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Timestamp: 2019-10-14 23:05:43+00:00

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NTSyCS_Ene16 | Red eléctrica | Energía eléctrica
normativa a regir para los sistemas de potencia en chile
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Memorias1erCES_split(1) FP FLUORESCENTES.pdf
Present Ac i ó n Electro Tec Nia
Capitulos Recuperacion Indice Maracucha
Enero de 2016 Santiago de Chile
Terminología y Exigencias Generales
TÍTULO 1-1.
TÍTULO 1-2.
CAPÍTULO Nº 2: Funciones, Atribuciones y
TÍTULO 2-2.
TÍTULO 2-3.
TÍTULO 2-4.
TÍTULO 2-5.
TÍTULO 2-6.
CAPÍTULO Nº 3 Exigencias Mínimas para Diseño de Instalaciones
TÍTULO 3-6.
REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA LA INTERCONEXIÓN,
MODIFICACIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES
CAPÍTULO Nº 4:
Exigencias Mínimas para Sistemas de Información y Comunicación
TÍTULO 4-2.
SISTEMA DE INFORMACION EN TIEMPO REAL
TÍTULO 4-3.
TÍTULO 4-5.
CAPÍTULO Nº 5:
Exigencias para Estándares de Seguridad y Calidad de Servicio
TÍTULO 5-3.
TÍTULO 5-4.
ESTÁNDARES EN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA ESTADO
NORMAL Y ESTADO DE ALERTA
TÍTULO 5-5.
LÍMITES DE TRANSMISIÓN EN ESTADO NORMAL Y ESTADO DE
TÍTULO 5-6.
ESTÁNDARES DE RECUPERACIÓN DINÁMICA EN ESTADO NORMAL Y
TÍTULO 5-7.
MÁRGENES DE ESTABILIDAD Y SEGURIDAD EN ESTADO NORMAL Y
TÍTULO 5-8.
ESTÁNDARES EN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA ESTADO DE
EMERGENCIA .............................................................................................
TÍTULO 5-9.
LÍMITES DE TRANSMISIÓN EN ESTADO DE EMERGENCIA .....................
TÍTULO 5-10.
ESTÁNDARES DE RECUPERACIÓN DINÁMICA EN ESTADO DE
TÍTULO 5-11.
MÁRGENES DE ESTABILIDAD Y SEGURIDAD EN ESTADO DE
TÍTULO 5-12.
ESTÁNDARES DE CALIDAD DEL SUMINISTRO EN INSTALACIONES DE
TÍTULO 5-13.
TÍTULO 5-14.
CAPÍTULO Nº 6:
TÍTULO 6-2.
TÍTULO 6-4.
TÍTULO 6-5.
TÍTULO 6-6.
TÍTULO 6-7.
TÍTULO 6-8.
ESTUDIO DE CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACIÓN DE RESERVAS
TÍTULO 6-9.
ESTUDIO DE ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA 122
TÍTULO 6-10.
ESTUDIO PARA PLAN DE DEFENSA CONTRA CONTINGENCIAS
EXTREMAS ...............................................................................................
TÍTULO 6-11.
ESTUDIO PARA PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO
TÍTULO 6-12.
ESTUDIO PARA ANÁLISIS DE FALLA
CAPÍTULO Nº 7:
Gestión de la Seguridad y Calidad de Servicio
TÍTULO 7-3.
TÍTULO 7-4.
TÍTULO 7-5.
PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO
CAPÍTULO Nº 8: Habilitación
y Monitoreo de Instalaciones
PARA HABILITACIÓN
TÍTULO 8-3.
HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN
TÍTULO 8-4.
TÍTULO 8-5.
HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DE CLIENTES
TÍTULO 8-9.
SUPERVISIÓN DEL PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO
8-10. MONITOREO DE PROTECCIONES
CAPÍTULO Nº 9: Información
TÍTULO 9-6.
DISPOSITIVOS DE RECONEXIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
TÍTULO 9-7.
EQUIPOS DE COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
TÍTULO 9-8.
OTROS EQUIPOS DE CONTROL DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
EQUIPOS DE COMPENSACIÓN DE ENERGÍA ACTIVA
CAPÍTULO Nº 10: Disposiciones Transitorias
CAPÍTULO Nº 1 : Terminología y Exigencias Generales
TÍTULO 1-1
Artículo 1-1
Según lo establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante La Ley, y su reglamentación vigente, el objetivo general de la presente Norma Técnica es establecer las exigencias de Seguridad y Calidad de Servicio de los sistemas interconectados.
Dado que para satisfacer varias de estas exigencias en sistemas interconectados se requiere una adecuada coordinación de los diferentes agentes involucrados, en esta Norma Técnica se establecen exigencias particulares que deben cumplir los concesionarios de cualquier naturaleza, propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quien explote, a cualquier título, centrales eléctricas generadoras; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión y adicionales; líneas de interconexión entre sistemas interconectados; enlaces HVDC; equipos de compensación de energía; instalaciones que provean servicios complementarios; subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de distribución y barras de consumos de usuarios no sometidos a fijación de precios abastecidos directamente desde el sistema de transmisión, sujetos a la coordinación de la operación del Centro de Despacho Económico de Carga de cada sistema interconectado. Lo expuesto es sin perjuicio de otra normativa que efectúe exigencias particulares a los distintos agentes antes mencionados.
El objetivo general del presente Capítulo es establecer las definiciones, abreviaturas y exigencias generales necesarias para el cumplimiento de las exigencias mínimas de Seguridad y Calidad de Servicio.
La presente Norma Técnica contempla los siguientes contenidos:
1. Terminología y Exigencias Generales;
2. Funciones, Atribuciones y Obligaciones de los CDEC y de los Coordinados;
3. Exigencias Mínimas para el Diseño de las Instalaciones;
4. Exigencias Mínimas para los Sistemas de Información y Comunicación;
5. Estándares de Seguridad y Calidad de Servicio en la Operación;
6. Estudios para la Programación de la Seguridad y Calidad de Servicio;
7. Gestión de la Seguridad y Calidad de Servicio;
8. Habilitación y Monitoreo de las Instalaciones;
9. Información Técnica del Sistema Interconectado;
10. Disposiciones Transitorias; y Anexos Técnicos.
Las disposiciones transitorias contenidas en el Capítulo 10 establecen las condiciones de aplicación y plazos particulares para aquellas exigencias incorporadas en la presente Norma Técnica que requieran ser implementadas gradualmente.
En relación a las exigencias sobre las instalaciones, la Norma Técnica se aplicará tanto a las instalaciones de cada Coordinado como a su interacción con las instalaciones de otros Coordinados, según corresponda, y su cumplimiento será de responsabilidad de cada uno de ellos.
Se entenderá por Coordinados a aquellos agentes que se indican en la definición contenida en el Artículo 1-7 número 29.
Artículo 1-5
Las disposiciones de la Norma Técnica también se aplicarán a quienes operan o coordinan la operación de las instalaciones, según corresponda, esto es:
Los Coordinados.
El Centro de Despacho Económico de Carga de cada sistema.
La Direcciones Técnicas de cada CDEC.
El Centro de Despacho y Control del CDEC.
 Los Centros de Control de los Coordinados que operan sus propias instalaciones y coordinan la operación de las de otros Coordinados que no cuentan con un Centro de Control propio.
TÍTULO 1-2
Para la aplicación de la presente Norma Técnica, las siguientes abreviaturas tendrán el significado que a continuación se indica:
1. : Control Automático de Generación.
2. : Centro de Control de un Coordinado.
3. : Centro de Despacho y Control del CDEC.
4. : Centro de Despacho Económico de Carga.
5. : Costo de Falla de Corta Duración.
6. : Control Primario de Frecuencia.
7. : Control Secundario de Frecuencia.
8. : Comisión Nacional de Energía.
9. : Esquema de Desconexión Automática de Generación.
10. : Esquema de Desconexión Automática de Carga.
11. : Esquema de Reducción Automática de Generación.
12. : Dirección de Operación del CDEC.
13. : Dirección de Peajes del CDEC.
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14. : Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC.
15. : Energía No Suministrada.
16. : Factor de Eficiencia del Control de Frecuencia.
17. : Frecuencia Media de Interrupciones de Suministro.
18. : Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precios de Nudo.
19. : Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
20. : Plan de Defensa contra Contingencias Extremas.
21. : Plan de Recuperación de Servicio.
22. : Equipo estabilizador de oscilaciones de potencia aplicado en unidades generadoras.
23. : Relación de atenuación de las oscilaciones de potencia.
24. Superintendencia
: Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
25. : Sistema Interconectado.
26. : Sistema Interconectado Central.
27. : Sistema Interconectado del Norte Grande.
28. : Sistema de Información en Tiempo Real.
29. : Servicios Complementarios.
30. : Subestaciones Eléctricas.
31. : Sistema de Transmisión.
32. : Sistema de Transmisión Adicional.
33. : Sistema de Transmisión Troncal.
34. : Sistema de Subtransmisión.
35. : Equipo de compensación estática de potencia reactiva.
36. : Seguridad y Calidad de Servicio.
37. : Tiempo de Despeje de Falla.
38. : Tiempo Total de Interrupciones de Suministro.
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Para la aplicación de la presente NT, las siguientes definiciones tendrán el significado que a continuación se indica:
1. Aislamiento Rápido: Capacidad de una unidad generadora para continuar operando en forma aislada, alimentando sólo sus servicios auxiliares, tras su desconexión intempestiva del SI a consecuencia de un Apagón Total o Parcial.
2. Apagón Parcial: Desmembramiento del SI a consecuencia de una perturbación que conduce a una pérdida mayor al 10% y menor al 70% de la demanda del SI que se abastecía al momento de ocurrir la perturbación.
3. Apagón Total: Desmembramiento incontrolado del SI a consecuencia de una perturbación que conduce a una pérdida mayor o igual a un 70% de la demanda del SI que se abastecía al momento de ocurrir la perturbación.
4. Anexos Técnicos: Conjunto de disposiciones normativas que forman parte integrante de la NT, que establecen requerimientos de detalle, criterios, metodologías, y los mecanismos de trabajo necesarios para dar cumplimiento a las exigencias de la presente NT.
5. Armónicas de Corriente: Componentes sinusoidales presentes en la forma de onda de la corriente de un Elemento Serie del SI, cuyas frecuencias son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental de 50 [Hz], caracterizados por su respectiva amplitud y fase.
6. Armónicas de Tensión: Componentes sinusoidales presentes en la forma de onda de la tensión de una barra del ST, cuyas frecuencias son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental de 50 [Hz], caracterizados por su respectiva amplitud y fase.
7. Auditor Técnico: Persona natural o jurídica distinta a la propietaria u operadora de la instalación a auditar, y externo a la DO/DP/DPD según corresponda, calificada por ésta para la ejecución de una Auditoría Técnica.
8. Auditoría Técnica: Auditoría de las instalaciones, equipamientos e información de los Coordinados que las Direcciones Técnicas pueden realizar en los términos establecidos en el TÍTULO 8-6.
9. Barras de Consumo: Corresponden a barras de tensión menor o igual a 23 [kV] del lado secundario de transformadores de poder conectados al ST y cuya tensión primaria es superior a 23 [kV].
Por tanto, son Barras de Consumo:
a) las barras de media tensión de Subestaciones Primarias de Distribución; y
las barras de tensión menor
Clientes Libres,
sea directamente
[kV] que alimentan consumos de
de alimentadores de uso
10. Calidad de Servicio: Atributo de un sistema eléctrico determinado conjuntamente por la Calidad del Producto, la Calidad del Suministro y la Calidad del Servicio Comercial, entregado a sus distintos usuarios y clientes.
11. Calidad del Producto: Componente de la Calidad de Servicio que permite calificar el producto entregado por los distintos agentes del SI y que se caracteriza, entre otros, por la magnitud, la frecuencia fundamental y la contaminación de la onda de tensión instantánea.
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12. Calidad del Suministro: Componente de la Calidad de Servicio que permite calificar el suministro entregado por los distintos agentes del SI y que se caracteriza, entre otros, por la frecuencia de ocurrencia, la profundidad y la duración de las interrupciones de suministro.
13. Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente: Máxima capacidad que puede ser transmitida por cada Elemento Serie del ST considerada para la operación tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta, determinada según lo indica el Artículo 5-31.
14. Cargas Críticas: Demandas o consumos esenciales para el funcionamiento de la población, tales como hospitales, cuarteles de bomberos, recintos policiales, plantas telefónicas, plantas de tratamiento de agua potable, sistemas de transporte, suministro a unidades generadoras que no disponen de Partida Autónoma, entre otras.
15. Centro de Despacho Económico de Carga: Organismo encargado de determinar la operación de un SI de acuerdo a lo indicado en el Artículo 225, literal b) de La Ley, y que tiene entre sus principales funciones las siguientes:
a) preservar la seguridad de servicio;
b) garantizar la operación más económica; y
c) garantizar el libre acceso a los sistemas de transmisión.
16. Centro de Despacho y Control: unidad del CDEC encargada de la supervisión y coordinación de la operación en Tiempo Real del SI en su conjunto y de cada una de las unidades generadoras e instalaciones de los sistemas de transmisión.
17. Cliente: A los efectos de la presente NT, se entenderá por Cliente a:
a) una Empresa de Distribución o un usuario de potencia conectada inferior o igual a 5.000 [kW] abastecido desde instalaciones de generación o transmisión, en adelante, Cliente Regulado; o
b) un usuario no sometido a regulación de precios, en adelante, Cliente Libre, cuyas Barras de Consumo son abastecidas directamente desde el ST.
18. Confiabilidad: Cualidad de un sistema eléctrico determinada conjuntamente por la Suficiencia, la Seguridad y la Calidad de Servicio.
19. Contaminación de la red: Distorsión de la forma de onda de las tensiones y corrientes de un sistema eléctrico por la presencia de componentes armónicas o por fluctuaciones de tensión de corta duración.
20. Contingencia Extrema: Falla de baja probabilidad de ocurrencia que afecta una o más instalaciones y que no puede ser controlada mediante los Recursos Generales de Control de Contingencias, debiéndose aplicar Recursos Adicionales de Control de Contingencias para evitar un Apagón Total. Se entiende que la contingencia no puede ser controlada cuando ésta se propaga a las restantes instalaciones del SI, produciéndose la salida en cascada de otros componentes debido a sobrecargas inadmisibles, o a pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión. A los efectos de la presente NT, son fallas de baja probabilidad de ocurrencia:
a) las fallas o desconexiones intempestivas de transformadores de poder o secciones de barras (severidades 8 y 9);
b) la falla que provoca apertura simultánea de ambos circuitos de una línea de doble circuito (severidad 6); o
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c) la falla de un Elemento Serie seguida de la operación errónea del Sistema de Protecciones en un extremo, debiendo operar las Protecciones de Respaldo Local o Remoto (severidad 7).
21. Contingencia Simple: Falla o desconexión intempestiva de un elemento del SI, pudiendo ser este último una unidad generadora, un Elemento Serie del ST, una Barra de Consumo, o Elemento Paralelo del ST, entre otros y que puede ser controlada con los Recursos Generales de Control de Contingencias. Se entiende que la contingencia puede ser controlada cuando no se propaga a otras instalaciones del SI. En el caso de centrales de ciclo combinado con configuración una turbina de gas – una turbina de vapor, corresponde a la desconexión de ambas unidades. En el caso de centrales de ciclo combinado con configuración dos turbinas de gas – una turbina de vapor, corresponde a la desconexión de una turbina de gas y a la pérdida de la generación de la unidad a vapor sólo en la proporción correspondiente, siempre que el Coordinado que explota la instalación demuestre a la DO que existe independencia de los sistemas de control, servicios auxiliares, suministro de combustible u otros que garanticen que la contingencia simple no representa la pérdida de la central completa.
22. Control de Frecuencia: Conjunto de acciones destinadas a mantener la frecuencia de operación dentro de una banda predefinida en torno a la frecuencia de referencia, corrigiendo los desequilibrios instantáneos entre la potencia generada y la potencia demandada en el SI.
23. Control de Tensión: Conjunto de acciones destinadas a mantener la tensión de operación dentro de los niveles admisibles establecidos en el CAPÍTULO N°5.
24. Control Primario de Frecuencia: Acción de control ejercida por los Controladores de Carga/Velocidad de las unidades generadoras sincrónicas y de los Controladores de Frecuencia/Potencia de parques eólicos, fotovoltaicos y Equipos de Compensación de Energía Activa, habilitados para modificar en forma automática su producción, con el objetivo de corregir las desviaciones de frecuencia.
25. Control Secundario de Frecuencia: Acción manual o automática destinada a corregir la desviación permanente de frecuencia resultante de la acción del CPF que ejercen los Controladores de Carga/Velocidad de las unidades generadoras y/o Controladores de Frecuencia/Potencia de los Equipos de Compensación de Energía Activa dispuestos para tal fin. La acción del CSF debe ser sostenida durante el tiempo necesario para mantener la frecuencia dentro de un rango admisible referido a su valor nominal, pudiendo realizarse en el orden de varios segundos a pocos minutos, conforme a la capacidad de respuesta de la unidad generadora que haya sido determinada en su habilitación para entregar este servicio, y no pudiendo exceder los 15 minutos. Es función del CSF restablecer la frecuencia del SI en su valor nominal, permitiendo a las unidades generadoras participantes del CPF restablecer su generación de potencia activa a valores en torno a su potencia de referencia a frecuencia nominal.
26. Controlador de Frecuencia/Potencia: En el caso de un parque eólico, fotovoltaico, o Equipo de Compensación de Energía Activa, corresponde al dispositivo que permite variar la generación de la instalación en función de la frecuencia en su Punto de Conexión al ST, detectando las desviaciones de frecuencia con respecto a un valor de referencia y actuando sobre el sistema de control de la potencia generada.
27. Controlador de Tensión: En el caso de una unidad generadora sincrónica, es el dispositivo que permite el control de la tensión en los terminales de la unidad o en un nudo remoto, detectando las desviaciones de la tensión con respecto a un valor de referencia y actuando sobre el control de la excitatriz para modificar la corriente del campo rotatorio.
En el caso de un parque eólico o fotovoltaico, corresponde al dispositivo que permite el control de la tensión en el Punto de Conexión del parque al ST, detectando las desviaciones de la tensión con respecto a un valor de referencia y actuando sobre sus equipos de generación o sobre equipos de suministro de potencia reactiva dispuestos para esos fines.
