaluación de los Límites de Transmisión 1,15 CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2014 DEMANDA MÁXIMA 1,10 Limite superior banda 1,05 1,00 Limite inferior banda 0,95 0,90 1,00 11,00 x-Axis: 21,00 31,00 41,00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.2 kV G.E. 11.5 kV 13.2 kV T.P. Celdas 11.5 kV Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2014 U_P-Curve Caso Demanda Máxima Date: 11/13/2011 Annex: /4 Figura 9. Resultados curvas P-V año 2014 En estas figuras se aprecia lo siguiente: • Al provocar aumentos sucesivos de la carga en la barra principal de 13,2 kV en Tres Puentes la tensión en las barras del sistema no sufren variaciones relevantes. En ninguna de las simulaciones la tensión de las tres barras principales del SM Punta Arenas alcanza el valor inferior de la banda. Lo cual resulta razonable dado que la caída de tensión en el transformador es reducida por su baja resistencia. • Todas las diminuciones que presenta la tensión en dichas barras en muy acotada y dentro del estándar indicado por la NT de SyCS. • Se pueden obtener transferencia de hasta 37,9 MW en los años 2011 y 2014. Claro está que dicha transferencia resulta ser sólo un valor indicativo del método de cálculo pero en ningún caso operacional, dado que se supera con creces el valor de la potencia nominal del transformador (20 MVA). Si para este análisis se considera el caso de mayor exigencia está dado por un factor de potencia equivalente de las cargas de 0,96 pu, se consigue una transferencia por el transformador 11,5/13,2 kV de 39,5 MVA (37,9 MW). Informe Técnico Página 36
  37. 37. 9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.2.3 Límite del Transformador por Estabilidad Transitoria En consideración que en los análisis anteriores se obtuvo que el menor valor resulta ser la capacidad nominal del transformador, esto 20 MVA, no tiene sentido evaluar el comportamiento dinámico con una transferencia mayor. El valor anterior será el techo superior. Si el sistema se comporta dinámicamente bien con la pérdida de los transformadores con una transferencia de 20 MVA, el límite estará dado por los 20 MVA. Si el análisis dinámico no resulta ser adecuado ó fuera de los estándares, deberá determinarse una transferencia menor hasta que el sistema opere correctamente. La contingencia que se evalúa corresponde a la salida intempestiva del transformador, lo cual dejará sin energía a la barra principal de 13,2 kV de la subestación Tres Puentes y provocará una condición de sobrefrecuencia en el resto del sistema. En el cuadro siguiente se resume las condiciones operacionales del sistema ante dicha contingencia: Transferencias en Transformadores 11,5/13,2 kV Transferencia AÑO Frecuencia máxima transitoria MVA Fp Hz 2011 20,00 0,96 51,47 2014 20,00 0,96 51,19 Cuadro 11 Resumen limitación de transmisión por contingencia Los antecedentes que respaldan los resultados del cuadro anterior se encuentran adjuntos en el Anexo Nº 4. Los valores de frecuencia alcanzados transitoriamente se encuentran dentro de valores permitidos por la NT5, sin provocar riesgo de salida en cascada de unidades generadoras. En efecto, la NT establece que para el rango de frecuencia [48,5 - 51,5 Hz] las unidades generadoras deben permanecer operando en forma indefinida. De estas simulaciones dinámicas se concluye que: • • Las condiciones de operación de las unidades generadoras se encuentran operando dentro de los valores establecidas por la carta de operación P-Q. • El ángulo rotórico de las unidades generadoras despachadas se encuentra en valores que no ponen en peligro la estabilidad de las unidades. • 5 Las tensiones de las barras principales se encuentran dentro de rangos aceptables de operación y con cumplimiento de la NT. Todas las variables de interés se encuentran fuertemente amortiguadas. Ver artículo 3-6 de la NT Informe Técnico Página 37