28. Controlador de Carga/Velocidad: En el caso de una unidad generadora sincrónica es el dispositivo que permite el control de la potencia mecánica y/o velocidad de la unidad detectando desviaciones de la frecuencia y potencia eléctricas con respecto a valores de referencia, actuando directamente sobre el sistema de mando de la máquina motriz. Para una repartición estable de la potencia de unidades que operan en sincronismo, los controladores de carga/velocidad tienen una característica tal que la potencia aumenta cuando disminuye la frecuencia.
29. Coordinado: A efectos de la aplicación de la NT, se entenderá por Coordinado a quien explote a cualquier título instalaciones que se encuentren interconectadas, sean éstas:
a) centrales generadoras,
b) líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión o adicionales,
c) enlaces HVDC,
d) líneas de interconexión entre sistemas interconectados,
e) equipos de compensación de energía reactiva,
f) equipos de compensación de energía activa,
g) subestaciones, incluidas las Subestaciones Primarias de Distribución,
h) Barras de Consumo de Clientes Libres alimentados directamente desde el ST o a través de alimentadores de uso exclusivo desde barras de media tensión de Subestaciones Primarias de Distribución, o
i) instalaciones de Empresas de Distribución.
A todo Coordinado que explote instalaciones de más de una de las categorías anteriores le son aplicables, según corresponda, las distintas exigencias establecidas en la NT a cada una de esas categorías, ya sea como generador, transmisor, proveedor de SSCC o cliente.
30. Costo de Falla de Corta Duración:
en promedio, incurren los
consumidores finales al verse interrumpido su abastecimiento eléctrico en forma súbita y sin previo aviso. Dicho costo varía según el tipo de cliente o consumidor afectado, la duración de la interrupción del suministro y la profundidad de la interrupción. Se determina a partir del costo unitario de la ENS de corta duración, expresado en [US$/kWh], y el monto de ENS.
31. Criterio N-1: Criterio de seguridad utilizado en la planificación del desarrollo y operación del SI que garantiza que, ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI provocando la salida en cascada de otros componentes debido a sobrecargas inadmisibles, o a pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión.
32. Desenganche: Acción automática de apertura de un interruptor por actuación de sus protecciones eléctricas asociadas.
33. Diagrama PQ: En el caso de una unidad generadora sincrónica, es el diagrama en el que se representa en un plano P - Q la zona de operación admisible de la unidad para el rango permitido de tensiones en bornes, y considerando las restricciones de potencia motriz. En el caso de parques eólicos o fotovoltaicos, es el diagrama en el que se representa en un plano P - Q la zona de operación admisible del parque en su conjunto, incluida la compensación reactiva disponible, medido en el Punto de Conexión al ST para tensión nominal y en condiciones permanentes.
34. Direcciones Técnicas: Designación genérica para referirse a las DO, la DP o la DPD.
35. Eje Inercial: Valor promedio ponderado δ eje de los ángulos relativos de los rotores de las máquinas sincrónicas del SI o de un subconjunto de máquinas que se encuentren operando en isla, respecto de una unidad elegida como referencia. La ponderación es de acuerdo a las energías cinéticas ( unidades, incluyendo la de referencia:
) de las N
36. Elemento Paralelo: Instalaciones del ST que contribuyen a mantener la operación del sistema dentro de los estándares de la NT, tales como condensadores o reactores shunt, dispositivos FACTS, equipos BESS, entre otros.
37. Elemento Serie: Instalaciones del ST por los cuales fluyen las corrientes destinadas a abastecer la demanda global del SI, tales como líneas de transmisión, transformadores de potencia, secciones de barras, condensadores o reactores serie.
38. Empresa Generadora: cualquier empresa propietaria, arrendataria, usufructuaria o quien explote, a cualquier título, medios de generación operados en sincronismo con un sistema eléctrico.
39. Enlace HVDC: Sistema de transmisión en corriente continua de alto voltaje con uno o más polos, que consta de dos o más estaciones terminales convertidoras, cada una compuesta por todas las instalaciones necesarias para transportar energía eléctrica entre las barras de corriente alterna de los respectivos terminales, incluyendo todos los equipos necesarios para cumplir los estándares de SyCS.
40. Enmallamiento: Topología del SI en la cual existe más de un camino alternativo para el flujo de potencia entre dos nudos del SI, constituidos por un conjunto distinto de nudos y Elementos Serie del ST, estableciéndose un esquema de operación en anillo.
41. Entrada en Operación: Se entenderá como tal la operación de una instalación al término efectivo del Período de Puesta en Servicio. Se entenderá por
al período que comprende la
energización de las instalaciones, sus pruebas y hasta el total cumplimiento de los
requerimientos establecidos en el Anexo Técnico “Requisitos Técnicos Mínimos de
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Instalaciones que se Interconectan al SI” y demás que correspondan de acuerdo a la presente NT.
La empresa respectiva deberá comunicar previamente a las Direcciones Técnicas del CDEC, en el formato que éstas dispongan, el cumplimiento efectivo de la condición anterior y solicitar la Entrada en Operación. El CDEC comunicará mediante carta dirigida a la empresa, a la Superintendencia y a la Comisión, el otorgamiento de la autorización indicando la fecha de Entrada en Operación, a partir de la cual la instalación respectiva quedará disponible para la programación y despacho económico por parte del CDEC para todos los efectos establecidos en la normativa vigente. En caso de rechazo, el CDEC indicará a la empresa los requerimientos técnicos que aún se encuentran pendientes de cumplimiento.
42. Equipo de Compensación de Energía Activa: Equipo electrónico de potencia capaz de inyectar potencia activa a la red en forma rápida y sostenerla durante un tiempo prefijado, dentro de todos los rangos aceptables de frecuencia y tensión del SI, ante variaciones de la frecuencia.
43. Equipo de Compensación de Energía Reactiva: Equipo electrónico de potencia capaz de inyectar o absorber potencia reactiva hacia o desde la red en forma rápida y sostenerla en forma permanente, dentro de todos los rangos aceptables de frecuencia y tensión del SI, ante variaciones de la tensión.
44. Esquema de Desconexión Automática de Carga: Esquema de control que, al detectar condiciones anormales en el SI que ponen en riesgo su estabilidad, emite órdenes de desenganche sobre distintos interruptores que alimentan consumos. Se distinguen EDAC del tipo:
por subfrecuencia: en los que el desenganche es habilitado por la operación previa de un relé de subfrecuencia local;
por subtensión: en los que el desenganche es habilitado por la operación previa de un relé de subtensión local;
 por Desenganche Directo: en los que el procesamiento de la decisión de desenganche se realiza en una ubicación remota, sobre la base de la detección de un cambio de estado o de variables eléctricas anormales, que pueden afectar la SyCS de un área del SI.
45. Esquema de Desconexión/Reducción Automática de Generación: Esquema de control que, al detectar condiciones anormales en el SI que ponen en riesgo su estabilidad, emite órdenes de desenganche sobre distintos interruptores que conectan unidades generadoras al SI (EDAG), u órdenes de reducción rápida de carga a centrales generadoras (ERAG).
46. Esquemas de Protección: Corresponden a un conjunto de relés de protección que pueden o no incluir la función de teleprotección. Adicionalmente, incluyen funciones de registros oscilográficos y de eventos.
47. Estado de Alerta:
o más contingencias,
encontrándose el SI previamente en Estado Normal, en el cual:
a) no existe Energía No Suministrada;
b) el SI puede superar sin pérdida de sincronismo una nueva contingencia simple de severidad 2;
c) el SI se encuentra operando en forma estable sin estar disgregado en islas;
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d) y adicionalmente se cumple al menos una de las dos condiciones siguientes:
Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de Estado Normal, pero no se encuentran fuera de los rangos de Estado de Alerta.
Se ha perdido reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda, la frecuencia del SI excursiona fuera de los rangos de Estado Normal, pero no fuera de los rangos de Estado de Alerta.
48. Estado de Emergencia: Estado que se alcanza luego de una o más contingencias encontrándose el SI previamente en Estado Normal o en Estado de Alerta y en el cual se presentan alguna de las siguientes condiciones:
a) El SI se encuentra disgregado en Islas o existe Energía No Suministrada.
b) Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de Estado Normal y Alerta.
c) Se ha perdido la reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda la frecuencia del sistema excursiona fuera de los rangos de Estado Normal y Alerta, con riesgo de que el SI o algunas islas pierdan sincronismo.
49. Estado de Recuperación: Estado que alcanza el SI cuando se produce algún Apagón Total o Apagón Parcial, en el cual se inician las acciones para la reconexión de las instalaciones y la normalización del abastecimiento de la demanda.
50. Estado Normal: Estado del SI en que se satisfacen simultáneamente las siguientes condiciones:
a) No existe Energía No Suministrada.
b) Las tensiones en todas las barras del SI se encuentran dentro de los rangos definidos para Estado Normal.
c) La frecuencia se encuentra dentro del rango definido para Estado Normal.
d) Las reservas de potencia en giro y de capacidad de transmisión y aporte de reactivos están dentro de los valores programados.
e) El SI puede superar sin pérdida de sincronismo una de las contingencias establecidas en el Artículo 5-36.
51. Estatismo permanente: Incremento porcentual de la frecuencia del sistema eléctrico que llevaría a una unidad generadora sincrónica operando a potencia nominal, a quedar en vacío, para un ajuste fijo de la consigna de velocidad en su Controlador de Carga/Velocidad; o incremento porcentual de la frecuencia del sistema eléctrico que llevaría a un parque eólico o fotovoltaico operando a potencia nominal, a quedar en vacío, para un ajuste fijo de la consigna de frecuencia en su Controlador de Frecuencia/Potencia.
52. Estudios DO/DP/DPD: Estudios en los cuales se analizan y definen medidas operativas específicas para dar cumplimiento a las exigencias establecidas en la presente NT, los cuales son desarrollados por las Direcciones Técnicas y deben publicarse en el sitio Web del CDEC respectivo. En los estudios pueden participar los Coordinados con observaciones y comentarios, de acuerdo a los términos y condiciones que las Direcciones establezcan.
53. Fluctuaciones de tensión: Variaciones cíclicas o aleatorias de la tensión con periodos o intervalos del orden de los segundos y minutos que afectan la operación de algunos dispositivos de consumo.
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54. Habilitación: Aprobación por parte de la DO de los antecedentes y protocolos que permiten a una instalación participar en la prestación de SSCC.
55. Hora Oficial: Base de tiempo establecida por un reloj patrón u otra referencia definida por la Dirección Técnica que lo requiera, utilizada para el registro de tiempo en el SITR, registros de eventos, medidores, etc. A efectos de la presente NT, se entiende por Hora Oficial una referencia horaria basada en la hora UTC (UTC: Universal Time Coordinated, hora universal) durante todo el año sin hacer modificaciones de hora de invierno y de verano.
56. Información Técnica: Datos y antecedentes de las instalaciones que los Coordinados deben proporcionar a las Direcciones Técnicas según lo establecido en el CAPÍTULO N°9.
57. Instalaciones de Clientes: corresponden a:
las instalaciones de propiedad de un Cliente Regulado
las instalaciones de transmisión, generación y Barras de Consumo de propiedad de un Cliente Libre.
58. Instalaciones de Conexión de Clientes: Instalaciones a través de las cuales se establece la conexión de las Instalaciones de Clientes al Punto de Control del Cliente.
Estas instalaciones pueden ser de propiedad del Cliente o del propietario de la respectiva subestación.
Corresponden a los paños de los alimentadores de Clientes Regulados, o a paños de las instalaciones de Clientes Libres, con sus respectivos elementos de medición del flujo de energía hacia aguas abajo del Punto de Control.
59. Instrucciones de Coordinación de la Operación:
las instrucciones del CDC a los Coordinados.
las instrucciones y solicitudes de las Direcciones Técnicas a los Coordinados originadas en la aplicación de los Anexos Técnicos.
las instrucciones y solicitudes de las Direcciones Técnicas a los Coordinados originadas en la aplicación de las conclusiones de los Estudios DO/DP/DPD.
60. Isla Eléctrica: Subsistema conformado por aquellas instalaciones del SI cuyo suministro puede continuar operando aislado del resto del sistema ante la ocurrencia de una contingencia, ya sea causado por la propia contingencia o inducido por medio de la actuación de un esquema automático de control.
61. Límite por Contingencias: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie en Estado Normal de operación del SI, de modo que en el evento de ocurrir una Contingencia Simple, se satisfaga el Criterio N-1.
Para efectos de la determinación de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, el Límite por Contingencias incluye:
el Límite por Sobrecargas de Corta Duración (Artículo 5-35).
y el Límite por Estabilidad Transitoria (Artículo 5-47).
y el Límite por Regulación y Estabilidad de Tensión (Artículo 5-49).
62. Límite por Regulación y Estabilidad de Tensión: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie en Estado Normal tal que ante la ocurrencia de una Contingencia
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Simple ella no provoque descensos de la tensión fuera de los rangos permitidos y mantenga un margen adecuado de seguridad respecto del punto de colapso de tensión, ya sea en las barras extremas del propio elemento o en otras barras del SI, haciendo uso de los recursos disponibles de control de tensión y conservando las reservas necesarias de potencia reactiva (Artículo 5-49).
63. Límite Térmico: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie, determinada por la carga admisible, en función de la máxima temperatura de diseño operativo, definido para régimen permanente y en determinadas condiciones del ambiente y de tensión.
64. Nuevos Proyectos: Se entenderá como tal a todas aquellas instalaciones de generación, transmisión o consumo, que se encuentren en etapa de estudio o en construcción. De conformidad al Artículo N° 31 del Decreto Supremo N° 86, que Aprueba Reglamento para la Fijación de Precios de Nudo, se considerará que los nuevos proyectos están en construcción, cuando se haya obtenido el respectivo permiso de construcción de obras civiles, o bien, se haya dado orden de proceder para la fabricación e instalación del correspondiente equipamiento eléctrico o electromagnético, para la generación, transporte o transformación de electricidad, debiéndose acompañar en este último caso, las respectivas órdenes de compra para la fabricación de generadores eléctricos, de transformadores de poder, de conductores y elementos para líneas de transmisión, entre otros, y según corresponda.
65. Operación Interconectada de centrales generadoras: Se entiende que una central generadora constituida por unidades sincrónicas, o un parque eólico o fotovoltaico, o un enlace HVDC, opera interconectado si se mantienen en condiciones normales inyectando o absorbiendo potencia activa y/o reactiva al ST en su Punto de Conexión.
66. Paño: Conjunto de equipamientos que permite conectar un Elemento Serie al ST, compuesto, en general, por interruptor, desconectadores, transformadores de medida, pararrayos, trampas de onda, condensadores de acoplamiento, etc.
67. Partida Autónoma: Capacidad de una central generadora que, encontrándose fuera de servicio, le permite llevar adelante el proceso de partida de sus unidades generadoras, energizar líneas, tomar carga y sincronizarse con el SI, sin contar con suministro de electricidad externo a la central.
68. Paso de Coordinación: Intervalo de tiempo mínimo entre el tiempo de operación de la más rápida de las protecciones que detectan en respaldo una falla en una instalación y el TDF del sistema de protecciones propio de dicha instalación, requerido para garantizar el despeje selectivo de la falla cuando el sistema de protecciones de la instalación afectada opera normalmente.
69. Plan de Defensa contra Contingencias Extrema: Conjunto de acciones automáticas de control correctivo, debidamente coordinadas, que están destinadas a evitar el Apagón Total del SI ante la ocurrencia de una Contingencia Extrema.
70. Plan de Recuperación de Servicio: Conjunto de acciones coordinadas entre el CDC y los CC, definidas por la DO para que de manera segura, confiable y organizada, sea posible restablecer el suministro eléctrico en las zonas afectadas por un Apagón Total o Apagón Parcial, en el menor tiempo posible.
71. Protección Propia: Esquemas de protecciones que son parte constitutiva del Sistema de Protecciones Eléctricas de una determinada instalación, incluidos los esquemas duplicados, del mismo o distinto principio de operación, destinados a detectar las
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condiciones de falla que la afecten, procesarlas y emitir las órdenes de desenganche correspondientes para desconectar la instalación del SI en el menor tiempo posible.
72. Protección de Respaldo Local: Esquemas de protecciones que incluyen los esquemas de respaldo de interruptor asociados a la misma instalación protegida (50BF) y esquemas de protecciones de otras instalaciones de la misma subestación, que detectan la falla, y emiten, con un Paso de Coordinación adecuado, órdenes de desenganche a todos los interruptores de los paños ubicados en la misma subestación a través de los cuales se mantiene alimentada la falla, en el evento que el sistema de protecciones propio de la instalación fallada no cumpla normalmente su función en el tiempo preestablecido.
73. Protección de Respaldo Remoto: Esquemas de protecciones ubicados en las subestaciones vecinas a la instalación afectada por una falla, que detectan la misma y emiten órdenes de desenganche para interrumpir las contribuciones de corriente a la falla, con un Paso de Coordinación adecuado, en el evento que el sistema de protecciones de la instalación fallada no cumpla normalmente su función en el tiempo preestablecido.
74. Punto de Conexión: Barra, o punto de arranque en una línea de transmisión, en el cual se interconectan instalaciones explotadas por distintos Coordinados o instalaciones que, pudiendo ser explotadas por el mismo Coordinado, correspondan a diferentes categorías según la definición del punto 29.
El Punto de Conexión de una central generadora al ST corresponde a la barra de alta tensión de sus transformadores de poder.
El Punto de Conexión de los Coordinados Clientes al ST se produce en las respectivas Barras de Consumo.
75. Punto de Control: Son las barras en las que se efectúa el control de la Calidad del
Suministro, del Producto y del factor de potencia del Cliente,
que pueden o
coincidir con Puntos de Conexión entre Coordinados de distinta categoría, definidas
a) En el caso de un Cliente Regulado, son Puntos de Control las barras de media tensión de las Subestaciones Primarias de Distribución.
b) En el caso de un Cliente Libre, el o los Puntos de Control de cada Cliente serán determinados por la DP.
76. Recursos Adicionales de Control de Contingencias: Son recursos adicionales a los Recursos Generales de Control de Contingencias, que son definidos en el Plan de Contingencias Extremas, y que se requieren para controlar una Contingencia Extrema sin que ésta se propague a las restantes instalaciones del SI, con el fin de evitar el Apagón Total.