  38. 38. 9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.2.4 Resumen Máxima Capacidad de Transmisión Los diferentes análisis han arrojado los siguientes límites: • • • Límite Térmico Límite por Regulación de Tensión Límite por Estabilidad Transferencia Máxima Tipo de Límite 2011 2014 MVA KAmp en 11,5 kV MVA KAmp en 11,5 kV Límite Térmico 20,00 1,004 20,00 1,004 Límite por Regulación de Tensión 39,50 1,983 39,50 1,983 >28,00 1,406 >28,00 1,406 Límite por Estabilidad Cuadro 12 • Resumen Límites de transmisión La condición de operación con máxima transferencia queda determinado por el límite térmico del transformador, esto es 20 MVA, cualquier aumento de la transferencia pone en riesgo la continuidad de servicio y estabilidad del sistema. Si se observa el nivel de consumos en la barra principal de 13,2 kV de Tres Puentes, en el periodo 2011 y 2014, ver tablas en Anexos Nº1, se observa que dicho valor de transferencia nunca supera la capacidad del transformador. En efecto, la mayor transferencia para el año 2011 alcanza los 14,9 MW (75% respecto de capacidad de transformación) y para el año 2014 alcanza los 16,68 MVA (83% respecto de capacidad de transformación), ambos valores muy inferiores a la capacidad total de transformación de 20 MVA. Informe Técnico Página 38
  39. 39. 10 Conclusiones 10 Conclusiones Se ha efectuado una revisión completa acerca de los elementos de transmisión de los sistemas medianos que son susceptibles de determinarles límites de transmisión. De dicha revisión se ha registrado que sólo el SM de Punta Arenas posee instalaciones de transmisión, que de acuerdo con la NT, requiere determinación de límites de transmisión. Las instalaciones de transmisión evaluadas corresponde a la línea 66 kV entre barra 13,2 kV Punta Arenas y barra 11,5 kV Tres Puentes, con sus respectivos transformadores y el transformador 11,5/13,2 kV entre las barras de Tres Puentes. La determinación del límite máximo de transmisión fue evaluada con la aplicación de los siguientes criterios: Capacidad térmica de las instalaciones. Regulación de tensión Estabilidad transitoria Los resultados de los análisis arrojaron que para el caso de: La línea de transmisión el valor límite de transmisión está dado por: Para el año 2011 por el límite térmico de la línea (impuesta por la capacidad de los transformadores) que impone una transferencia máxima de 35,4 MVA Para el año 2014 por el límite por estabilidad que impone una transferencia máxima de 36,5 MVA. Para el transformador 11,5/13,2 kV En el caso del transformador de Tres Puentes el máximo valor de transferencia queda determinado por las características de diseño ó condiciones nominales del transformador, esto es: 20 MVA. De acuerdo con lo anterior se concluye que: • En la línea de transmisión 66 kV no se observan limitaciones de transmisión para las demandas esperadas que se estima para el periodo 2011-2014. En todos los años las transferencias resultantes de las demandas en Punta Arenas no provocaría que se superara las máximas transferencias por la línea de 66 kV. • En la transformación 11,5/13,2 kV en Tres Puentes no se provocan limitaciones para el abastecimientos de los consumos que se espera el periodo 2011-2014. Las transferencias máximas que se espera para los años 2011 y 2014 resulta de 75 y 83% respectivamente de la capacidad de transformación. Informe Técnico Página 39