77. Recursos Generales de Control de Contingencias: Corresponden a:
a) la inercia propia de las máquinas rotatorias, incluyendo volantes.
b) el control primario y secundario de frecuencia.
c) la reserva de potencia reactiva y el control de tensión.
d) los estabilizadores de sistemas de potencia.
e) EDAC, el EDAG, el ERAG, en los términos definidos en el Artículo 5-7.
f) y en general, los sistemas que en función de la evolución de variables de control del sistema actúan sobre la generación, la carga o la topología del sistema.
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78. Relé de Protección: Dispositivo físico, o elemento funcional de éste, encargado de detectar un determinado tipo de falla o condición anormal en una instalación eléctrica mediante el análisis y procesamiento de variables medidas en ella y con la capacidad de decidir un cambio de estado en su salida según un criterio pre-establecido.
79. Reserva en Giro: Margen entre la potencia de despacho y la potencia máxima que el conjunto de las unidades generadoras sincrónicas en operación pueden aportar y sostener ante un aumento brusco de la demanda o reducción brusca de la generación. La Reserva en Giro del sistema incluye el aporte que pueden hacer los Equipos de Compensación de Energía Activa.
80. Reserva Primaria: Reserva programada en las unidades generadoras destinada a corregir las desviaciones instantáneas entre generación y demanda del SI.
81. Reserva Secundaria: Reserva programada en unidades generadoras que no participan del CPF, destinada a compensar, durante períodos de actuación menores a 15 minutos, las desviaciones sostenidas de la demanda y la generación respecto de los valores previstos en la programación de la operación del SI.
82. Seguridad de Servicio: Capacidad de respuesta de un sistema eléctrico, o parte de él, para soportar contingencias y minimizar la pérdida de consumos, a través de respaldos, utilización de reservas y, en general, de los SSCC.
83. Servicios Complementarios: Recursos técnicos presentes en las instalaciones de generación, transmisión y distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema, regulados en el Decreto Supremo N° 130 de 2011, del Ministerio de Energía, que aprueba el Reglamento que establece las disposiciones aplicables a los Servicios Complementarios con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema en los términos a que se refiere el Artículo 137° de la Ley General de Servicios Eléctricos.
84. Severidad 1: Desconexión intempestiva de un condensador serie, sin actuación de los EDAC o EDAG.
85. Severidad 2: Cortocircuito monofásico sin impedancia de falla en un circuito de líneas de transmisión de doble circuito o en una línea de simple circuito, con o sin Enmallamiento, seguido de la apertura en tiempo normal de la fase fallada por acción de su Sistema de Protecciones y posterior reconexión monofásica exitosa, sin actuación de los EDAC, EDAG o ERAG; o, falla de un polo de un enlace HVDC con re-encendido exitoso, sin actuación de los EDAC, EDAG o ERAG.
86. Severidad 3: Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla en una línea de simple circuito sin Enmallamiento, seguido de la desconexión de la línea en tiempo normal por acción de su Sistema de Protecciones, admitiendo la actuación del EDAC, EDAG o ERAG.
87. Severidad 4: Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla en un circuito de líneas de doble circuito, o en una línea de simple circuito con Enmallamiento, seguido de la
88. Severidad 5: Desconexión intempestiva de la unidad generadora sincrónica de mayor tamaño admitiendo la actuación de EDAC en los términos indicados en el Artículo 5-7. En el caso de centrales de ciclo combinado deberá considerarse la configuración turbina de gas – turbina de vapor para determinar si la contingencia simple pudiera afectar total o parcialmente a más de una unidad generadora; o, desconexión intempestiva de un
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Elemento Serie del ST que implique la salida de servicio de más de una unidad generadora admitiendo la actuación de EDAC en los términos indicados en el Artículo 5- 7; o, desconexión intempestiva del mayor bloque de demanda en distintas zonas del SI que pueda presentarse como resultado de una Contingencia Simple en desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de su Sistema de Protecciones, admitiendo
la actuación de EDAC, EDAG o ERAG en los términos indicados en el Artículo 5-7; o, falla permanente de un polo de un enlace HVDC de más de un polo, admitiendo la actuación de EDAC, EDAG o ERAG en los términos indicados en el Artículo 5-7.las Instalaciones de Clientes, admitiendo la actuación de EDAG y/o ERAG en los términos indicados en el Artículo 5-7; o, falla permanente en el polo de un enlace HVDC monopolar, admitiendo la actuación de EDAC en los términos indicados en el Artículo 5-
89. Severidad 6: Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla en uno de los circuitos de líneas de doble circuito, seguido de la desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de su sistema de protecciones y la salida intempestiva simultánea del circuito sano en paralelo por actuación errónea de los Sistemas de Protecciones de este último, admitiendo en caso necesario la utilización de Recursos Generales y Adicionales de Control de Contingencias; o falla permanente de todos los polos de un enlace HVDC de más de un polo, admitiendo en caso necesario la utilización de Recursos Generales y Adicionales de Control de Contingencias.
90. Severidad 7: Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla en una línea de simple circuito con Enmallamiento o en uno de los circuitos de líneas de doble circuito, seguido de la falla en la operación de su Sistema de Protecciones en un extremo del circuito, lo que produce el despeje de la falla por acción normal de la Protección de Respaldo Local o Remoto, admitiendo en caso necesario la utilización de Recursos Generales y Adicionales de Control de Contingencias.
91. Severidad 8: Desconexión intempestiva de un transformador de poder, admitiendo en caso necesario la utilización de Recursos Generales y Adicionales de Control de Contingencias.
92. Severidad 9: Cortocircuito monofásico a tierra sin impedancia de falla de una sección de barra de una subestación, seguido de su desconexión en tiempo normal por acción de los Sistemas de Protecciones que cubren la barra, admitiendo en caso necesario la utilización de Recursos Generales y Adicionales de Control de Contingencias.
93. Severidad del Parpadeo o "flicker": Grado de intensidad de las variaciones de tensión en sistemas de corriente alterna.
94. Sistema de Distribución: Conjunto de instalaciones de tensión nominal igual o inferior a 23 [kV], que se encuentran fuera de la Subestación Primaria de Distribución, destinadas a dar suministro a usuarios finales ubicados en zonas de concesión, o bien a usuarios ubicados fuera de zonas de concesión que se conecten a instalaciones de una concesionaria mediante líneas propias o de terceros.
95. Sistema Interconectado: conjunto de instalaciones de un sistema eléctrico incluyendo: las centrales eléctricas; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión y adicionales; enlaces HVDC, equipos de compensación de energía activa, subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de distribución, y Barras de Consumo de Clientes Libres abastecidos directamente desde instalaciones de un sistema de transmisión o a través de alimentadores de uso exclusivo; que operan interconectadas entre sí, con el objeto de generar, transportar y distribuir energía eléctrica en dicho sistema eléctrico.
96. Sistema de Protecciones Eléctricas: Conjunto de dispositivos y equipamiento necesarios para detectar y despejar una falla que ocurra en los equipos que protege, desconectándolos del SI en el menor tiempo posible, con el objeto de minimizar las perturbaciones en el sistema y evitar daños a los equipos, las personas o el SI.
El Sistema de Protecciones Eléctricas incluye los interruptores, los esquemas de protección, los transformadores de corriente y de potencial, las vías de teleprotección y demás equipamiento necesario para su funcionamiento.
97. Sistemas de Protección Multiárea: Conjunto de dispositivos, software y equipamiento necesarios para aplicar los recursos adicionales de control de contingencias, incluyendo los esquemas EDAC, EDAG, ERAG, o de apertura de Enmallamientos, activados por órdenes remotas de Desenganche Directo.
98. Sistema de Subtransmisión: Es el sistema constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al Sistema de Transmisión, están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales Libres o Regulados, territorialmente identificables, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras.
99. Sistema de Transmisión: Conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico, incluyendo líneas de interconexión entre sistemas interconectados, en un nivel de tensión nominal superior a 23 [kV], entendiendo como tensión nominal de la subestación, la de la barra de mayor tensión. En cada Sistema de Transmisión se distinguen instalaciones del STT, del STx y del STA.
100. Sistema de Transmisión Adicional: Sistema constituido por las instalaciones de
transmisión que, encontrándose interconectadas al ST, están destinadas esencial y principalmente al suministro de energía eléctrica a Clientes Libres, y por aquéllas cuyo objeto principal es permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, y que no forman parte del STT ni de STx.
101. Sistema de Transmisión Troncal: Sistema constituido por las líneas y
subestaciones eléctricas que sean económicamente eficientes y necesarias para posibilitar el abastecimiento de la totalidad de la demanda del ST, bajo diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos, los reglamentos y las normas técnicas.
102. Subestación Eléctrica: instalación eléctrica del Sistema de Transmisión que forma
parte de un sistema eléctrico, encargada de realizar transformación de tensión, frecuencia, o conexión de dos o más circuitos de líneas de transmisión.
103. Suficiencia: Atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para
abastecer su demanda.
104. Tensión de Servicio: Nivel de tensión referencial para la operación de una barra del
SI, determinado por la DO en sustitución de la tensión nominal con el objeto de optimizar la utilización de los recursos de potencia reactiva o minimizar pérdidas de transmisión.
105. Tiempo de Despeje de Falla: Tiempo transcurrido desde el momento del inicio de la
falla en una instalación, hasta la extinción de la misma por la actuación normal del sistema de protecciones propio de dicha instalación.
106. Tiempo máximo de establecimiento: Tiempo que demora la señal de potencia
entregada por la unidad generadora en ingresar en una banda del ±10% del valor final
del escalón aplicado
Carga/Velocidad.
107. Tiempo Real: Corresponde al instante en que ocurren los eventos en el SI, referidos
a la hora oficial que defina la DO, afectado por el error que introduce el periodo de actualización de la información en los sistemas de adquisición, supervisión y control del SI.
Artículo 1-8
Las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT, corresponderán a los valores límites que pueden alcanzar las principales variables eléctricas que se observan en el SI, para cada uno de los estados en que éste se encuentre operando en un instante determinado.
presente NT,
estudios de sistemas,
metodologías, formatos y criterios de detalle, elaboración de:
serán establecidos a través
Los Estudios señalados en la presente NT; y
Los Anexos Técnicos establecidos en el TÍTULO 1-2 de la presente NT.
Las bases, resultados y conclusiones de los Estudios indicados anteriormente, deberán hacerse públicos a través del sitio Web del respectivo CDEC, en formatos compatibles con herramientas y aplicaciones computacionales de uso común tipo ACROBAT (*.PDF), TEXTO (*.csv) o EXCEL (*.xls), u otros de similares características, de acuerdo al tipo de información de que se trate.
La presente NT contempla los siguientes Anexos Técnicos y Estudios:
Desarrollo de Auditorías Técnicas.
Informes de Falla de Coordinados.
Cálculo del Nivel Máximo de Cortocircuito.
Información Técnica de Instalaciones y Equipamiento.
Desempeño del Control de Frecuencia.
Programación del Perfil de Tensiones y Gestión de Potencia Reactiva.
Verificación de la Activación Óptima de los EDAC, EDAG y ERAG.
Definición de Parámetros Técnicos y Operativos para el envío de datos al SITR del CDC.
Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan al SI.
Habilitación de instalaciones para Control de Frecuencia Control de tensión, EDAC,
Sistemas de Protección Multiárea y PRS. Informe de Calidad de Suministro y Calidad del Producto.
Desconexión Manual de Carga.
Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas.
Tareas y Responsabilidades del Centro de Despacho y Control.
Pruebas de Potencia Máxima en Unidades Generadoras.
Determinación de Mínimos Técnicos en Unidades Generadoras.
Determinación de Parámetros para los procesos de Partida y Detención de Unidades Generadoras.
Programa de Mantenimiento Preventivo Mayor.
Determinación de Consumos Específicos de Unidades Generadoras.
Proyecto de Implementación del PDCE.
Estudios de las Direcciones Técnicas DO, DP y DPD:
Restricciones en el Sistema de Transmisión.
Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva.
Control de Frecuencia y Determinación de Reservas.
Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC).
Estudio para Plan de Defensa Contra Contingencias Extremas (PDCE).
Plan de Recuperación de Servicio.
Diseño, programa e implementación del Control Automático de Generación.
Tiempos Máximos de Aislamiento Rápido para PRS.
Tiempos Máximos de Partida Autónoma para PRS.
Prioridades de Uso de los Recursos para Control de Tensión.
Parámetros Mínimos de la Reconexión Monopolar y Tripolar.
Tiempos de Reconexión Automática y Estabilidad Transitoria del SI.
Capacidad de Transmisión de Condensadores Serie.
Capacidad de Transmisión de Transformadores De Potencia.
Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente.
Límites Mínimos de SyCS.
Tensiones de Servicio.
Sintonización de Estabilizadores del Sistema de Potencia.
Las Direcciones Técnicas anualmente deberán confeccionar un calendario con las fechas asociadas a la ejecución, publicación y plazos para observaciones de los Estudios que se realizarán el año siguiente. Dicho calendario será enviado a la Superintendencia y publicado en el sitio Web del CDEC respectivo antes del 15 de diciembre de cada año.
Toda información sobre las herramientas de simulación o software específicos utilizados, como también sobre los parámetros adoptados para la realización de los diferentes estudios que difieran de los contenidos en los datos a que se refiere el Artículo 6-3, deberán ser informados en el respectivo estudio.
Artículo 1-10
Todo nuevo Anexo Técnico que la Comisión determine incorporar a la presente NT que no esté comprendido en el listado señalado en el artículo precedente, será desarrollado por ésta previa propuesta única de ambos CDEC, salvo que por su magnitud o relevancia deba ser encargado a un consultor externo contratado por la Comisión y que contará con la participación de la Dirección Técnica que corresponda.
En cualquier caso, la Comisión pondrá en conocimiento de los coordinados, previamente a su dictación, el o los nuevos Anexos Técnicos para que éstos puedan observarlos dentro del plazo de 15 días.
Artículo 1-11
La Comisión realizará una evaluación general del funcionamiento y eficiencia de la NT cada cuatro años. Para tal efecto, a más tardar 18 meses después de vencido el período de vigencia de cada decreto de transmisión troncal, a que se refiere el Artículo 93 de la Ley, la DO de cada SI deberá presentar a la Comisión lo siguiente:
a) Informe con resultados y problemas en la implementación y aplicación de la NT; en particular, en lo referente a la administración eficiente de la coordinación de la operación de los SI bajo las exigencias de la presente NT.
b) Informe con la opinión y observaciones de los Coordinados respecto al informe de la DO.
Lo anterior es sin perjuicio de la facultad de la Comisión de efectuar en cualquier instante las modificaciones que se requieran a la NT con el objeto de adecuarla a las circunstancias del SI.
Artículo 1-12
Para efectos de la aplicación de la presente NT, los plazos establecidos sólo se consideran días hábiles, salvo en los casos que se indique expresamente lo contrario.
Artículo 1-13
Todas las exigencias de publicación que se establecen en la presente NT, a través del sitio Web del CDEC, se deberán realizar en los plazos señalados y no tendrán ningún tipo de costo para los usuarios o interesados.
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Artículo 1-14
La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio estará disponible a más tardar el siguiente día hábil de publicada la correspondiente Resolución Exenta en el Diario Oficial, en forma permanente y gratuita para todos los interesados, en formato ACROBAT (*.pdf), en el sitio web de la Comisión Nacional de Energía, www.cne.cl, del CDEC-SIC, www.cdec-sic.cl, y del CDEC-SING, www.cdec-sing.cl.
Las modificaciones de la presente NT se regirán de acuerdo a lo señalado en el Artículo 1-14 para efectos de su publicidad.
Artículo 1-16
La DO deberá informar a la SEC dentro del primer trimestre de cada año, el grado de cumplimiento de cada Coordinado, informando al menos los siguientes aspectos:
a) Tiempos de actualización de la información requerida para el SITR y disponibilidad de la misma.
b) Disponibilidad de los canales de voz con los CC.
c) Disponibilidad de los canales de teleprotección.
d) Implementación de los EDAC, EDAG y ERAG y Sistemas de Protección Multiárea solicitados.
e) Entrega de Información técnica y calidad de la misma.
f) Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio.
g) Implementación de los Planes para Contingencias Extremas.
h) Cumplimiento de exigencias de compensación reactiva de sistemas de Subtransmisión y Adicionales.
i) Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables de la Generación y de los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y Subtransmisión.
El formato de este registro deberá ser propuesto por la DO a la Comisión para su informe favorable.
Adicionalmente al Informe anual indicado, las Direcciones Técnicas deberán preparar los Informes parciales de cumplimiento que sean acordados por la Comisión, la Superintendencia y las Direcciones Técnicas como parte del Plan Anual de Seguimiento del Cumplimiento de las Exigencias de SyCS.
Artículo 1-17
El Costo de Falla de Corta Duración debe ser actualizado cada cuatro años, en los términos definidos por el Artículo 26° del Reglamento para la Fijación de Precios de Nudo, aprobado por el D.S. N°86, de 2012 de Ministerio de Energía.
El CFCD está determinado por la duración de corte intempestivo (5 minutos, 1, 2, 6 y 24 horas), por las probabilidades de ocurrencia de distintos escenarios y por el efecto de los diferentes sectores económicos (Residencial, Comercial, Industrial, Transporte, Minería y Empresas Varias).
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Artículo 1-18
La indexación del CFCD, será realizada semestralmente en el proceso de Determinación de los Precios de Nudo de Corto Plazo, la cual entrará en vigencia y será exigible en el plazo señalado en la Resolución Exenta de la Comisión Nacional de Energía, que lo apruebe.
El valor base del costo de falla corta duración definido por el “Estudio de Determinación del Costo
de Falla de Corta y Larga Duración SIC, SING y SSMM”, y sobre el cual deberán efectuarse las
indexaciones correspondientes, es igual a:
a) 13,230 [US$/kWh] para el SIC.
b) 14,738 [US$/kWh] para el SING.
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CAPÍTULO N°2 Funciones, Atribuciones y Obligaciones
CAPÍTULO Nº 2 : Funciones, Atribuciones y Obligaciones
TÍTULO 2-1
Artículo 2-1
El objetivo del presente Capítulo es definir las funciones y atribuciones de la DO, la DP, la DPD y los Coordinados de cada SI, incluyendo el CDC y los CC, según corresponda, en relación al ámbito de aplicación de la NT.
El presente Capítulo comprende los requerimientos de coordinación, tanto técnicos como de información, y las distintas Instrucciones de Coordinación que puedan emanar de la DO, la DP, la DPD, el CDC o los CC, según corresponda, que permitan cumplir con las exigencias de SyCS que se establecen en la presente NT.
TÍTULO 2-2
Artículo 2-3
DE LA DIRECCIÓN DE OPERACIÓN
Con el objeto de coordinar las acciones que permitan cumplir con las exigencias de SyCS, la DO deberá:
a) Establecer, coordinar y preservar la seguridad de servicio global del sistema, conforme con las disposiciones de la presente NT e informar anualmente al Directorio el grado de cumplimiento de las exigencias de seguridad por parte de los Coordinados.
b) Efectuar la programación y planificación de la operación de corto, mediano y largo plazo del SI, y comunicarlas oportunamente al CDC.
c) Efectuar la programación y coordinación de los mantenimientos de las instalaciones sujetas a coordinación.
d) Controlar el cumplimiento de la programación de la operación, tomar conocimiento de las desviaciones y sus causas y acordar las medidas conducentes a corregir las desviaciones indeseadas.
e) Coordinar la desconexión automática o manual de carga en las Barras de Consumo de Clientes, así como otras medidas que fueren necesarias para preservar la seguridad de servicio global del sistema eléctrico ante contingencias o condiciones críticas de operación.
f) Efectuar las Auditorías Técnicas que sean necesarias para el cumplimento de las funciones que la normativa eléctrica vigente encomienda a esta Dirección, como por ejemplo, auditorías a las instalaciones, a las fechas de entrada de nuevas obras de generación y transmisión, a los costos variables de las unidades generadoras declarados para efectos del despacho, entre otras.
g) Publicar al segundo día hábil siguiente de ocurrida la operación la información sobre la operación diaria del sistema eléctrico respectivo, la que debe incluir información sobre los costos marginales horarios por barras y bloques, producción de energía y potencia por barra y bloque de demanda flujos de potencias por las líneas de las instalaciones de transmisión, en caso de que existan embalses, disponer de la cotas de operación efectivas, mantenimientos de las unidades de
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generación y transmisión, las medidas eléctricas que permiten realizar los balances y transferencias. Este informe deberá publicarse en el sitio Web del CDEC respectivo.
h) Autorizar la conexión de las nuevas instalaciones de generación, transmisión y de consumo o de sus modificaciones.
i) Elaborar el informe anual de Requerimientos de Mejoras de las Instalaciones de Trasmisión desde el Punto de Vista de la Operación, informe que debe ser considerado en los análisis de la expansión de la transmisión por la Dirección Técnica correspondiente.
j) Desarrollar los estudios establecidos en el CAPÍTULO N°6 encomendados a esta Dirección.
k) Solicitar, en los plazos requeridos por la presente NT, la información definida para elaborar los Informes de Falla, con la información de eventos y perturbaciones debidamente protocolizada y cronológicamente sincronizada.
l) Administrar aquellas situaciones en las cuales es necesario establecer restricciones a la operación de los Coordinados, en cuanto existan necesidades de SyCS que así lo requieran.
m) Elaborar los Estudios mencionados en la presente NT.
n) Instruir las instalaciones y equipamientos que sean necesarios para un adecuado Control de Frecuencia, Control de Tensión y PRS.
o) Efectuar el monitoreo y control de la operación dinámica del SI.
p) Informar a la Superintendencia del incumplimiento de las Instrucciones de Coordinación emanadas de la DO o del CDC, así como del incumplimiento de cualquier Coordinado de los requisitos que la presente NT les exige y que sean materia de supervisión y control por parte de la DO.
q) Mantener actualizado el sitio Web del CDEC con toda la información pública que la presente NT le exige a la DO.
r) Determinar la desconexión de aquellas instalaciones que no estén cumpliendo con sus obligaciones, siempre y cuando esta situación ponga en riesgo la SyCS del SI.
s) Verificar el cumplimiento de las exigencias mínimas establecidas en la NT que debe cumplir toda nueva instalación que se incorpore al SI.
Con el objeto de coordinar las acciones que permitan cumplir con las exigencias de SyCS, la DO podrá:
a) Solicitar la información de las instalaciones de los Coordinados para efectos de la realización de los estudios y análisis que la presente NT le encomienda a la DO y en general para todas las materias relacionadas con la aplicación de la NT que le corresponden.
b) Realizar los controles necesarios para asegurar el cumplimiento de las Instrucciones de Coordinación emanadas de la propia DO o del CDC.
c) Efectuar las Auditorías Técnicas que estime necesarias para verificar el funcionamiento e información de las instalaciones de los Coordinados, conforme a las exigencias especificadas en la NT e informar a la Superintendencia los resultados, de acuerdo al Anexo Técnico "Desarrollo de Auditorías Técnicas".
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TÍTULO 2-3
Artículo 2-5
DE LA DIRECCIÓN DE PEAJES
Con el objeto de coordinar las acciones que permitan cumplir con las exigencias de SyCS, la DP deberá:
a) Desarrollar los estudios establecidos en el CAPÍTULO N°6 encomendados a esta Dirección.
b) Calcular los índices de Indisponibilidad Forzada y Programada de las instalaciones de generación y de transmisión a que se refiere el Artículo 5-58 y los índices de continuidad de suministro a Clientes a que se refiere al Artículo 5-62, sobre la base de los antecedentes e información que deben entregarle los Coordinados.
c) Informar a la Superintendencia del incumplimiento de las Instrucciones de Coordinación emanadas de la DP, así como del incumplimiento de cualquier Coordinado de los requisitos que la presente NT les exige y que sean materia de supervisión y control por parte de la DP.
d) Mantener actualizado el sitio Web del CDEC con toda la información pública que la presente NT le exige a la DP.
Artículo 2-6
Con el objeto de coordinar las acciones que permitan cumplir con las exigencias de SyCS, la DP podrá:
a) Solicitar antecedentes de las instalaciones de los Coordinados con el fin de mantener debidamente actualizada la Información Técnica del SI.
b) Solicitar toda la información de las instalaciones de los Coordinados, complementaria a la señalada
precedente, para efectos de la
realización de los estudios y análisis que la presente NT le encomienda a la DP y
en general para todas las materias relacionadas con la aplicación de la NT que le corresponden.
c) Solicitar toda la información estadística necesaria para cumplir lo indicado en el Artículo 2-5 literal c).
d) Informar a la Superintendencia del incumplimiento de cualquier Coordinado de los requisitos que la presente NT les exige y que sean materia de supervisión y control de la DP.
e) Efectuar las Auditorías Técnicas que estime necesarias para verificar el funcionamiento e información de las instalaciones de los Coordinados, conforme a las exigencias especificadas en la NT e informar a la Superintendencia los resultados, de acuerdo al Anexo Técnico "Desarrollo de Auditorías Técnicas".
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TÍTULO 2-4
Artículo 2-7
Con el objeto de coordinar las acciones que permitan cumplir con las exigencias de SyCS, la DPD deberá:
b) Mantener un catastro actualizado de todas las instalaciones del Sistema de Transmisión, debidamente diferenciado entre instalaciones del STT, STx y STA. En particular, en dicho catastro deberá contemplar una correcta clasificación de los elementos de compensación reactiva que pudiendo encontrarse físicamente en un sistema de transmisión, puedan corresponder a instalaciones para la compensación de otro sistema de transmisión, de un generador o de un Cliente.
c) Efectuar las auditorías que sean necesarias para verificar la calidad y consistencia de la información utilizada en la realización de los estudios de la DPD.
d) Coordinar y garantizar las comunicaciones entre los titulares de Nuevos Proyectos de generación, transmisión o consumo, que aún no se hayan interconectado al sistema eléctrico respectivo, con los Coordinados e Integrantes del correspondiente CDEC, así como con las respectivas Direcciones Técnicas.
e) Analizar y definir puntos óptimos de conexión al Sistema de Transmisión Troncal considerando Nuevos Proyectos de transmisión, generación y consumo sobre la base de criterios de seguridad y calidad de servicio, de forma que la conexión sea técnica y económicamente la más óptima para el SI.
f) Efectuar las auditorías que sean necesarias para garantizar el cumplimiento del acceso abierto a las instalaciones del respectivo Sistema Interconectado.
Artículo 2-8
Con el objeto de coordinar las acciones que permitan cumplir con las exigencias de SyCS, la DPD podrá:
b) Solicitar toda la información de los Coordinados respecto de los proyectos en desarrollo, proyectos en estudio y proyección de demanda para cumplir lo indicado en el Artículo 2-7 literal b).
c) Informar a la Superintendencia del incumplimiento de cualquier Coordinado de los requisitos que la presente NT les exige y que sean materia de supervisión y control de la DPD.
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TÍTULO 2-5
Artículo 2-9
Con el objeto de coordinar las acciones que permitan cumplir con las exigencias de SyCS, los Coordinados deberán:
a) Cumplir con las exigencias mínimas de diseño establecidas en la presente NT.
b) Mantener adecuadas condiciones de seguridad en sus instalaciones de acuerdo a lo establecido en la presente NT.
c) Operar sus instalaciones sin introducir variaciones inadmisibles en la frecuencia y tensión del SI, conforme lo establece la presente NT.
d) Cumplir con las formalidades, plazos e Instrucciones de Coordinación establecidas en la presente NT.
e) Disponer, en el caso de Coordinados que exploten unidades generadoras de cualquier tipo que operen interconectadas al SI, de los medios necesarios para ejercer un adecuado Control de Frecuencia y Control de Tensión y de implementación de EDAG y ERAG, de acuerdo a las exigencias establecidas en la presente NT.
f) Disponer, en caso de Instalaciones de Clientes, de los medios necesarios para implementar los Esquemas EDAC y Sistemas de Protección Multiárea que defina la DO de acuerdo a los resultados del Estudio de EDAC y del PDCE.
g) Entregar a la DP los datos y antecedentes requeridos por ésta para mantener actualizada la Información Técnica del SI.
h) Entregar a la DO en los plazos establecidos en la presente NT, la información requerida para elaborar los Informes de Falla, con la información de eventos y perturbaciones debidamente protocolizada y cronológicamente sincronizada.
i) Entregar a las Direcciones Técnicas toda la información que éstas soliciten para desarrollar los estudios establecidos en el CAPÍTULO N°6 de la presente NT.
j) Realizar todas las acciones para permitir y facilitar las Auditorias Técnicas que sean efectuadas por la Dirección Técnica respectiva.
Artículo 2-10
Con el objeto de coordinar las acciones que permitan cumplir con las exigencias de SyCS, los Coordinados podrán:
a) Permanecer operando sus instalaciones conectadas al SI, en la medida que cumplan con las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT.
b) Programar con la DO la normalización de instalaciones de acuerdo a las acciones correctivas informadas en los Estudios para Análisis de Falla, enviados a la Superintendencia.
c) Participar con observaciones y comentarios en la elaboración de los Estudios que deben desarrollar las Direcciones Técnicas, conforme a los términos y condiciones que éstas establezcan. El período para observaciones y comentarios, por parte de los Coordinados, deberá tener al menos un plazo de quince días desde la publicación del Estudio respectivo.
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TÍTULO 2-6
Artículo 2-11
DEL CENTRO DE DESPACHO Y CONTROL DEL CDEC
El CDC deberá supervisar y coordinar en Tiempo Real el cumplimiento de los programas de operación y coordinación emanados de la DO, así como resolver las desviaciones que se presenten, a fin de preservar la seguridad instantánea de suministro y cumplir con las exigencias de seguridad y calidad de servicio establecidas en la NT.
En el cumplimiento de su cometido, el CDC:
Impartirá a todos los Coordinados las instrucciones necesarias para el
cumplimiento de los programas definidos para la operación. Efectuará la supervisión y coordinación de la operación en Tiempo Real del SI.
Efectuará en forma permanente el seguimiento y verificación del cumplimiento de
los estándares asociados al Control de Tensión establecidos en el CAPÍTULO
Coordinará la desconexión de aquellas instalaciones que no estén cumpliendo con sus obligaciones, siempre y cuando esta situación ponga en riesgo la SyCS del SI.
Coordinará la desconexión de generación o de consumo necesaria para
preservar la SyCS del SI cuando éste se encuentre en un estado operativo distinto al Estado Normal. Coordinará los PRS pudiendo delegar funciones en ciertos CC que para este efecto constituirán Centros de Operación para la Recuperación de Servicio (COR).
Artículo 2-12
Con el objeto de garantizar la continuidad de la función de supervisión y control que corresponde al CDC ante eventos fortuitos u originados por fuerza mayor que produzcan su indisponibilidad, el CDEC deberá disponer de un CDC de Respaldo.
La ubicación, funcionalidad mínima y nivel de equipamiento del CDC de Respaldo deberán ser definidos a través de un Estudio que deberá llevar a cabo la DO.
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Exigencias Mínimas para Diseño de Instalaciones
CAPÍTULO Nº 3 : Exigencias Mínimas para Diseño de Instalaciones
Artículo 3-1
El objetivo del presente Capítulo es definir las exigencias mínimas de diseño para las instalaciones de generación que operen interconectadas al SI; para las instalaciones del ST y para las Instalaciones de Clientes, a efectos que éstas garanticen el cumplimiento de los objetivos de SyCS establecidos en la presente NT.
Con el fin de cumplir con lo dispuesto en el Artículo 3-1, el presente Capítulo establece las exigencias y estándares mínimos que deben cumplir las instalaciones señaladas en dicho artículo y sus equipamientos, en materias tales como: diseño de instalaciones, esquemas automáticos y/o manuales para la desconexión de generación, transmisión y demanda, necesarios para un adecuado Control de Frecuencia, Control de Tensión y PRS.
TÍTULO 3-2
Artículo 3-3
Las instalaciones de unidades generadoras que operen interconectadas a un SI y las instalaciones del ST deberán cumplir con las siguientes exigencias mínimas y condiciones básicas:
a) El diseño, fabricación, ensayos e instalación se realizará de acuerdo a las normas nacionales aplicables. Cuando las referidas normas nacionales específicas no existan, se aplicarán normas internacionales emitidas por organismos tales como: la International Electrotechnical Comission (IEC); la Conférence Consultatif International des Télegraf e Télecommunications (CCITT); la International Organization for Standardization (ISO); las normas DIN/VDE; la American Society of Testing Materials / American National Standards Institute (ASTM/ANSI); el Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE); American Society of Civil Engineers (ASCE); Conseil International des Grands Réseaux Électriques (CIGRE).Para asegurar la calidad asísmica, en el diseño se aplicarán las normas chilenas. Donde no existe norma chilena se deberá usar la especificación técnica ETG-1020 de ENDESA, o la IEEE Std 693-2005 en la condición de “High Seismic Level” con “Projected performance” de factor 2,0 para los materiales frágiles como la porcelana y/o las aleaciones de aluminio. Los materiales frágiles deberán tener demostración experimental objetiva de su resistencia mínima estadística de ruptura (valor medio menos 2 veces la desviación estándar). Para las instalaciones existentes a la fecha de vigencia de la presente NT, también serán aplicables las normas asísmicas utilizadas en sus respectivos diseños, tales como las especificaciones técnicas ETG-A.0.20 y ETG-A.0.21 de Transelec, ETG- 1013, ETG-1015 o ETG-1020 de ENDESA. Toda instalación o equipo de alta tensión deberá contar con los antecedentes de calificación sísmica conforme a las publicaciones indicadas considerando las
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condiciones propias de la instalación de alta tensión incluyendo tanto la fundación, estructura soporte y equipo de alta tensión propiamente tal. También deberá considerar los requisitos que se indican en los siguientes párrafos:
I. Para las subestaciones convencionales y las subestaciones compactas se deberá considerar conexiones aéreas flexibles con holguras que eviten que se generen fuerzas hacia los equipos. El conjunto equipos de alta tensión y estructura de soporte deberá tener un comportamiento rígido, para lo cual deberá verificarse que la frecuencia del conjunto sea mayor a 30 [Hz] o mayor a cuatro veces la frecuencia natural del equipo propiamente tal (se debe cumplir con el menor valor). Los bushing de alta tensión de los transformadores y reactores de poder deberán ser considerados en el cálculo con un factor de estructura no menor a k=1,5. Bushing tipo “central clamp” (unión porcelana flanges por presión de resorte) no deben usarse en tensiones nominales iguales o superiores a 220 [kV].
Para las subestaciones aisladas en gas SF6 (GIS) aplican las mismas publicaciones antes mencionadas. La calificación sísmica de estas subestaciones es aceptable que se efectúe por medio de memorias de cálculo estático conforme a los requisitos de la ETG-1.020.
La fundación de toda la subestación GIS propiamente tal debe ser de una pieza, es decir una fundación monolítica, de modo que no puedan existir desplazamientos relativos entre sus diferentes puntos de anclaje de la GIS.
Para los tubos aislados en gas SF6, GIL, de conexión de las GIS a los equipos convencionales aplican también las mismas publicaciones. Se deberá verificar dichos tubos por medio de memorias de cálculo estáticas evaluado las tensiones mecánicas admisibles con los factores de seguridad exigidos, pero además, en este caso se deberá verificar que los desplazamientos relativos máximo de las partes son admisibles por los elementos dispuestos en el diseño para permitir dichos desplazamientos, con un factor de seguridad no inferior a 1,5.
Los ductos GIL tendrán una fundación monolítica con la fundación de la GIS. Si lo anterior no es posible debido a sus dimensiones, se deberá considerar en el cálculo de los desplazamientos de las partes los desplazamientos relativos del suelo en los puntos de anclaje, en las fundaciones de la GIL, considerando la velocidad de propagación de la onda de corte del suelo (onda S) en el lugar de emplazamiento de la instalación.
Para el cálculo de los bushing de las GIL, para conectarse a las instalaciones convencionales, deberán ser considerados como montados en estructura flexible, así en el cálculo se usará un factor de estructura no inferior a k=1,5. En la conexión de estos bushings a la red convencional se deberá utilizar conexiones aéreas flexibles con holguras que eviten que se generen fuerzas hacia los bushings.
b) Las instalaciones tanto de generación como de transmisión deberán permitir que el SI opere cumpliendo las exigencias establecidas en la presente NT.
c) Deberán soportar al menos el máximo nivel de corriente de cortocircuito existente en cada punto del SI. Las condiciones y la forma en que se calcule el máximo nivel
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de corriente de cortocircuito se establecen en el Anexo Técnico "Cálculo del Nivel Máximo de Cortocircuito".
d) Deberán disponer de un nivel de aislación del equipamiento del SI en los Puntos de Conexión debidamente coordinado con aquel del equipamiento al cual se conecta.
e) En caso que una instalación existente se transfiera a otro lugar, se la utilice de un modo diferente, se la destine a otro fin o se la modifique, se le aplicarán las normas vigentes a la fecha de inicio del nuevo uso o ubicación.
f) En el diseño de estructuras metálicas se utilizarán los siguientes factores de seguridad: Líneas de transmisión, condición normal FS=1,5; condición eventual FS=1,2. Subestaciones, condición normal FS=1,7; condición eventual FS= 1,3.