  40. 40. 11 Referencias 11 Referencias [1] Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos, Comisión Nacional de Energía Enero 2006 [2] Procedimiento de Asignación de Reserva Primaria para el Control de la Frecuencia, EdelmagDigsilent, Abril 2007. [3] Procedimiento Aplicación de Criterio de seguridad N-1, Edelmag-Digsilent, Abril 2007 [4] Procedimiento Ensayos básicos para la habilitación en el control de frecuencia, control de tensión y PRS, Edelmag-Digsilent, Abril 2007. [5] Estudio EDAC para subfrecuencia y subtensión, Digsilent noviembre de 2011. [6] Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas, Digsilent noviembre de 2011. Informe Técnico Página 40
  41. 41. 1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación ANEXOS 1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación Informe Técnico Página 41
  42. 42. 1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación RESUMEN NORMATIVO CARACTERÍSTICA DE DISEÑO UNIDADES DE GENERACIÓN Artículo 3-4 Las instalaciones y equipamientos de medios de generación que operen en el SM, deberán cumplir con las siguientes exigencias mínimas de diseño: a) Si la potencia nominal de cualquier nueva unidad generadora que se instale en un SM, es mayor que el módulo de la mayor unidad existente, el propietario de la nueva unidad deberá realizar estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para demostrar que su desconexión intempestiva del SM no producirá desconexiones automáticas de carga por subfrecuencia adicionales a las resultantes de aplicar la presente NT. b) La protección de las unidades generadoras y sus conexiones con el SM debe cumplir con las exigencias mínimas especificadas a continuación: i) El tiempo máximo para despeje de falla en ningún caso podrá exceder los valores límites resultantes del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente NT, el cual será determinado por la Empresa. ii) Para el caso de unidades generadoras que se incorporan al SM, el tiempo máximo para despeje de falla deberá ser determinado en forma previa a la conexión de la unidad generadora. iii) Cada unidad generadora conectada al SM, deberá disponer de la protección de respaldo para fallas en Instalaciones de Transmisión, debiendo la Empresa disponer de protección para fallas que ocurran en las instalaciones de la unidad generadora. Los tiempos de despeje de fallas de estas protecciones serán coordinados por la Empresa, pero en ningún caso podrán exceder los valores límites resultantes del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente NT. iv) El ajuste de los relés y de las protecciones que afecten al área del Punto de Conexión deberá estar coordinado en forma previa a la conexión de acuerdo a lo que establezca el Estudio que desarrolle la Empresa para tal efecto. v) Las protecciones de máxima y mínima frecuencia deberán estar coordinadas de acuerdo a los límites de frecuencia establecidos en el Artículo 3-6, Artículo 5-31 y Artículo 5-49 de la presente NT. Artículo 3-5 Toda unidad generadora deberá estar en condiciones de operar en forma permanente dentro de su Diagrama PQ, para los límites de capacidad de potencia activa y reactiva que este diagrama establezca. Artículo 3-6 Toda unidad generadora deberá continuar operando sus unidades bajo la acción de su Controlador de Velocidad para variaciones de la frecuencia que estén dentro de los límites de operación, en sobre y subfrecuencia, que a continuación se indican: a) Indefinidamente, para frecuencias entre 48,5 [Hz] y 51,5 [Hz]. b) Al menos 60 segundos entre 48,0 [Hz] y bajo 48,5 [Hz]. c) Al menos 60 segundos sobre 51,5 [Hz] y hasta 52,0 [Hz]. d) Al menos 5 segundos entre 47,5 [Hz] y bajo 48,0 [Hz]. e) Al menos 5 segundos sobre 52,0 [Hz] y hasta 53,0 [Hz]. Informe Técnico Página 42
  43. 43. 1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación Para valores fuera de los rangos establecidos, las protecciones propias de las unidades podrán desconectarlas del SM para prevenir daños al equipamiento. Artículo 3-7 Las exigencias mínimas que debe cumplir el sistema de excitación de las unidades generadoras del SM son las siguientes: a) La respuesta de la tensión terminal de una unidad generadora girando en vacío deberá ser positivamente amortiguada en todos los regímenes de operación. b) La tensión máxima entregada por el sistema de excitación al campo de la unidad generadora deberá ser como mínimo 1,5 veces la tensión de excitación correspondiente a operación a plena carga y con factor de potencia nominal. Artículo 3-8 El Controlador de Velocidad de cada unidad generadora que participe del CPF deberá cumplir con las siguientes exigencias mínimas: a) Estatismo permanente con valores entre 0% y 10%. b) Banda muerta inferior a 0,2% del valor nominal de frecuencia, es decir, ±50 [mHz]. c) Las oscilaciones deberán ser positivamente amortiguadas en todos los regímenes de operación. Artículo 3-9 La Empresa establecerá los requisitos y requerimientos técnicos mínimos que deberán cumplir los equipamientos del control centralizado de generación (control secundario de frecuencia). Artículo 3-10 Las centrales generadoras que cuenten con equipamiento de Partida Autónoma y estén conformadas por más de una unidad generadora, deberán tener capacidad de operación en forma independiente de sus unidades, entendiéndose por tal, la disponibilidad de los medios necesarios tales como consola de mando, medición, señalización, alarmas, controles de tensión y frecuencia, y comunicaciones operativas, entre otras, para la operación individual de cada unidad generadora con total independencia de las restantes. Artículo 3-11 Las unidades generadoras que operen en sincronismo deberán contar con un sistema de comunicación para efectos del monitoreo y control de la operación del SM, cuyas exigencias se encuentran definidas en el Capítulo Nº 4 de la presente NT. Informe Técnico Página 43
  44. 44. 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas ANEXOS 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Informe Técnico Página 44
  45. 45. 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas ANEXOS Anexo 2.1 Límite de Transmisión en Línea de 66 kV Informe Técnico Página 45
  46. 46. 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas DIgSILENT Estudios de Regulación de Tensión 1,20 CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2011 DEMANDA MÁXIMA 1,15 1,10 Limite superior banda 1,05 1,00 33.409 MW Limite inferior 35.305 37.667 MW banda MW 0,95 0,90 13,44 x-Axis: 18,44 23,44 28,44 33,44 38,44 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.2 kV G.E. Celdas 13.2 kV G.E. Celdas 13.2 kV G.E. Estudios Norma Técnica U_P-Curve Caso Demanda Máxima Date: 11/12/2011 Annex: /6 DIgSILENT Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 1,15 CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2014 DEMANDA MÁXIMA 1,10 FP:0.96 Fp:0.97 Limite superior banda FP:0.98 1,05 1,00 32.141 MW 34.041 MW Limite MW 36.436inferior banda 0,95 0,90 14,00 x-Axis: 19,00 24,00 29,00 34,00 39,00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.2 kV G.E.: Voltage, Magnitude in p.u. Celdas 13.2 kV G.E. Celdas 13.2 kV G.E. Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2014 Informe Técnico U_P-Curve Caso Demanda Máxima Date: 11/12/2011 Annex: /6 Página 46