Artículo 3-4
La Dirección Técnica correspondiente instruirá la implementación del PDCE de acuerdo al diseño conceptual que emane del Estudio para PDCE elaborado por la DO, y conforme a lo establecido en el Anexo Técnico “Proyecto de Implementación del PDCE”. Los propietarios de las instalaciones de generación, transmisión y de Clientes involucradas en el proyecto mencionado en el inciso anterior, deberán implementar, operar y mantener el equipamiento que se requiera, según las especificaciones técnicas de diseño emanadas del Estudio para PDCE y en los plazos acordados con el CDEC.
TÍTULO 3-3
Las instalaciones y equipamientos de centrales generadoras que operen interconectadas en el SI, deberán cumplir con las siguientes exigencias mínimas de diseño:
a) Si un Coordinado decide instalar una unidad generadora sincrónica, o un parque eólico o fotovoltaico, tal que en su Punto de Conexión éste sea de mayor potencia nominal que la de la mayor unidad generadora existente a la fecha de puesta en servicio de su proyecto, deberá realizar previo a la puesta en servicio, estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para determinar los efectos de su desconexión intempestiva (falla de severidad 5). Si como resultado de los estudios se comprobara que es necesario aplicar un monto de EDAC mayor que el que se justifica económicamente en la aplicación del Criterio N-1, evaluado en los términos indicados en el Artículo 5-5, la DO podrá limitar el despacho de esta unidad.
b) La conexión de los transformadores de poder de las unidades generadoras interconectadas al SI debe contar con un sistema de protecciones que asegure el cumplimiento de los tiempos máximos de despeje de fallas especificados en el Artículo 5-45.
c) La protección de las unidades generadoras y sus conexiones con el SI debe cumplir con las exigencias mínimas especificadas a continuación:
I. El TDF para fallas en las distintas instalaciones de la central deberá ser determinado por el Coordinado que la explota en el Estudio de Coordinación de Protecciones que deberá someter a la aprobación de la
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DO, pero en ningún caso podrá exceder los valores límites establecidos en Artículo 5-45.
Cada central generadora, incluido su transformador de poder, interconectada al SI, deberá disponer de protección de respaldo desde su Punto de Conexión para fallas en las instalaciones del ST.
Por su parte, dichas instalaciones del Sistema de Transmisión deberán disponer de protección de respaldo para fallas que ocurran hasta en el lado de baja tensión del transformador de poder de la central. Los tiempos de despeje de fallas de estas protecciones de respaldo deberán respetar los Pasos de Coordinación establecidos en el Artículo 5-45.
Los paños que conectan los transformadores de poder de las centrales generadoras al SI deberán contar con protección de falla de interruptor con detección de discrepancia de polos basada en la medición de las corrientes, que den orden de desenganche necesarias para eliminar las contribuciones a la falla.
Las protecciones de sobre y baja frecuencia de las unidades sincrónicas de centrales generadoras, de parques eólicos o fotovoltaicos deberán estar ajustadas respetando los tiempos de operación mínimos exigidos en el Artículo 3-9.
Cada unidad generadora conectada al SI deberá soportar, sin desconectarse del SI, la circulación de la corriente de secuencia negativa correspondiente a una falla asimétrica en el Punto de Conexión de la central, considerando el despeje de la falla en tiempos de operación en respaldo.
Los esquemas de protección de la central, incluidos sus transformadores de poder, deben permitir el acceso local y remoto desde la sala de control de la instalación, a sus parámetros, ajustes, registros oscilográficos de fallas y registros de eventos.
En caso de centrales cuyo Punto de Conexión al SI es en un nivel de tensión superior a 200 [kV], deben adicionalmente permitir el acceso remoto a la lectura de esta información desde el CC que la coordina y desde el CDC.
d) Las unidades sincrónicas deberán disponer de los equipamientos requeridos para participar en el Control de Tensión y amortiguación de las oscilaciones electromecánicas que sean necesarios para mantener la estabilidad.
e) La precisión de la medición de frecuencia para el control primario de frecuencia debe ser de ± 0,02% o superior.
f) Las unidades sincrónicas deberán disponer del equipamiento necesario para participar en el CPF. Adicionalmente, cuando lo determine la DO, deberán disponer del control y de entradas para recibir una consigna de potencia activa, expresada en MW, desde el AGC, para modificar su generación de potencia activa y participar en el CSF.
g) Las centrales con unidades sincrónicas deberán disponer de partida autónoma, cuando así lo determine la DO como resultado del Estudio PRS.
h) Disponer de los equipamientos necesarios para participar en el EDAG, ERAG y en los Sistemas de Protección Multiárea en función de las necesidades que la DO identifique para el SI como resultado del Estudio PDCE.
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i) Los parques eólicos y fotovoltaicos deberán ser controlables dentro de su rango de potencia activa mínima y máxima disponible en cada momento. Adicionalmente, cuando lo determine la DO, deberán disponer del control y de entradas para recibir una consigna de potencia activa, expresada en MW, desde el AGC para modificar su generación de potencia activa y participar en el CSF, de acuerdo con su máxima generación de potencia activa disponible en cada momento.
j) Los parques eólicos y fotovoltaicos deberán disponer del equipamiento necesario para participar en el CPF según lo establecido en el Artículo 3-16.
k) Los parques eólicos y fotovoltaicos deberán disponer de entradas para recibir una señal que establezca la máxima tasa de cambio a la cual podrán modificar su potencia activa.
Artículo 3-6
El diseño de las unidades generadoras sincrónicas deberá considerar un factor de potencia inductivo nominal de 0,92. El Coordinado que explote la central deberá entregar a la DO el Diagrama P-Q de la unidad para condiciones de tensión nominal en bornes y para los extremos de las bandas de tensión admisibles de ± 5%.
Dicho diagrama deberá indicar la potencia activa máxima de la máquina motriz.
Artículo 3-7
En caso de caídas de tensión en el ST, ya sea producto de cortocircuitos monofásicos, bifásicos, trifásicos u otros eventos, las unidades de un parque eólico o fotovoltaico deberán ser diseñadas de modo de asegurar que, a lo menos, se mantengan conectadas al sistema cuando la tensión fase-tierra en el punto de conexión a la red de las fases falladas varíe dentro de la zona achurada de la figura a continuación (zona de no-desconexión) y las tensiones en las fases no falladas no sobrepasen las tensiones máximas de servicio. Para estos efectos, la tensión deberá medirse en el lado de mayor tensión del punto de conexión a la red.
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T0 = 0 [ms], Tiempo de inicio de la falla.
T1 = Tiempo máximo de despeje de falla establecido en el Artículo 5-45, según el nivel de tensión del Punto de Conexión.
T2 = T1+20 [ms]
T3 = 1000 [ms]
Adicionalmente, ante la ocurrencia de cualquier cortocircuito o evento en el ST que lleve en el punto de conexión a la red a caídas de tensión que excedan la banda muerta del control de tensión de ±10% de ΔU/Unom, el control de tensión deberá priorizar la inyección de corriente reactiva.
El control de tensión del parque eólico o fotovoltaico deberá activarse dentro de los 20 ms de detectada la falla, suministrando corriente reactiva adicional (∆Ir) en un monto igual al 2% de la corriente nominal (Inom) por cada 1% de ΔU/Unom en el punto de conexión a la red.
la corriente reactiva y voltaje antes de la falla respectivamente.
El sistema de control del parque eólico o fotovoltaico deberá ser capaz de inyectar una corriente aparente de secuencia positiva de hasta 100% de la Inom en caso de ser necesario. Esta acción del control de tensión deberá mantenerse hasta que la tensión medida en el lado de mayor tensión del punto de conexión a la red ingrese dentro de la banda muerta del regulador.
El diseño de las instalaciones de los parques eólicos o fotovoltaicos deberá asegurar que pueden operar en forma permanente entregando o absorbiendo reactivos en el Punto de Conexión al ST, para tensiones en el rango de Estado Normal, en las zonas definidas a continuación:
Zona de operación entregando reactivos:
a) Potencias activa correspondiente al 20% de la potencia nominal del parque y potencia reactiva nula.
b) Potencia activa nominal del parque con potencia reactiva nula.
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c) Potencia activa correspondiente al 95% de la potencia nominal del parque con una potencia reactiva correspondiente a un factor de potencia 0,95.
d) Potencia activa igual al 20% de la potencia activa nominal del parque y potencia reactiva correspondiente al literal c) precedente.
Zona de operación absorbiendo reactivos:
d) Potencia activa igual al 50% de la potencia activa nominal del parque y potencia reactiva correspondiente al literal c) precedente.
e) Potencia activa igual al 20% de la potencia activa nominal del parque y potencia reactiva correspondiente al 12% de la potencia nominal del parque.
Lo anterior puede representarse a través de la siguiente gráfica:
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Zona de operación entregando y absorbiendo reactivos:
a) Potencias activa y potencia reactiva nula.
Artículo 3-9
Toda unidad generadora o parque eólico o fotovoltaico deberá continuar operando en forma estable conectada al SI y entregando potencia activa bajo la acción de su Controlador de Carga/Velocidad o de Frecuencia/Potencia para variaciones de la frecuencia dentro de los límites de operación por sobre y subfrecuencia y al menos durante los tiempos que se indican en la siguiente tabla, tras los cuales podrá opcionalmente desconectarse (salvo en los casos en que la DO exija la desconexión forzada):
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(menor o
igual que)
49,0 [Hz]
50,0 [Hz]
48,0 [Hz]
47,5 [Hz]
47,0 [Hz]
Desconex. opcional
51,0 [Hz]
51,5 [Hz]
52,0 [Hz]
52,5 [Hz]
53,0 [Hz]
Desconex. forzada
Sin perjuicio de lo establecido en el presente Artículo, el ajuste específico que deberán implementar las unidades para cada uno de los requerimientos presentados será determinado por la DO. Para ello, si el fabricante de la unidad generadora o de los parques indica que los tiempos de operación permitidos para cada uno de los rangos de frecuencia indicados pueden ser mayores a los mínimos indicados en la tabla anterior, se deberá informar a la DO dicha posibilidad.
Los tiempos mínimos de operación establecidos en el presente Artículo son independientes de los tiempos aceptados para que la frecuencia incursione fuera de su valor nominal de acuerdo a lo establecido en el Artículo 5-30.
Artículo 3-10
Para la aplicación de lo indicado en el Artículo 3-9, las unidades o parques generadores deberán ser a los menos capaces de:
a) Operar establemente en forma permanente en el rango de frecuencia 49,0 - 51,0 [Hz], para tensiones comprendidas entre 0,95 y 1,05 por unidad de la tensión nominal, medido en los terminales de la unidad generadora en el caso de unidades sincrónicas o en su Punto de Conexión en el caso de parques, a cualquier nivel de potencia.
b) No reducir en más de un 10% su potencia activa entregada en Estado Normal de operación al SI en su Punto de Conexión para frecuencias estabilizadas en el rango de 47,5 [Hz] - 49,5 [Hz].
c) Soportar cambios de frecuencia de hasta 2 [Hz/s] sin desconectarse del SI. Para ello, la tasa de cambio de la frecuencia deberá ser medida durante un período de tiempo de 500 [ms].
A requerimiento de la DO, los Coordinados deberán informar la dependencia de la potencia activa estabilizada que las unidades son capaces de entregar en función de la frecuencia del sistema, en el rango 47,5 - 52 [Hz].
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Artículo 3-11
Las exigencias mínimas que debe cumplir el sistema de excitación de las unidades generadoras sincrónicas del SI son las siguientes:
a) La respuesta de la tensión en bornes de una unidad generadora girando en vacío, ante la aplicación de un escalón del 5% en la consigna de tensión del sistema de regulación de excitación, deberá ser debidamente amortiguada y presentar una sobreoscilación inferior al 15%, un tiempo de crecimiento inferior a 400 [ms] y un tiempo de establecimiento no superior a 1,5 segundos. Se entiende por tiempo de crecimiento el intervalo de tiempo que demora la tensión en los terminales de la unidad generadora para pasar del 10% al 90% de su valor final. El tiempo de establecimiento corresponderá a aquel donde la variable tensión se encuentre dentro de una banda de ± 5% en torno a su valor final o de régimen.
b) El error en estado estacionario en la tensión de generación deberá ser inferior a 0,25% para cualquier cambio en la carga del generador.
c) La tensión máxima entregada por el sistema de excitación al campo de la unidad generadora deberá ser como mínimo 2 veces la tensión de excitación correspondiente a operación a plena carga y con factor de potencia nominal.
d) Ante fallas severas localizadas en proximidades de la unidad generadora, el gradiente de crecimiento de la tensión de campo deberá ser tal que la tensión entregada por el sistema de excitación alcance su máximo antes de 15 [ms] para una depresión sostenida de la tensión en los terminales de la unidad generadora de 50%, con la unidad operando a plena carga y con factor de potencia nominal.
e) En el caso de sistemas de excitación que no admiten una medición directa del desempeño de la excitatriz, como por ejemplo las de tipo "brushless", la determinación del cumplimiento de las exigencias anteriores deberá realizarse mediante simulaciones del sistema de excitación. Para estos efectos, el fabricante deberá entregar un modelo matemático del sistema de excitación que relacione las magnitudes de entrada medibles y las magnitudes de salida no accesibles cuando la unidad está instalada, indicando los límites y constantes de tiempo resultantes para las exigencias establecidas en las letras a) a d) anteriores. En el caso que las simulaciones muestren que no se cumplen todos los requerimientos indicados, los estudios que deben presentarse la CDEC para la conexión de la unidad deberán demostrar que ello no producirá efectos adversos sobre la calidad y seguridad del servicio.
Artículo 3-12
Las unidades generadoras sincrónicas pertenecientes a centrales eléctricas de potencia nominal total igual o mayor a 50[MW] con dos o más unidades deberán tener un sistema de excitación que permita recibir una señal proveniente de un control conjunto de potencia reactiva/tensión, cuya función sea controlar la tensión en barras de alta tensión de la central a un valor ajustado por el operador y efectuar una distribución proporcional de la potencia reactiva entre las unidades generadoras que se encuentren operando.
Los parques eólicos y fotovoltaicos de potencia nominal total igual o mayor a 50 [MW] deberán tener un sistema de control que permita recibir una señal proveniente de un control conjunto de potencia reactiva/tensión, cuya función sea controlar la tensión en barras de alta tensión del parque a un valor ajustado por el operador.
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Sin perjuicio de lo anterior, independiente de la potencia nominal individual de las centrales o parques, si los estudios específicos que realice la DO lo justifican, se podrá exigir a cualquier central o parque la implementación de un control conjunto o individual de tensión para controlar la tensión en una barra que determine la DO.
Artículo 3-13
El sistema de excitación de toda unidad generadora sincrónica de potencia nominal igual o superior a 50 [MW] deberá contar con un limitador de mínima excitación y protección contra pérdida de excitación. El limitador de mínima excitación deberá impedir que durante el estado de operación normal, la corriente de excitación descienda hasta valores que puedan causar la pérdida de sincronismo o la actuación de la protección de pérdida de excitación.
Asimismo, todas las unidades generadoras de más de 50 [MW] deberán estar equipadas con un PSS. En el caso que unidades menores a 50 [MW] o un conjunto de ellas provoquen oscilaciones indeseadas de potencia en el SI, ellas o un conjunto de ellas deberán estar equipadas con equipos PSS que permitan el control de dichas oscilaciones.
Artículo 3-14
Los enrollados de los transformadores de poder de centrales generadoras con unidades sincrónicas deberán estar conectados en estrella con el neutro del lado de alta tensión puesto a tierra en el punto de conexión a la red y con el enrollado secundario conectado de modo que provea una vía de circulación a las corrientes de secuencia cero en el caso de fallas en el SI (Ynd).
Para el caso de parques eólicos y fotovoltaicos que se conecten en derivación de un circuito de línea, los enrollados del lado de alta tensión de sus transformadores de poder deberán estar conectados en delta en el punto de conexión a la red. Sin perjuicio de lo anterior, estos enrollados podrán estar conectados en estrella, previa autorización de la DO del CDEC respectivo. Por otra parte, si estos parques se conectan directamente a una barra del ST, sus transformadores de poder podrán estar conectados indistintamente en estrella o delta por el lado de alta tensión, con el enrollado de baja tensión conectado de modo que se impida la circulación de corrientes de secuencia cero a través de él (Ynd o Dyn).
En cualquiera de los casos descritos en el párrafo anterior, el tipo de conexión del transformador de poder que se implemente en parques eólicos y fotovoltaicos deberá ser aprobado por el CDEC respectivo.
Artículo 3-15
Los Equipos de Compensación de Energía Activa deberán cumplir con:
a) Operar en forma continua en todos los rangos de tensión exigibles a las instalaciones de generación.
b) Operar en forma continua en todos los rangos de frecuencia exigibles a las instalaciones de generación fotovoltaica en el Artículo 3-9.
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Artículo 3-16
El Controlador de Carga/Velocidad de cada unidad generadora sincrónica deberá cumplir con las siguientes exigencias mínimas:
a) Estatismo permanente con rango ajustable durante la operación de la unidad con carga, con excepción de las unidades impulsadas por turbinas de vapor, las cuales podrán requerir detener la máquina primaria para modificar el valor del estatismo. Los rangos de ajustes serán:
I. Para unidades hidráulicas : de 0% a 8%.
Otras unidades sincrónicas: de 4% a 8%.
b) Banda muerta inferior a 0,1% del valor nominal de frecuencia, es decir, ± 25 [mHz].
c) El retardo inicial del sistema de carga/velocidad deberá ser inferior a dos segundos, desde la detección de la sub- o sobrefrecuencia, hasta el comienzo de la acción. La DO podrá aceptar retardos superiores sólo en caso que el propietario de la unidad generadora proporcione evidencias técnicas que lo justifiquen
d) Tiempo máximo de establecimiento igual a 30 segundos para unidades generadoras termoeléctricas y 120 segundos para unidades generadoras hidroeléctricas, operando conectadas al SI. Para la operación en isla, las unidades generadoras deberán permitir el cambio de ajustes de parámetros, al menos manualmente, a valores previamente definidos por la DO.
e) Las oscilaciones deberán ser amortiguadas en todos los regímenes de operación.