  47. 47. 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 0,00 0,00 0,00 0,00 12,67 0,96 -22,31 2,41 0,63 2,49 2,51 0,73 2,62 35,67 Consumo AL-1 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-X10A 0,00 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-7 0,00 0,00 0,00 0,00 Unidad Nº 5 T.P. 0,00 0,00 0,00 ~ G Consumo AL-X10B 0,00 0,00 0,00 13,66 1,04 -3,26 2,45 1,70 2,99 87,66 0,00 0,00 0,00 13.2 kV P.A.. 13.2 kV T.P.. MG CATERPILLAR Autotransformador Nº 2 Consumo AL-8B 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 ~ G Consumo AL-4 -7,36 -1,17 7,45 53,74 0,00 0,00 0,00 0,00 62,28 0,94 18,39 Autotransformador Nº 6 7,40 1,62 7,57 53,74 Shunt/Filter 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,35 0,43 3,37 Unidad Nº 2 T.P. Trafo Nº 4 - C.T.P. Consumo AL-8A Consumo AL-9 -7,36 -1,17 7,45 53,74 3,58 0,66 3,64 49,64 ~ G 7,40 1,62 7,57 53,74 0,00 0,00 0,00 11.5 kV Trafo Nº 3 - C.T.P. DIgSILENT Estudios de Límite por Estabilidad Consumo AL-2 3,81 0,54 3,85 Consumo AL-5 Line(1) AWG 3/0 C.. Trafo Nº 7 C.P.A. 33,41 17,00 37,48 125,85 -33,41 -17,00 37,48 82,74 3,89 0,62 3,94 46,34 Unidad Nº 3 T.P. -33,41 -9,74 34,80 125,85 Celdas 11.5 kV 12,07 1,05 0,00 2,41 0,72 2,52 12,07 1,05 0,00 2,49 0,80 2,62 35,68 Consumo AL-3 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-X11 XConsumo AL-13 4,24 0,79 4,31 4,69 1,25 4,85 66,17 52D1 52CS3 Celdas 13.2 kV G.E. Trafo Nº 1 C.T.P. 13,61 13,80 19,38 69,22 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -0,00 0,00 -0,00 0,00 0,00 0,00 12,67 0,96 -22,31 22,08 0,96 -22,31 YConsumo COCAR - Ingesur 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Línea de unión en 23 kV AWG 3/0 Cu (167.8 MCM) 0,00 -0,00 0,00 0,00 -0,00 -0,00 0,00 0,00 XConsumo AL-12 Unidad Nº 1 T.P. 0,00 0,00 0,00 0,00 General Load ~ G Consumo AL-6 24,15 1,05 -0,00 52DT1 33,41 9,74 34,80 23 kV HITACHI 24 MW Trafo Nº 6 C.P.A. Línea de respaldo para PRS 52 DS CENTRAL PUNTA ARENAS -0,00 -0,00 0,00 0,00 Celdas 11.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.A. SOLAR MARS 10.5 MW Trafo Nº 4 - C.P.A. G ~ -0,00 -0,00 0,00 0,00 0,00 -0,00 0,00 0,00 Unidad Nº 4 P.A. 34,11 17,93 38,53 82,74 -34,11 -17,93 38,53 82,63 Line(2) AWG 3/0 C.. 34,12 17,94 38,55 82,63 -34,12 -17,94 38,55 125,68 Trafo Nº 5 C.T.P. 9,45 4,28 10,38 83,00 34,12 27,07 43,55 125,68 ~ G G ~ 12,07 1,05 0,00 Trafo Nº 5 - C.P.A. 0,00 0,00 0,00 0,00 Unidad Nº 4 T.P. Breaker 13.2 kV ~ G Unidad Nº 7 T.P. 15 MW Trafo Nº 1 - C.P.A. Trafo Nº 3 - C.P.A. ~ G 13.7 MW 12,07 1,05 -0,00 12,33 4,78 13,22 89,02 Trafo Nº 2 - C.P.A. 12,67 0,96 -22,31 SOLAR TITAN 13,52 7,44 15,43 103,72 Unidad Nº 9 T.P. G ~ G ~ Unidad Nº 3 P.A. Unidad Nº 2 P.A. G ~ Unidad Nº 1 P.A. ~ G GE 10.7 MW Unidad Nº 8 T.P. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad DIgSILENT Consumo AL-1 0,00 0,00 Consumo AL-X10A 0,00 0,00 0,00 Autotransformador Nº 2 Consumo AL-8B 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-4 -8,14 -2,46 61,23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -153,04 Autotransformador Nº 6 8,20 3,04 61,23 Shunt/Filter 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,41 0,43 Unidad Nº 2 T.P. Trafo Nº 4 - C.T.P. Consumo AL-8A Consumo AL-9 -8,14 -2,46 61,23 3,65 0,68 50,47 8,20 3,04 61,23 0,00 0,00 11.5 kV ~ G 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 166,26 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-7 Trafo Nº 3 - C.T.P. 11/12/2011 Annex: P. ARENAS 0,00 0,00 Unidad Nº 5 T.P. ~ G Date: 2,46 0,64 2,56 0,74 36,25 ~ G Consumo AL-X10B 0,00 0,00 13,70 1,04 18,75 1,20 -0,79 42,22 Graphic: RED 13.2 kV P.A.. 13.2 kV T.P.. MG CATERPILLAR Project: EDELMAG SA Estudio de EDAC SM Punta Arenas Año 2011 Caso Demanda Maxima Pre Contingencia PowerFactory 14.0.525 Consumo AL-2 3,88 0,55 Consumo AL-5 Trafo Nº 7 C.P.A. Line(1) 0,00 0,00 0,00 -0,00 0,00 0,00 3,96 0,63 47,09 Unidad Nº 3 T.P. -0,00 -0,00 0,00 Celdas 11.5 kV 12,24 1,06 22,26 2,46 0,74 12,24 1,06 22,26 2,54 0,82 36,26 Consumo AL-3 0,00 0,00 Consumo AL-X11 XConsumo AL-13 4,31 0,81 4,78 1,28 67,30 52D1 52CS3 Celdas 13.2 kV G.E. 0,29 -1,86 6,74 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 166,26 0,00 0,00 166,26 YConsumo COCAR - Ingesur 0,00 0,00 -0,00 -0,00 0,00 -0,00 -0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 52DT1 ~ G Consumo AL-6 24,47 1,06 22,26 Trafo Nº 1 C.T.P. General Load 23 kV HITACHI 24 MW XConsumo AL-12 Unidad Nº 1 T.P. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Línea de unión en 23 kV Trafo Nº 6 C.P.A. Línea de respaldo para PRS Distance: 0,50 0,00 0,00 52 DS CENTRAL PUNTA ARENAS G ~ -0,00 0,00 0,00 Celdas 11.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.A. SOLAR MARS 10.5 MW Trafo Nº 4 - C.P.A. 0,00 0,00 0,00 -0,00 0,00 0,00 G ~ 12,24 1,06 22,26 Trafo Nº 5 - C.P.A. 0,00 -0,00 0,00 Unidad Nº 4 P.A. 0,00 0,00 0,00 Line(2) -0,00 -0,00 0,00 0,00 -0,00 0,00 -0,00 0,00 0,01 0,00 -0,00 0,01 ~ G Trafo Nº 5 C.T.P. 5,39 -2,25 46,72 Unidad Nº 4 T.P. Breaker 13.2 kV 5,84 13,04 96,15 12,24 1,06 22,26 15 MW ~ G Unidad Nº 7 T.P. Trafo Nº 1 - C.P.A. Trafo Nº 3 - C.P.A. ~ G 13.7 MW Trafo Nº 2 - C.P.A. 0,00 0,00 166,26 SOLAR TITAN 4,87 -2,85 37,94 Unidad Nº 9 T.P. G ~ Unidad Nº 2 P.A. G ~ Unidad Nº 1 P.A. ~ G G ~ Unidad Nº 3 P.A. GE 10.7 MW Unidad Nº 8 T.P. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad PowerFactory 14.0.525 Informe Técnico Estudio de EDAC SM Punta Arenas Año 2011 Caso Demanda Maxima Post Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/12/2011 Annex: P. ARENAS Página 47
  48. 48. 50,00 DIgSILENT 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 1,0625 1,0500 37,50 1,0375 25,00 1,0250 12,50 1,0125 0,00 1,0000 -12,50 0,0000 3,9999 7,9999 12,000 16,000 [s] 20,000 0,9875 0,0000 Unidad Nº 1 T.P.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 4 T.P.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 5 T.P.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 7 T.P.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 9 T.P.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg 3,9999 7,9999 12,000 16,000 [s] 20,000 12,000 16,000 [s] 20,000 Unidad Nº 1 T.P.: Speed in p.u. Unidad Nº 4 T.P.: Speed in p.u. Unidad Nº 5 T.P.: Speed in p.u. Unidad Nº 7 T.P.: Speed in p.u. Unidad Nº 9 T.P.: Speed in p.u. 20,00 40,00 30,00 10,00 20,00 0,00 10,00 -10,00 0,00 -20,00 0,0000 3,9999 7,9999 12,000 16,000 [s] 20,000 -10,00 0,0000 Unidad Nº 1 T.P.: Total Active Power in MW Unidad Nº 4 T.P.: Total Active Power in MW Unidad Nº 5 T.P.: Total Active Power in MW Unidad Nº 7 T.P.: Total Active Power in MW Unidad Nº 9 T.P.: Total Active Power in MW 3,9999 7,9999 Unidad Nº 1 T.P.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 4 T.P.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 5 T.P.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 7 T.P.