El controlador de frecuencia / potencia de los parques eólicos y fotovoltaicos debe cumplir con los siguientes requisitos mínimos:
a) El retardo inicial del sistema de carga/velocidad deberá ser inferior a dos segundos, desde la detección de la sub- o sobrefrecuencia, hasta el comienzo de la acción. La DO podrá aceptar retardos superiores sólo en caso que el propietario del parque eólico o fotovoltaico proporcione evidencias técnicas que lo justifiquen.
b) En caso de sobrefrecuencia, la acción del controlador de frecuencia / potencia dará lugar a una reducción proporcional de la producción de potencia con un gradiente de hasta el 55 por ciento de la potencia activa disponible por cada Hertz de desviación de frecuencia, a partir de los 50,2 [Hz] hasta 51,5 [Hz].
c) En caso de subfrecuencia, el estatismo permanente será ajustable dentro del rango del 2% al 8%. Sólo se creará una reserva positiva de potencia activa, tal como se define en el Artículo 3-5, cuando lo solicite la DO.
d) La banda muerta será de ±200 [mHz].
e) El funcionamiento del controlador de frecuencia / potencia de los parques eólicos y fotovoltaicos estará limitado por la disponibilidad del recurso primario.
Los parques eólicos y fotovoltaicos deberán contar también con funciones de control que aseguren que la tasa de toma de carga no supere un valor ajustable entre 0 a 20% de la potencia nominal del parque por minuto, tanto durante su arranque como durante su operación normal.
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Sin perjuicio de lo establecido en el presente Artículo, el ajuste específico que deberán implementar las unidades generadoras y parques eólicos y fotovoltaicos para cada uno de los requerimientos presentados será determinado por la DO.
Artículo 3-17
En caso que más de una unidad generadora participe o aporte al CSF, o se trate de una única central compuesta de varias unidades generadoras, cada una de éstas deberá estar integrada a un control centralizado de generación que esté habilitado para cumplir con el CSF.
La DO establecerá los requisitos y requerimientos técnicos mínimos que deberán cumplir los equipamientos del control centralizado de generación para implementar un AGC en el SI, teniendo en cuenta las siguientes exigencias:
a) El sistema de control debe comprender un CSF, que actúe en forma conjunta sobre la consigna de potencia de todas las unidades que están en operación y participando del CSF.
b) El controlador deberá ser de acción integral o proporcional-integral.
c) El gradiente de toma [MW/min].
acción conjunta no deberá ser
Artículo 3-18
Cuando el Estudio de PRS así lo determine, las centrales generadoras que están conformadas por más de una unidad generadora y que cuenten con equipamiento de Partida Autónoma, 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.
Sin perjuicio de lo indicado en el Artículo 3-5, letra g), las instalaciones de generación deberán poseer todo el equipamiento necesario para una adecuada implementación del PDCE y PRS que elabore la DO.
Artículo 3-19
Las unidades generadoras y los Equipos de Compensación de Energía Activa que operen conectados al SI, deberán contar con un sistema de comunicación para proveer al CDC toda la información que éste determine necesaria para efectos de la supervisión y coordinación de la operación del SI en Tiempo Real (SITR) y para el Sistema de Monitoreo, cuyas exigencias se encuentran definidas en el CAPÍTULO N°4.
Sin perjuicio que la DO, la DP y el CDC puedan solicitar otras variables para los fines que sean pertinentes, el conjunto mínimo de variables a supervisar será el que se indica a continuación:
a) Potencia activa neta inyectada por cada unidad al SI.
b) Potencia reactiva absorbida/inyectada por cada unidad.
c) Posición de los taps de los transformadores. En caso de cambiadores de taps en vacío, el ingreso podrá ser manual.
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d) Posición de interruptores y seccionadores que determinan el estado de conexión de las unidades generadoras y la alimentación de sus servicios auxiliares.
e) Tensión en el lado de alta tensión del transformador de cada unidad.
f) Tensión y frecuencia en los terminales del generador.
g) Nivel de los embalses en el caso de centrales hidroeléctricas.
Para parques eólicos, fotovoltaicos y de motores diésel, las variables a supervisar serán, a lo menos, para el parque en su conjunto medidas en su Punto de Conexión al SI.
Artículo 3-20
Las instalaciones de generación deben estar diseñadas para mantener la Calidad de Producto Eléctrico según los estándares establecidos en el TÍTULO 5-14.
TÍTULO 3-4
Artículo 3-21
Las instalaciones del Sistema de Transmisión deberán poseer el equipamiento de compensación de potencia reactiva necesario para cumplir con los requerimientos de control de tensión y reserva de potencia reactiva, bajo el supuesto que:
a) Las Instalaciones de Clientes cumplen con las exigencias de factor de potencia establecidas en el Artículo 5-22 y en el Artículo 5-23.
b) Las unidades generadoras cumplen con las exigencias establecidas en el presente Capítulo.
c) Las líneas y transformadores del Sistema de Transmisión se encuentran operando dentro de sus límites de operación.
Los equipamientos de potencia reactiva, y su respectiva ubicación, que se requieran para la operación del ST se determinarán en los Estudios y Procedimientos que al respecto incluya el Reglamento de Servicios Complementarios.
Artículo 3-22
Las de líneas de transmisión deben garantizar que al transmitir la potencia correspondiente a su límite térmico a 25 ⁰C con sol, en Estado Normal, el desbalance de tensiones en su extremo receptor no supere los límites siguientes:
a) Inferior al 1,0% para líneas de tensión igual o superior a 200 [kV];
b) Inferior al 1,5% para líneas de tensión inferior a 200 [kV].
En caso de no cumplir los límites anteriores, se debe incluir los ciclos de transposiciones necesarios para cumplir los límites indicados.
El estudio del impacto de la nueva instalación que el Coordinado que la explote debe presentar a la aprobación de la DO, debe demostrar el cumplimiento de esta exigencia mediante una simulación, que considere en el extremo transmisor una fuente ideal balanceada sólidamente
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puesta a tierra y en el extremo receptor una carga ideal balanceada con factor de potencia 0,98 inductivo, también puesta a tierra. En conformidad con la norma IEEE 1159, el índice de desbalance se debe medir como la máxima desviación, en módulo, de las tensiones entre fases respecto del promedio de ellas, dividida por dicho promedio, donde los subíndices i y j corresponden a las fases A, B y C, de acuerdo a lo siguiente:
Asimismo, en el caso de un proyecto de seccionamiento de una línea existente mediante una subestación para efectuar inyecciones o retiros, así como mediante la conexión de una inyección o retiro en derivación, los estudios técnicos realizados por el Coordinado que solicita la conexión, deben verificar que el impacto del Nuevo Proyecto mantiene el cumplimiento de los límites de desbalance establecidos en el presente artículo. En caso contrario, corresponderá adaptar los ciclos de transposición de la línea a las nuevas condiciones.
Artículo 3-23
Las instalaciones del Sistema de Transmisión deberán estar equipadas con Sistemas de Protecciones Eléctricas que sean capaces de desconectarlas del SI en forma rápida, oportuna y selectiva, respetando los tiempos máximos de despeje establecidos en el Artículo 5-45, ante la ocurrencia de cortocircuitos entre fases y a tierra. Además, dichos sistemas deberán estar respaldados frente al evento que, ante la ocurrencia de una falla en la instalación protegida, el sistema de protección no cumpla su función.
En particular, dichos sistemas de protecciones deberán poseer al menos las siguientes características:
a) Para líneas del Sistema de Transmisión:
I. Sobre 200 [kV]: Cada circuito debe contar con un doble esquema de protecciones redundante y dedicado para cada instalación, cada uno alimentado desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente y alambrados independientes desde los transformadores de tensión, con teleprotección e interruptores con doble bobina de desenganche. Además cada interruptor de línea deberá contar con un esquema de protección contra falla de interruptor, el cual debe aislar la sección de barra a la que se conecta el circuito, y enviará orden de desenganche directo vía teleprotección al extremo remoto del circuito. Las protecciones deberán proporcionar respaldo para fallas en la subestación del extremo remoto a la cual se conecta el circuito. Dependiendo de las contribuciones intermedias, también deberán proporcionar, el mayor respaldo remoto posible para fallas en los circuitos conectados a dicha subestación del extremo remoto. El estudio de verificación de coordinación de ajustes de protecciones que debe presentar el Coordinado a la aprobación de la DO, debe demostrar que si la falla ocurre estando la teleprotección fuera de servicio, su despeje sigue siendo selectivo, y que el sistema es transitoriamente estable sin aplicar desconexión de consumos adicionales a los determinados de acuerdo a la aplicación del Criterio N-1, suponiendo una condición normal de operación de las restantes
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componentes del sistema de protecciones. Si ello no es posible, debe exigirse la duplicación de la teleprotección mediante vías de comunicación independientes.
El Coordinado debe diseñar el esquema de teleprotección de modo de garantizar una disponibilidad de al menos 99,95% e incorporar al Sistema de Monitoreo la información que permita a la DO verificar esta disponibilidad.
Bajo 200 [kV]: Cada circuito deberá contar al menos con un simple esquema de protecciones, siempre que se cumplan simultáneamente las siguientes condiciones:
Las protecciones de los tramos de línea y transformación adyacentes que contribuyen a la falla deben poseer ajustes que permitan garantizar, al menos secuencialmente, el despeje de la falla en respaldo remoto.
Esta operación en respaldo no debe implicar la desconexión de más de tres tramos de línea o de transformación inmediatamente adyacentes que contribuyan a la falla.
 Esta operación en respaldo no debe implicar un tiempo total de despeje de la falla en respaldo que exceda en más de 30 ciclos (600 [ms]) los tiempos máximos indicados en el Artículo 5-45.
No obstante lo anterior, a solicitud del Coordinado y previa entrega del correspondiente estudio de verificación de coordinación de ajustes de protecciones y estabilidad transitoria, la DO podrá aceptar tiempos de operación en respaldo mayores al indicado si lo estima justificable.
En caso contrario, el circuito deberá contar con un doble esquema de protecciones y con un esquema de protección contra falla de interruptor para garantizar el respaldo local.
En caso de requerirse la duplicación del esquema de protecciones, las líneas entre 150 y 200 [kV] deberán contar con alimentación de cada esquema desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente y con alambrados independientes desde los transformadores de potencial.
Adicionalmente, las líneas entre 150 y 200 [kV] deberán contar con un esquema de protección contra falla de interruptor.
En el caso de líneas entre 100 y 200 [kV], a solicitud de la DO con el objeto de no limitar las transmisiones, el esquema de protección deberá ser complementado con teleprotección si ello evita la pérdida de sincronismo de unidades generadoras ante la ocurrencia de un cortocircuito en la mencionada línea.
Para barras del Sistema de Transmisión:
Sobre 300 [kV]: Cada barra debe contar con un doble esquema de protecciones
diferenciales por cada sección de barra, interruptores con doble bobina de desenganche y alimentación de cada esquema desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente. Además, la protección diferencial de cada sección de barra, deberá emitir una orden de desenganche directo vía enlace de comunicaciones a los interruptores remotos de las líneas conectadas a dicha sección. Entre 200 y 300 [kV]: Cada barra debe contar con un simple esquema de protecciones diferenciales por cada sección de barra. Igualmente deberá contar con un simple esquema de protecciones diferenciales aun cuando la barra no esté seccionada. Además, la protección diferencial de cada sección de barra,
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deberá emitir una orden de desenganche directo vía enlace de comunicaciones a los interruptores remotos de las líneas conectadas a dicha sección, salvo en los casos que existan conexiones en derivación de la línea y ésta pueda continuar operando entre los terminales no fallados. III. Bajo 200 [kV]: Cada barra debe contar con un simple esquema de protecciones diferenciales por cada sección de barra. Si la barra no está seccionada, no será exigible un esquema de protección diferencial de barras, siempre que la falla en barra sea despejada en un tiempo inferior a 20 ciclos (400 [ms]) por la operación de las protecciones propias de las instalaciones conectadas a la barra y que contribuyen a la falla.
c) Para transformadores de poder:
Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea superior a 300 [kV], deben contar con un doble esquema de protecciones diferenciales y con la alimentación a cada esquema desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente de cada enrollado, e interruptores de poder con doble bobina de desenganche, y esquema de protección contra falla de interruptor.
Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 300 [kV] y mayor a 200 [kV], deben contar con un simple esquema de protección diferencial y un esquema de protección propia con otra característica de operación, e interruptores de poder con doble bobina de desenganche y esquema de protección contra falla de interruptor.
Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 200 [kV] y superior o igual a 100 [kV], deberán contar con un simple esquema de protección diferencial y un esquema de protección propia con otra característica de operación.
Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 100 [kV] y de potencia máxima superior a 12 [MVA] deberán utilizar un simple esquema de protección diferencial o un esquema de protección propia con otra característica de operación.
Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 150 [kV] conectados en derivación de una línea y que tengan una potencia máxima inferior a 12 [MVA] podrán estar excepcionalmente protegidos mediante desconectadores fusibles, en cuyo caso sólo se aceptaría la operación descoordinada de las protecciones de la línea para fallas entre el fusible y el enrollado de alta tensión del transformador.
Las protecciones de los tramos de línea o de transformación adyacentes que contribuyan a la falla deberán proporcionar respaldo remoto que no supere el tiempo establecido en el Artículo 5-45 más 30 ciclos (600 ms), para fallas en bornes de cualquier enrollado del transformador. En caso, de no ser posible garantizar este respaldo remoto, el transformador no respaldado deberá contar con un doble esquema de protecciones y con un esquema de protección contra falla de interruptor para garantizar el respaldo local.
d) Para reactores shunt y condensadores serie: son aplicables exigencias análogas a las establecidas en el literal c) precedente para transformadores según el nivel de tensión.
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Los esquemas de protección indicados en el presente artículo, deben permitir:
En el ST con tensión igual o superior a 200 [kV], el acceso local y remoto desde la sala de control de la instalación, CC y CDC, a sus parámetros, ajustes, registros oscilográficos de fallas y registros de eventos. El acceso desde el CDC deberá ser configurado para permitir la lectura remota de los datos requeridos.
En el ST con tensión superior a 100 [kV] y menor a 200 [kV], el acceso local y remoto desde la sala de control de la instalación, a sus parámetros, ajustes, registros oscilográficos de fallas y registros de eventos.
con tensión inferior
exige el acceso local a esta
La información de registros oscilográficos y de eventos de protecciones deberá contar con una estampa de tiempo, la que deberá estar sincronizada mediante GPS.
Artículo 3-24
Las disposiciones del presente artículo se aplican a instalaciones del ST de tensión nominal mayor a 200 [kV], sean ellas pertenecientes al STT, STx o STA.
I. Interruptores de líneas de transmisión
Las líneas de transmisión del ST de tensión nominal mayor a 200 [kV] deberán poseer interruptores con la posibilidad de comandar la apertura independiente de cada polo ante fallas monofásicas y efectuar su posterior reconexión automática.
Configuración de barras de subestaciones
Las subestaciones del ST de tensión nominal mayor a 200 [kV] deberán tener una configuración de barras con redundancia suficiente para realizar el mantenimiento de cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas. Lo anterior no es exigible a alimentadores no enmallados o de uso exclusivo de Clientes Libres.
La configuración específica de las nuevas subestaciones, tales como esquemas en anillo, barra principal y transferencia, interruptor y medio u otro, así como el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales de Control de Contingencias.
En el caso de ampliación de subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 9 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias, para lo cual deberán implementarse las correspondientes medidas contra contingencias extremas previo a la autorización de la conexión.
Para ello el Coordinado que explote la subestación que se incorpora al SI o que es ampliada o modificada, deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos
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en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO.
Configuración de transformadores
Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias, para lo cual deberán implementarse las correspondientes medidas contra contingencias extremas.
Para subestaciones que se incorporan al SI o aquellas que sean ampliadas o modificadas, el Coordinado respectivo deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO.
Para subestaciones eléctricas pertenecientes al ST, los Coordinados que exploten transformadores de poder deberán disponer de transformadores de reserva, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal que en caso de falla permanente de uno de los transformadores de la subestación que implique restricciones al suministro a Clientes Regulados, se pueda normalizar la operación de la subestación antes de 96 horas contadas desde el inicio de la falla.
Tampoco exime al Coordinado de la exigencia de respetar
Indisponibilidad Programada y Forzada de transformadores establecida en el Artículo
En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales de Control de Contingencias.
Conexiones en derivación de líneas
En el caso que el Coordinado que explote una nueva instalación de inyección o retiro solicite su conexión en derivación de una línea del ST que no pertenezca al STT por medio de un arranque de simple circuito de línea o transformación deberá dar cumplimiento a los siguientes requisitos:
a) La conexión de una instalación de inyección o retiro en derivación desde una línea de simple circuito o desde uno de los circuitos de una línea de dos o más circuitos del ST de tensión mayor a 200 [kV], por medio de un arranque de simple circuito de línea o transformación, deberá contar con un paño de interruptor físicamente ubicado contiguo a la franja de seguridad de la línea que asegure el despeje selectivo de las fallas que ocurran en las nuevas instalaciones, para lo cual se deberán adecuar los sistemas de protección del circuito al cual se conecta a un esquema de teleprotección de tres terminales que permitan mantener el tiempo de despeje de fallas en el circuito al cual se conecta el arranque dentro de los tiempos máximos permitidos por el Artículo
5-45 y la normal operación de los esquemas de desenganche y reconexión monopolar.
En caso que la instalación contribuya con corrientes de cortocircuito a las fallas en el circuito al cual se conecta, dicho paño deberá contar con un sistema de protecciones que cuente con un esquema de protección de falla de interruptor que garantice el despeje de la contribución en caso de falla del interruptor en derivación, enviando señal de desenganche a los interruptores adyacentes.
b) Se podrá efectuar solo una conexión en derivación por circuito de línea de tensión superior a 200 [kV]. En caso de solicitarse una segunda conexión en derivación del mismo circuito, ello exigirá desarrollar una subestación seccionadora de ese circuito con al menos tres paños de interruptor con sus respectivos Sistemas de Protección.
c) Si de los estudios técnicos realizados por el Coordinado que solicita la conexión para evaluar el impacto de la conexión en derivación, la DO concluye que el sistema resulta inestable, o si no fuera posible lograr una adecuada coordinación y selectividad entre las protecciones de la línea y las del interruptor en derivación, respetando los tiempos máximos de despeje de fallas establecidos en el Artículo 5-45 o si se identificara un deterioro en la calidad y seguridad de servicio corresponderá el desarrollo de una subestación seccionadora de ese o más circuitos de la línea, según sea necesario.
d) En caso que no sea factible cumplir con los requisitos establecidos anteriormente, el interesado podrá efectuar la conexión en alguna de las subestaciones terminales, a través de un paño provisto de su respectivo Sistema de Protecciones y que cumpla con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.