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 9 T.P.: Total Reactive Power in Mvar Estudios Norma Técnica Gráfico1 Caso Demanda Máxima Date: 11/12/2011 Annex: /1 DIgSILENT Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 1,30 1,20 1,10 Y = 1,080 p.u. 1,00 Y = 0,920 p.u. 0,90 0,80 0,0000 3,9999 7,9999 12,000 16,000 [s] 20,000 11.5 kV: Voltage, Magnitude in p.u. 13.2 kV P.A.: Voltage, Magnitude in p.u. 13.2 kV T.P.: Voltage, Magnitude in p.u. 23 kV: Voltage, Magnitude in p.u. C.P.A. - 23 kV: Voltage, Magnitude in p.u. Celdas 11.5 kV: Voltage, Magnitude in p.u. Celdas 11.5 kV Rhona: Voltage, Magnitude in p.u. Celdas 13.2 kV G.E.: Voltage, Magnitude in p.u. Extensión Celdas CTP: Voltage, Magnitude in p.u. 53,00 52,00 2.232 s Y = 52,000 Hz 6.916 s 4.187 s 52.595 Hz 51,00 50,00 49,00 0,0000 3,9999 7,9999 12,000 16,000 [s] 20,000 11.5 kV: Electrical Frequency in Hz 13.2 kV P.A.: Electrical Frequency in Hz 13.2 kV T.P.: Electrical Frequency in Hz 23 kV: Electrical Frequency in Hz 66: Electrical Frequency in Hz C.P.A. - 23 kV: Electrical Frequency in Hz C.P.A. - 66 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.5 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.5 kV Rhona: Electrical Frequency in Hz Celdas 13.2 kV G.E.: Electrical Frequency in Hz Extensión Celdas CTP: Electrical Frequency in Hz Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 Informe Técnico Gráfico2 Caso Demanda Máxima Date: 11/12/2011 Annex: /2 Página 48
  49. 49. 40,00 DIgSILENT 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 0.921 s 34.114 MW 30,00 20,00 10,00 0,00 -10,00 0,0000 3,9999 7,9999 12,000 16,000 [s] 20,000 7,9999 12,000 16,000 [s] 20,000 Line(1): Total Active Power/Terminal i in MW 20,00 0.781 s 17.923 Mvar 16,00 12,00 8,00 4,00 0,00 -4,00 0,0000 3,9999 Line(1): Total Reactive Power/Terminal i in Mvar Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 Informe Técnico Gráfico3 Caso Demanda Máxima Date: 11/12/2011 Annex: /3 Página 49
  50. 50. 0,00 0,00 0,00 13,12 0,99 -20,54 2,78 0,72 2,91 0,85 41,45 Consumo AL-1 0,00 0,00 Consumo AL-X10A 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-7 0,00 0,00 0,00 Unidad Nº 5 T.P. 0,00 0,00 ~ G Consumo AL-X10B 0,00 0,00 13,63 1,03 -3,78 2,45 1,70 87,66 0,00 0,00 13.2 kV P.A.. 13.2 kV T.P.. MG CATERPILLAR DIgSILENT 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Autotransformador Nº 2 Consumo AL-8B 0,00 0,00 0,00 ~ G Consumo AL-4 -8,50 -1,33 62,22 0,00 0,00 68,27 1,03 19,15 Autotransformador Nº 6 8,55 1,93 62,22 Shunt/Filter 0,00 0,00 0,00 0,00 3,85 0,49 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-9 -8,50 -1,33 62,22 4,17 0,81 58,04 ~ G 8,55 1,93 62,22 Unidad Nº 2 T.P. Trafo Nº 4 - C.T.P. 0,00 0,00 11.5 kV Trafo Nº 3 - C.T.P. Consumo AL-8A Consumo AL-2 Line(1) AWG 3/0 C.. Trafo Nº 7 C.P.A. 32,14 15,64 109,46 -32,14 -9,37 109,46 0,00 0,00 Consumo AL-5 0,00 0,00 0,00 4,38 0,62 -32,14 -15,64 71,97 4,48 0,72 53,61 Unidad Nº 3 T.P. 12,07 1,05 0,00 2,78 0,83 Celdas 11.5 kV 2,88 0,93 41,38 Consumo AL-3 12,07 1,05 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-X11 XConsumo AL-13 2,43 0,45 2,57 0,59 36,04 52D1 52CS3 Celdas 13.2 kV G.E. 0,00 -0,00 0,00 14,48 12,66 68,70 13,12 0,99 -20,54 22,86 0,99 -20,54 General L.. 0,00 -0,00 Trafo Nº 1 C.T.P. YConsumo COCAR - Ingesur 2,43 0,45 -0,00 0,00 0,00 0,00 -0,00 0,00 -0,00 0,00 0,00 32,14 9,37 ~ G Consumo AL-6 24,15 1,05 -0,00 52DT1 XConsumo AL-12 Unidad Nº 1 T.P. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Línea de unión en 23 kV AWG 3/0 Cu (167.8 MCM) General Load 23 kV HITACHI 24 MW Trafo Nº 6 C.P.A. Línea de respaldo para PRS 52 DS CENTRAL PUNTA ARENAS -0,00 0,00 0,00 Celdas 11.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.A. SOLAR MARS 10.5 MW Trafo Nº 4 - C.P.A. 0,00 -0,00 0,00 G ~ Unidad Nº 4 P.A. -32,67 -16,30 71,85 Line(2) AWG 3/0 C.. 32,68 16,31 71,85 -32,68 -16,31 117,49 32,68 24,28 117,49 9,45 3,84 81,59 -0,00 0,00 0,00 32,67 16,30 71,97 Trafo Nº 5 C.T.P. ~ G G ~ 12,07 1,05 0,00 Trafo Nº 5 - C.P.A. 0,00 0,00 0,00 Unidad Nº 4 T.P. Breaker 13.2 kV 12,07 1,05 -0,00 12,33 4,20 87,67 15 MW ~ G Unidad Nº 7 T.P. Trafo Nº 1 - C.P.A. Trafo Nº 3 - C.P.A. ~ G 13.7 MW Trafo Nº 2 - C.P.A. 13,12 0,99 -20,54 SOLAR TITAN 13,52 7,44 103,72 Unidad Nº 9 T.P. G ~ G ~ Unidad Nº 3 P.A. Unidad Nº 2 P.A. G ~ Unidad Nº 1 P.A. ~ G GE 10.7 MW Unidad Nº 8 T.P. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad DIgSILENT 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-1 Autotransformador Nº 2 0,00 0,00 Consumo AL-8B 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-4 -9,20 -2,41 68,67 0,00 0,00 0,00 0,00 -63,41 Autotransformador Nº 6 9,27 3,13 68,67 Shunt/Filter 0,00 0,00 0,00 3,91 0,50 0,00 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-9 -9,20 -2,41 68,67 4,24 0,83 58,91 9,27 3,13 68,67 Trafo Nº 4 - C.T.P. Consumo AL-8A 0,00 0,00 11.5 kV Trafo Nº 3 - C.T.P. ~ G 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -103,74 Consumo AL-X10A 0,00 0,00 0,00 Consumo AL-7 Unidad Nº 2 T.P. 11/12/2011 Annex: P. ARENAS 0,00 0,00 Unidad Nº 5 T.P. ~ G Date: 2,82 0,73 2,96 0,87 42,05 ~ G Consumo AL-X10B 0,00 0,00 13,66 1,03 20,18 1,34 -0,38 40,85 Graphic: RED 13.2 kV P.A.. 13.2 kV T.P.. MG CATERPILLAR Project: EDELMAG SA Estudio de EDAC SM Punta Arenas Año 2011 Caso Demanda Maxima Pre Contingencia PowerFactory 14.0.525 Consumo AL-2 Consumo AL-5 0,00 0,00 0,00 -0,00 -0,00 0,00 0,00 0,00 Trafo Nº 7 C.P.A. Line(1) 0,00 0,00 0,00 4,46 0,63 -0,00 -0,00 0,00 4,56 0,74 54,38 Unidad Nº 3 T.P. 12,22 1,06 24,18 2,82 0,84 Celdas 11.5 kV 2,93 0,95 41,98 Consumo AL-3 12,22 1,06 24,18 0,00 0,00 Consumo AL-X11 XConsumo AL-13 2,47 0,46 2,61 0,60 36,57 52D1 52CS3 Celdas 13.2 kV G.E. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -103,74 0,00 0,00 -103,74 General L.. 0,33 0,72 2,85 0,00 0,00 Trafo Nº 1 C.T.P. YConsumo COCAR - Ingesur 2,45 0,46 -0,00 -0,00 0,00 -0,00 -0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 ~ G Consumo AL-6 23,21 1,01 24,18 52DT1 XConsumo AL-12 Unidad Nº 1 T.P. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Línea de unión en 23 kV General Load 23 kV HITACHI 24 MW Trafo Nº 6 C.P.A. Línea de respaldo para PRS 52 DS CENTRAL PUNTA ARENAS G ~ -0,00 0,00 0,00 Celdas 11.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.A. Distance: 0,50 0,00 0,00 SOLAR MARS 10.5 MW Trafo Nº 4 - C.P.A. 0,00 0,00 0,00 -0,00 -0,00 0,00 G ~ 12,22 1,06 24,18 Trafo Nº 5 - C.P.A. 0,00 -0,00 0,00 Unidad Nº 4 P.A. 0,00 0,00 0,00 Line(2) -0,00 0,00 0,00 0,00 -0,00 0,00 -0,00 0,00 0,01 0,00 -0,00 0,01 ~ G Trafo Nº 5 C.T.P. 5,84 -1,33 47,87 Unidad Nº 4 T.P. Breaker 13.2 kV 6,56 9,91 80,02 12,22 1,06 24,18 15 MW ~ G Unidad Nº 7 T.P. Trafo Nº 1 - C.P.A. Trafo Nº 3 - C.P.A. ~ G 13.7 MW Trafo Nº 2 - C.P.A. 0,00 0,00 -103,74 SOLAR TITAN 5,81 -3,04 44,08 Unidad Nº 9 T.P. G ~ Unidad Nº 2 P.A. G ~ Unidad Nº 1 P.A. ~ G G ~ Unidad Nº 3 P.A. GE 10.7 MW Unidad Nº 8 T.P. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad PowerFactory 14.0.525 Informe Técnico Estudio de EDAC SM Punta Arenas Año 2014 Caso Demanda Maxima Post Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/12/2011 Annex: P. ARENAS Página 50

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