En el caso que el Coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite una conexión que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forma parte del ST de tensión mayor a 200 [kV] que no pertenezca al STT, corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos de esta última, que cumpla con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.
En el caso de conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT, corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de la línea, la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.
Cada usuario interesado en conectarse a puntos intermedios del STT deberá presentar los antecedentes de ubicación del punto de seccionamiento al CDEC para que éstos sean analizados. La DPD aprobará la ubicación presentada, o bien podrá definir una nueva ubicación de acuerdo a lo establecido en el Artículo 2-7 letra e), sobre la base de criterios de seguridad y calidad de servicio, de forma que la conexión sea técnica y económicamente la más óptima para el SI. En caso de que el punto definido se ubique donde los circuitos de la línea a seccionar no compartan la misma estructura, o no compartan la misma franja de servidumbres y estos se encuentren a una distancia mayor a 1000 metros, la DPD deberá analizar la factibilidad de seccionar aquel o aquellos circuitos que compartan la misma estructura o una misma franja de servidumbre.
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Mientras la subestación seccionadora ubicada en el punto óptimo de conexión establecido por el CDEC no esté en servicio, la DPD podrá autorizar a las nuevas instalaciones para conectarse provisoriamente mediante conexión en derivación, de acuerdo con el inciso primero del presente artículo. Para proceder a dicha modalidad de conexión, el o los coordinados que lo soliciten deberán presentar estudios técnicos en conformidad al anexo “Requisitos técnicos mínimos de instalaciones que se interconectan al SI”. Dicha conexión provisoria deberá ser normalizada por el propietario en un plazo no superior a 24 meses desde la fecha de puesta en servicio de la subestación seccionadora en el punto óptimo. Transcurrido dicho plazo caducará el permiso de conexión transitorio, pudiendo la DO instruir la desconexión de la instalación en derivación.
En aquellos casos en que la definición del punto óptimo haya recaído en una subestación seccionadora ya operativa, la DPD podrá autorizar la conexión provisoria mediante conexión en derivación, de acuerdo con lo señalado en el inciso primero del presente artículo, para aquellas instalaciones que por motivos calificados y justificados ante la DPD no puedan conectarse de manera inmediata a la subestación seccionadora ubicada en el punto óptimo. El plazo para la normalización de la conexión será definido de común acuerdo entre el interesado y la DPD, plazo que no podrá exceder los 24 meses desde la declaración en construcción de la instalación del interesado. Transcurrido dicho plazo caducará el permiso de conexión transitorio, pudiendo la DO instruir la desconexión de la instalación en derivación.
Artículo 3-25
En el caso que el Coordinado que explote una nueva instalación de inyección o retiro solicite su conexión en derivación de una línea del ST de tensión menor a 200 [kV] mediante un arranque de simple circuito de línea o transformación, sin interruptor, deberá dar cumplimiento a los siguientes requisitos:
a) La conexión en derivación desde una línea de simple circuito o desde uno de los circuitos de una línea de dos o más circuitos mediante un arranque de simple circuito de línea o transformación, sin interruptor, deberá contar en el otro extremo del mismo con un sistema de protección que permitan mantener el tiempo de despeje de fallas en el circuito al cual se conecta y en el propio arranque dentro de los tiempos máximos establecidos en el Artículo 5-45, para lo cual el Coordinado que explote la línea receptora de la conexión deberá realizar las modificaciones necesarias del sistema de protecciones de la línea. Si el despeje en los tiempos indicados no es posible, se deberá implementar un esquema de teleprotección de tres terminales.
El paño en el extremo del arranque deberá contar con un esquema de protección de falla de interruptor que garantice el despeje de la contribución de corrientes de cortocircuito en caso de falla de dicho interruptor.
b) No obstante lo anterior, a solicitud del Coordinado y previa entrega del correspondiente estudio de verificación de coordinación de ajustes de protecciones y estabilidad transitoria que muestren que no se pone en riesgo la SyCS del SI, la DO podría excepcionalmente aceptar tiempos de operación mayores al indicado.
Por otra parte, si de los estudios técnicos realizados por el Coordinado que solicita la conexión para evaluar el impacto de la conexión en derivación, la DO concluye que el sistema resulta inestable o si no fuera posible lograr una adecuada coordinación entre las protecciones de la línea y las del arranque, o si se identificara un deterioro en la calidad y seguridad de servicio, se deberá mejorar el
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sistema de protección del arranque en el punto de derivación o seccionar ese o más circuitos de la línea, según sea necesario.
En el caso que el Coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su conexión a través de una línea de doble circuito, en un punto intermedio de una línea de dos o más circuitos que forma parte del ST de tensión menor a 200 [kV], corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos de esta última.
Artículo 3-26
El grupo vectorial de conexión de los transformadores de poder que enmallan sistemas de transmisión de distintos niveles de tensión igual o mayor a 33 [kV], no deberá introducir desfase angular entre los niveles que conecta.
Artículo 3-27
Los sistemas automáticos de control de los cambiadores de tomas bajo carga de transformadores deberán contemplar mecanismos de bloqueo en su funcionamiento para evitar riesgo de colapso de tensión, conforme a lo requerido en el TÍTULO 6-5.
Artículo 3-28
Las instalaciones del ST deberán poseer todo el equipamiento necesario para una adecuada implementación de los Sistemas de Protección Multiárea que determine la DO, ya sea para responder a contingencias simples o como parte del Plan de Contingencias Extremas.
Las nuevas instalaciones que se conecten al ST deberán poseer todo el equipamiento necesario para participar en los Sistemas de Protección Multiárea existentes en las subestaciones a las que se conectan, según lo determine la DO.
Artículo 3-29
Las instalaciones del ST deberán poseer todo el equipamiento necesario para una adecuada implementación del PRS elaborado por la DO.
Artículo 3-30
Las instalaciones del ST deberán contar con un sistema de comunicación para proveer al CDC toda la información que éste determine necesaria para efectos de la supervisión y coordinación de la operación del SI en Tiempo Real (SITR) y para el Sistema de Monitoreo, cuyas exigencias se encuentran definidas en el CAPÍTULO N°4. Sin perjuicio que la DO y el CDC del SI puedan requerir otras magnitudes adicionales, el conjunto mínimo de magnitudes a supervisar será el indicado a continuación:
a) Flujos de potencias activa y reactiva por cada línea del Sistema de Transmisión, medido en cada extremo de la línea e indicando la dirección del flujo.
b) Flujos de potencia activa y reactiva en cada enrollado de cada equipo de transformación, indicando la dirección de ambos flujos.
c) Tensiones de barra.
d) Potencia reactiva por los equipos de compensación de potencia reactiva, indicando la dirección del flujo.
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e) Frecuencia medida en diferentes barras del Sistema de Transmisión, definidas por la DO.
f) Temperatura ambiente en diferentes subestaciones con barras en nivel de tensión igual o superior a 66 [kV], definidas por la DO.
Asimismo, deberán obtenerse señales para supervisar, como mínimo, los siguientes estados:
a) Posición de interruptores y desconectadores de líneas y transformadores.
b) Posición de los taps de los transformadores con regulación bajo carga, con indicación de operación remota.
c) Posición de interruptores y desconectadores asociados a los equipos de compensación de potencia reactiva.
d) Indicación de alarmas de operación de cada uno de los sistemas de protección en forma independiente.
Artículo 3-31
Las instalaciones del Sistema de Transmisión deben estar diseñadas para mantener la Calidad de Producto Eléctrico según los estándares establecidos en el TÍTULO 5-14.
Artículo 3-32
Las exigencias mínimas de diseño establecidas desde el Artículo 3-33 hasta el Artículo 3-41 se aplican a Enlaces HVDC que interconectan dos SI previamente independientes, así como los que operan interconectados con un SI, considerando que el enlace debe poder transmitir en cualquier sentido según sea necesario para el abastecimiento económico del conjunto.
Artículo 3-33
La potencia transmitida de los enlaces HVDC, basados en conmutación natural, deberá ser compatible en todo momento con los niveles de cortocircuito en el lado de corriente alterna en ambos extremos del enlace. Para esto se deberá prever que la razón efectiva de cortocircuito trifásico en la S/E de conexión (RECC) sea superior a 2,5 para todas las condiciones de despacho efectivas, tomando en cuenta el efecto de aumento de la impedancia equivalente de cortocircuito por el desplazamiento de generación no económica en el sistema importador.
El cálculo de la capacidad de cortocircuito deberá considerar todos los equipos que se conecten en el lado de corriente alterna con motivo de la conexión del enlace HVDC, tales como filtros y equipos de compensación.
El Coordinado que explote las instalaciones del enlace HVDC podrá solicitar a la DO la autorización para reducir la exigencia de RECC mínimo a 2. Para ello, el Coordinado deberá presentar a la DO un informe en el cual justifique su petición en el que se demuestre que las características del sistema de control del enlace HVDC cuentan con la tecnología y diseño para un eficiente control de fallas.
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Artículo 3-34
La potencia a ser transmitida por un enlace HVDC deberá poder ser controlada en el rango que va desde el 100% hasta el 10% de su capacidad nominal, para el rango de variación normal de tensiones en el lado de corriente alterna de ambos extremos.
El Coordinado que explote las instalaciones deberá informar si la tecnología empleada le permite operar en forma estable con valores inferiores al 10% de la capacidad nominal del enlace.
Artículo 3-35
Las instalaciones del enlace HVDC deben estar diseñadas para mantener la Calidad de Producto Eléctrico en relación a la generación de armónicas de corrientes desde las estaciones convertidoras según los estándares indicados en el TÍTULO 5-14, en todas las condiciones de operación del enlace HVDC.
El Coordinado que explote las instalaciones será responsable de instalar los filtros necesarios para dar cumplimiento a esta exigencia.
Artículo 3-36
Las Estaciones Conversoras deberán tener la capacidad de suministrar o absorber la potencia activa nominal en el Punto de Conexión al ST, en cualquiera de los extremos terminales, para cualquier punto entre los límites de factor de potencia ±0,95, respetando la característica P/Q de la figura siguiente.
Por debajo de 20% Pnom, la estación convertidora no está obligada a inyectar o absorber potencia reactiva.
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Si la estación convertidora no permite cumplir los requerimientos indicados en forma directa por razones tecnológicas, el propietario de las instalaciones deberá instalar los equipos complementarios necesarios para que ésta supla sus necesidades propias de consumo y manejo de reactivos.
Artículo 3-37
Las maniobras de equipos de compensación de potencia reactiva y filtros, necesarias para mantener la tensión y el nivel de armónicas en los rangos exigidos en la presente NT, se deberán realizar en forma automática.
Las maniobras en filtros, reactores y capacitores en los extremos receptor y transmisor de corriente alterna no deberán producir variaciones de tensión superiores a un 2% de la tensión nominal en Estado Normal.
Artículo 3-38
El enlace HVDC debe poder modular continuamente la potencia activa inyectada/retirada de la red de CA en función de las necesidades del balance potencia/frecuencia en condiciones normales.
Para ambas estaciones conversoras (extremo receptor y transmisor), la potencia activa inyectada/retirada a la red de CA deberá mantener la potencia programada, comprendida entre la nominal y el mínimo mencionado en el Artículo 3-34 dentro del rango de frecuencias de 49 a 51 [Hz].
Para frecuencias inferiores a 49,0 [Hz] la potencia podrá tener una reducción de 2,5 %/[Hz].
El propietario de las instalaciones deberá informar a la DO las capacidades garantizadas por el fabricante según la tecnología de la instalación.
Artículo 3-39
En sistemas de más de un polo, el interesado deberá presentar a la DO los estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para determinar los efectos de la desconexión intempestiva de uno de los polos, tomando en cuenta la capacidad de sobrecarga transitoria de los polos restantes.
Si como resultado de los estudios la DO concluye que es necesario aplicar un monto de EDAC mayor que el que se justifica económicamente en la aplicación del Criterio N-1 evaluado en los términos del Artículo 5-5, la DO podrá limitar la transmisión máxima a través del enlace.
Artículo 3-40
Sin perjuicio de otros estudios que se deben efectuar de acuerdo a las exigencias de la presente NT, los Coordinados que exploten las nuevas instalaciones de enlaces HVDC deberán realizar los siguientes estudios:
Estudio de régimen permanente que demuestre un comportamiento satisfactorio del sistema de corriente continua y alterna, para diferentes condiciones de operación de los sistemas de corriente alterna y continua,
incluyendo condiciones extremas de hidrología, demanda, disponibilidad de unidades generadoras y despacho según disponibilidad de combustibles.
Estudio de comportamiento dinámico del enlace HVDC, frente a las Contingencias Simples y Extremas definidas en el Artículo 5-37 que puedan ocurrir en los SI de ambos extremos.
Estudio de sobretensiones de frecuencia fundamental indicando los elementos de control que se utilizan.
Estudio de potencia reactiva que demuestre la eficacia de los equipos de compensación de potencia reactiva a instalar en ambos SI.
Estudio de contaminación armónica en ambos SI que demuestre la eficacia de los filtros.
Estudio de coordinación de protecciones con los sistemas de corriente alterna de ambos SI.
Estudios de Interacción Torsional Sub-Sincrónica destinados a identificar y prevenir la ocurrencia de esos fenómenos con turbogeneradores instalados en ambos extremos del enlace HVDC. Los estudios se adecuarán a lo establecido en la Recomendación IEC 60919-3.
Estos estudios deberán ser presentados a la DO al menos 12 meses previos a la puesta en servicio de las instalaciones. En enlaces HVDC cuya potencia máxima, al momento de su entrada en servicio, sea superior a la unidad de generación de mayor tamaño del SI, deberán ser presentados al CDEC al menos 24 meses previos a la puesta en servicio de las instalaciones.
Artículo 3-41
El enlace HVDC deberá mantenerse operativo cuando, a consecuencia de una falla bifásica a tierra sin resistencia de falla en el SI de cualquiera de los extremos, la tensión en el Punto de Conexión se reduzca a 0,05 p.u. y permanezca en ese valor por un tiempo igual al tiempo máximo de despeje de falla establecido en el Artículo 5-45 más 20 [ms].
TÍTULO 3-5
Artículo 3-42
Los equipamientos e Instalaciones de Clientes deberán cumplir con las siguientes exigencias mínimas:
a) La potencia consumida desde el ST podrá variar de forma tal que no afecte el cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el CAPÍTULO N°5.
b) El Coordinado que explote las instalaciones deberá realizar y presentar a la DO estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para determinar los efectos de su desconexión intempestiva, total o parcial, a consecuencia de la Contingencia Simple más desfavorable en sus instalaciones. Si como resultado de los estudios la DO comprobara que esta perturbación da lugar a variaciones de frecuencia y/o tensión en el SI, que exceden los estándares
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establecidos en el CAPÍTULO N°5 de la presente NT, el Cliente deberá incluir las redundancias necesarias en la configuración de sus instalaciones, en equipamientos primarios o de control, que permitan asegurar el debido cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en la NT.
c) El TDF para fallas en las Instalaciones de Clientes deberá ser determinado por el Coordinado en el estudio de coordinación de protecciones que éste deberá realizar y someter a la aprobación de la DO, pero en ningún caso podrán exceder los valores límites establecidos en Artículo 5-45.
d) Disponer de protecciones de respaldo para fallas en el ST, cuando el Coordinado explote unidades generadoras que contribuyan a la falla. Por su parte, las instalaciones del ST deberán disponer de protecciones de respaldo local o remoto para fallas en las Instalaciones de Clientes. De ser necesario, las instalaciones de cliente deberán poseer protecciones con redundancia en todos los tramos con conflicto y despejar las fallas en tiempos adecuados. Los tiempos de operación de esas protecciones deben ser determinados en el referido estudio de coordinación y aprobados por la DO.
e) El estudio de coordinación de protecciones realizado por el Coordinado deberá garantizar que el ajuste de sus protecciones y el de las protecciones del ST actúen de manera selectiva, desconectando solamente aquellos equipos necesarios para despejar la falla.
Artículo 3-43
Las Instalaciones de Clientes deberán contar con el equipamiento de compensación de potencia reactiva necesario para dar cumplimiento a la exigencia de factor de potencia especificada en los Artículo 5-22 (Clientes Libres) y Artículo 5-23 (Clientes Regulados).
Artículo 3-44
Las Instalaciones de Clientes deberán incluir el equipamiento y automatismo suficiente para participar en el EDAC, en la magnitud que la DO determine, como resultado del Estudio de EDAC especificado en el CAPÍTULO N°6 de la presente NT, sin perjuicio de otros estudios que pueda elaborar la DO.
Artículo 3-45
Las Instalaciones de Clientes deberán contar con un sistema de comunicación para proveer al CDC toda la información de medición, señalización y estado de equipos de maniobra y toda otra que éste determine para una adecuada supervisión y coordinación en Tiempo Real de la operación del SI, en particular, la necesaria para realizar una adecuada gestión del Control de Frecuencia, Control de Tensión y PRS. La DO deberá establecer la información específica que se requiera en cada caso y acordará la forma de entrega o envío con el Coordinado que explote las instalaciones, cuyas características se ajustarán a las definiciones y exigencias establecidas en el CAPÍTULO N°4.
Artículo 3-46
Las Instalaciones de Clientes deberán poseer todo el equipamiento necesario para una adecuada implementación del PDCE y del PRS elaborado por la DO, incluyendo los Sistemas de Protección Multiárea y los equipos de desconexión automática de carga.
Artículo 3-47
El equipamiento que pueda requerir un Cliente para el cumplimiento de lo indicado en el presente Título, de ser necesario, podrá ser instalado en las Instalaciones del Cliente, previo acuerdo con el Coordinado que explote dichas instalaciones.
En dicho caso, las medidas o Auditorias Técnicas que se efectúen para verificar el cumplimiento de la presente NT deberán tomar en cuenta esta situación.
Artículo 3-48
Las Instalaciones de Clientes deben estar diseñadas para mantener la Calidad de Producto Eléctrico según los estándares establecidos en el TÍTULO 5-14.
TÍTULO 3-6
Artículo 3-49
REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA LA INTERCONEXIÓN, MODIFICACIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES
La conexión al SI de toda nueva instalación o toda modificación de una instalación existente, sean de generación, transmisión o de consumo, explotadas por Coordinados de cualquier categoría deberá cumplir con las exigencias mínimas para el diseño de instalaciones contenidas en la NT, y contar con la autorización de la DO previa a su puesta en servicio.
La DO deberá verificar los impactos que los Nuevos Proyectos provoquen en el SI y en sus condiciones de SyCS con el objeto de definir los requerimientos adicionales que deberán cumplir esos proyectos y las adecuaciones que deberán realizarse en las instalaciones existentes que se vean afectadas por su conexión.
Las condiciones para dar cumplimiento a lo anterior se especifican en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se interconectan al SI", el que establecerá al menos lo siguiente:
a) Entrega de una declaración formal del representante legal del interesado, en que confirme el cumplimiento de las exigencias establecidas en la NT.
b) Entrega de la siguiente información :
Descripción de la instalación a conectar o modificación de instalación existente.
Identificación del Punto de Conexión al SI del proyecto.
Antecedentes y características técnicas, según el tipo de proyecto.
Fecha de puesta en servicio del proyecto, de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 13° del DS N°291, modificado por el DS N°115 de 2012 de Ministerio de Energía, que Aprobó el Reglamento que establece la estructura, funcionamiento y financiamiento de los CDEC.
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c) Listado de estudios que el interesado deberá presentar para la aprobación de la DO. Tomando en consideración las características del proyecto, la DO determinará los estudios exigibles, los que pueden incluir estudios tales como:
Cortocircuitos y verificación de capacidad de ruptura de interruptores.
Estabilidad permanente.
Coordinación de ajustes de protecciones.
Capacidad de barras.
Capacidad de malla de tierra.
Estabilidad de protecciones diferenciales de barras.
"Transient Recovery Voltage (TRV)" de interruptores.
Contaminación de armónicas.
Severidad de parpadeo.
Implementación de EDAC, EDAG y Sistemas de Protección Multiárea.
d) Plazo para la entrega de toda la información técnica pertinente indicada en el CAPÍTULO N°9.
e) Plazos para entrega de estudios y otros plazos no estipulados en la presente NT.
f) Procedimientos operacionales exigibles a las nuevas instalaciones.
g) Condiciones y requisitos para la primera sincronización o energización.
h) Pruebas exigibles a las instalaciones y fechas de presentación del programa de pruebas a la DO junto con su descripción.
i) Condiciones y programación de las pruebas con la DO y el CDC.
j) Requisitos para la entrega al despacho de las instalaciones al término del periodo de pruebas.
Artículo 3-50
La DO comunicará a los Coordinados que explotan las instalaciones de transmisión troncal, de subtransmisión o adicional a las que se conecta el nuevo proyecto y al interesado, en un plazo máximo de 30 días corridos contados desde la fecha de recepción de la solicitud de conexión, los estudios que en consideración a las características del proyecto deberá efectuar el interesado, conforme establece el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se interconectan al SI".
Para tal efecto, la DO deberá proporcionar toda la información necesaria para la realización de los mismos, obligación que también recae en los Coordinados que exploten las instalaciones existentes. La no entrega por parte de estos últimos, o entrega incompleta o incorrecta de información necesaria para la realización de los estudios requeridos para la conexión del nuevo proyecto, dará lugar a la aplicación de las sanciones que a su efecto la Superintendencia determine.
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Artículo 3-51
Los estudios que deberá efectuar el interesado en realizar la interconexión, serán presentados a la DO para que ésta, en un plazo no superior a 60 días corridos contados desde la fecha de recepción de los estudios, realice su revisión, observaciones y/o aprobación.
Los resultados finales de los estudios serán públicos y deberán estar disponibles en el sitio Web del CDEC, sin costo alguno para cualquier interesado.
Los estudios deberán ser presentados a la DO en los plazos informados en conformidad a lo establecido en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se interconectan al SI".
Artículo 3-52
El cumplimiento de los requisitos establecidos en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos para la Interconexión, Modificación y Retiro de Instalaciones" habilitará de forma inmediata al interesado a implementar la conexión del proyecto, salvo que la DO determine que las adecuaciones necesarias en las instalaciones existentes deban realizarse previamente.
Para tal efecto, los Coordinados que exploten las instalaciones de transmisión involucradas deberán otorgar todas las facilidades pertinentes.
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CAPÍTULO Nº 4 : Exigencias Mínimas para Sistemas de Información y Comunicación
TÍTULO 4-1
El objetivo del presente Capítulo es establecer las exigencias mínimas en materia de equipamientos de medición y adquisición de datos, sistemas de comunicación, sistemas de información y control, que deben cumplir los Coordinados, según corresponda, así como también el CDC y los CC de cada SI.
Las disposiciones del presente Capítulo comprenden los siguientes sistemas:
a) Sistema de Información en Tiempo Real (SITR), el cual deberá estar conformado por un sistema de transmisión de datos que brinde los medios físicos necesarios para llevar a cabo la coordinación de la operación en Tiempo Real en un SI.
b) Sistemas de Comunicaciones de Voz Operativas, el cual deberá estar conformado por canales de comunicación de voz que permitan en todo momento una comunicación directa entre los Coordinados y el CC que los coordina; y, entre los CC y el CDC Principal y de Respaldo. En el Anexo Técnico respectivo se establecerá las características de los enlaces y la metodología de medición de la disponibilidad.
c) Sistema de Monitoreo, el cual deberá estar conformado por el equipamiento necesario que permita a las Direcciones Técnicas realizar el monitoreo de las principales instalaciones del SI.
d) Sistema de Medidas de Transferencias Económicas, el cual deberá estar conformado por el equipamiento, comunicaciones y sistema informático, necesario que permita a la DP acceder de forma directa y con la frecuencia que ésta requiera, a los equipos de medida por medio de enlaces de comunicación utilizando protocolo TCP/IP, con el fin de disponer de toda la información necesaria para la ejecución de los procesos de transferencias económicas correspondientes.
Los Coordinados deberán disponer telecomunicaciones:
en todo momento de los siguientes servicios de
a) Para transmisión bidireccional de datos del SITR en enlaces de datos en Tiempo Real entre los equipamientos informáticos de los CC y el CDC; y para transmisión de datos de aquellas instalaciones que la DO determine deben ser supervisadas en Tiempo Real.
b) Para Comunicaciones de Voz Operativas, correspondiente a los vínculos telefónicos de uso exclusivo para la operación en Tiempo Real, necesarios para establecer las comunicaciones de voz entre los Coordinados y el CC que los coordina; entre los CC y el CDC principal y de Respaldo; y entre aquellos Coordinados que posean una relación funcional de tipo operativo. Para la aplicación de los PRS, en los casos que la DO justifique fundadamente, estas comunicaciones podrán establecerse entre Coordinados o entre éstos y el CDC.
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c) Para el Sistema de Monitoreo del SI, correspondiente a los enlaces para la lectura remota de protecciones, registros locales de perturbaciones, o interrogación de equipamiento de monitoreo sistémico.
d) Para la transmisión de datos del Sistema de Medidas de Transferencias Económicas, correspondiente a los enlaces de comunicación de datos entre los Equipos de Medida y los sistemas de interrogación remota utilizados por la DP.
Los Coordinados deberán disponer de respaldos en todo el equipamiento involucrado en las comunicaciones de datos y voz operativas, para asegurar el cumplimiento de las obligaciones del CDC, exceptuando las relacionadas con lo mencionado en el literal d) del presente artículo.
Las exigencias mínimas son válidas también para los Coordinados que no disponen de un CC propio.
TÍTULO 4-2
Los Coordinados deberán suministrar al CDC toda la información en Tiempo Real que éste considere necesaria para efectos de una adecuada coordinación de la operación en Tiempo Real del SI.
Para tal efecto, los Coordinados deberán disponer del equipamiento necesario que les permita establecer el enlace de datos en Tiempo Real entre los equipamientos informáticos de sus CC y el CDC Principal, así como entre sus CC y el CDC de Respaldo.
Asimismo, la información en Tiempo Real deberá permitir al CDC, efectuar una adecuada supervisión de la operación del SI, y verificar que la operación del SI está cumpliendo en todo momento las exigencias establecidas en la presente NT.
Los servicios señalados en el artículo precedente, podrán ser satisfechos en forma individual o en forma colectiva con otros Coordinados.
La característica de los enlaces respectivos será definida por la DO de acuerdo a lo establecido como parte del Anexo Técnico indicado en el Artículo 4-11.
Artículo 4-6
Los Coordinados serán los responsables del correcto funcionamiento y mantenimiento de los sistemas de comunicación que deban implementar así como también del cumplimiento de las pautas de disponibilidad y calidad establecidas para éstos.
Artículo 4-7
Para el caso específico del equipamiento que son utilizados en el SITR, los Coordinados deberán instalar los equipos que intervienen en la adquisición de datos con una precisión Clase 2 ANSI, esto es, 2% de error, u otra Clase de menor error. En base a las características
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del SI y la disponibilidad tecnológica del mercado, la DO deberá establecer y publicar una vez cada 4 años en el sitio Web del CDEC, los errores máximos admisibles para los
transformadores de medida y transductores del SI instalaciones.
que serán exigibles
Artículo 4-8
El incumplimiento de las obligaciones establecidas en los artículos precedentes del presente Título, cualquiera fuere su causa, por parte de cualquier Coordinado, deberá ser comunicado por la DO a la Superintendencia, en un plazo máximo de 10 días de verificado el incumplimiento.
Artículo 4-9
La DO y el CDC, según corresponda, estarán sujetos al cumplimiento de las siguientes obligaciones:
a) La DO deberá permitir la conexión entre los equipamientos del CDC Principal, del CDC de Respaldo y de los CC de los Coordinados, para efectuar en Tiempo Real el intercambio de datos, mediciones e informaciones de la operación. Para ello el CDC deberá instalar los equipos necesarios para ofrecer acceso a los enlaces de datos, individuales o colectivos, que surjan de la presente NT, en cuyos puertos de entrada se establece la frontera entre sus responsabilidades y las de los Coordinados respecto del SITR.
b) La DO será responsable de la disponibilidad, operación y mantenimiento de sus equipos y conexiones destinadas a las comunicaciones con los Coordinados.
c) El CDC realizará el procesamiento de los datos que reciba y deba transmitir.
d) La DO deberá permitir la difusión de la información operativa del SI que sea requerida por los Coordinados para la operación de sus instalaciones.
e) La ubicación, características y concentración de los puertos de entrada a los equipos que manejan los enlaces de datos indicados en el punto a) anterior será definida por la DO tomando en cuenta el criterio de optimizar las conexiones de los Coordinados con ambos sitios del CDC (Principal y de Respaldo) como parte del estudio indicado en el Artículo 2-12.
Artículo 4-10
Cada Coordinado estará sujeto al cumplimiento de las siguientes obligaciones:
a) Poner a disposición del CDC toda la información requerida con la disponibilidad y calidad que publique anualmente la DO para los vínculos de comunicaciones.
b) Proveer al CDC la información con la calidad y disponibilidad requerida, con independencia de la participación de terceros y/o de los agrupamientos motivados en la utilización de un medio común de comunicaciones.
c) Mantener las comunicaciones necesarias con el CC de las instalaciones del Sistema de Transmisión al cual está conectado.
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Artículo 4-11
El conjunto de parámetros técnicos y operativos que debe transmitir cada Coordinado al CDC son definidos en el Anexo Técnico "Definición de Parámetros Técnicos y Operativos para el envío de Datos al SITR del CDC", y será cómo mínimo el que se define en Artículo 3-19, Artículo 3-30, Artículo 3-30 y Artículo 3-45, según corresponda.
El Anexo Técnico indicará las Especificaciones Técnicas que deben cumplir los enlaces de datos donde quedará establecida la forma de conexión en el Centro Principal y de Respaldo.
Artículo 4-12
El equipamiento que deben disponer los Coordinados para establecer el enlace de datos con el CDC, deberá garantizar una disponibilidad de la información, tanto en el CC como en el CDC, mayor o igual a 99,5% medida en una ventana móvil de 12 meses, incluyendo en el cómputo a los canales de comunicación de datos. La DO deberá establecer la metodología de medición de esta disponibilidad en el Anexo Técnico indicado en el Artículo 4-11.
Artículo 4-13
Los Coordinados deberán asegurar que sus instalaciones, equipamientos informáticos, sistemas de comunicaciones, entre otros, utilizados para la transmisión de información en Tiempo Real hacia el CDC, disponen del respaldo de alimentación necesario para evitar que se interrumpa su comunicación como consecuencia de una interrupción de suministro eléctrico.
Artículo 4-14
Los Coordinados deberán entregar las mediciones que determine la DO para cumplir con un nivel de redundancia tal, que permita verificar su certidumbre mediante un estimador de estado y configurar una base de datos de Tiempo Real consistente con los requerimientos de funcionamiento de los programas de aplicación de uso corriente en el CDC del SI. A estos efectos el Anexo Técnico "Definición de Parámetros Técnicos y Operativos para el envío de Datos al SITR del CDC" incluirá el listado de señales requeridas.
Artículo 4-15
La selección de las alarmas y los agrupamientos a realizar para su transmisión desde las instalaciones de los Coordinados al CDC serán definidos y acordados entre la DO y cada Coordinado, de acuerdo a las características particulares de los equipamientos de protección y maniobra. El agrupamiento de alarmas se realizará de manera que permita identificar con un mínimo número de éstas, el grado de afectación de la disponibilidad de un equipamiento o conjunto de equipos a consecuencia de una falla.
Artículo 4-16
La información requerida para el SITR debe contar con la debida sincronización horaria, para lo cual será transmitida desde las instalaciones de los Coordinados al CDC con su marca de Tiempo Real de ocurrencia, entendiéndose por tal, la indicación de la Hora Oficial de ocurrencia de cada evento, con un error máximo de +5 [ms], respecto de la base de tiempo establecida por el reloj patrón. El reloj patrón será la señal GPS ajustada a la Hora Oficial.
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Los datos que se integren a la base de datos de Tiempo Real del CDC deberán registrarse con un retardo no superior a 5 segundos contados desde el momento de su ocurrencia. En el caso de los cambios de estado estos deberán ser enviados con la respectiva estampa de tiempo, usando la versión adecuada del protocolo de comunicación.
Para la implementación del AGC, la DO podrá exigir edad de datos de 2 segundos para cierta información crítica que se defina necesaria para el proyecto.
Adicionalmente, aquellas instalaciones que la DO indique, deberán disponer de servicios de telecomunicaciones adecuados para la transmisión unidireccional hacia el CDC de variables fasoriales en tiempo real, que permitan efectuar el monitoreo de la operación dinámica del SI.
Artículo 4-17
La DO deberá supervisar y verificar permanentemente la efectiva participación de cada unidad generadora en el CPF y en el CSF con periodicidad mensual, a través de los recursos de medición, registros y señales básicas que establece la presente NT y los que establezca la DO.
Para ello, la DO podrá requerir que se envíe en tiempo real variables relevantes al control de frecuencia tales como valor de estatismo, límites de generación, tiempo de toma de carga de las unidades de generación que corresponda.
La DO definirá los medios a utilizar, tanto en el CDC como en los CC de instalaciones de generación, para efectuar una adecuada supervisión del desempeño de las unidades generadoras que participan en el CPF y en el CSF.
Para efectos de realizar el CSF a través de un AGC, los Coordinados deberán facilitar las instalaciones y recursos disponibles, así como instalar los equipos de control, supervisión y sistemas de comunicaciones, que permitan contar con una plataforma totalmente independiente y redundante de manera de garantizar calidad en el servicio de información para monitoreo y control del AGC, conforme a los requerimientos que establezca la DO para estos efectos.
Los protocolos y canales de comunicación para el AGC serán definidos por la DO y deberán ser implementados en todas las instalaciones de generación que participen en el CSF a través de ese control automático.
Para la implementación del AGC, la precisión de la medición de frecuencia deberá ser mejor mayor que 0,003%.
La exactitud de las mediciones de potencia activa de cada interconexión debe ser superior al 1,5% de su capacidad nominal. Sin perjuicio de lo anterior, el CDEC podrá exigir una precisión mejor cuando así lo estime necesario.
El tiempo de actualización de la medición local no debe superar los 5 segundos y las marcas de tiempo de los valores de medición en el AGC no deben variar más de 5 segundos.
Los montos de reserva para el CSF que sean asignados para participar en el AGC deberán estar disponibles en todo momento desde el instante definido por el CDEC.
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Además, cada unidad generadora deberá responder a la consigna que envíe el AGC en un tiempo de retardo máximo que definirá la DO conforme a la capacidad técnica de las tecnologías existentes en el sistema, que puedan entregar el servicio de CSF vía AGC. Dicho tiempo de retardo, corresponderá al tiempo transcurrido desde que el AGC envía la consigna a la unidad y hasta que el mismo AGC verifica que la unidad ha comenzado a responder según las características que hayan sido determinadas en las pruebas de habilitación.
La acción requerida por el AGC, en la dirección hacia arriba o hacia abajo, en un tiempo máximo de 15 minutos, conforme a la tasa de toma de carga determinada en la prueba de habilitación. La variación máxima de potencia que podrá requerir el AGC en estos 15 minutos dependerá de la tasa de toma de carga y del tiempo de respuesta a cambios de consigna que hayan sido obtenidos mediante la pruebas de habilitación de la unidad.
Artículo 4-18
EL CDC deberá contar en todo momento con todas las mediciones en Tiempo Real con una calidad tal que le permita verificar el cumplimiento de los compromisos y responsabilidades asignadas por éste a cada Coordinado en el Control de Tensión. La adquisición de datos deberá permitir y facilitar la comparación de los valores de consigna con las tensiones en todas las barras del Sistema de Transmisión.
TÍTULO 4-3
Artículo 4-19
La DO, el CDC, los CC y Coordinados, estarán sujetos al cumplimiento de las siguientes obligaciones:
a) Las comunicaciones a través del canal de voz, entre los Coordinados y CC que los coordina y entre los CC y el CDC, serán consideradas oficiales, por lo que las indicaciones, decisiones y órdenes comunicadas a través de dicho medio serán grabadas por los CC y CDC, según corresponda, y reconocidas como tales por los Coordinados.
b) El CDC instalará centrales o sistemas telefónicos debidamente dimensionadas para la cantidad de conexiones de comunicación que surjan de la presente NT, previendo en cada una de ellas un tablero de conexiones cruzadas, en cuyo lado externo se establece la frontera entre sus responsabilidades y las de los Coordinados, con respecto al servicio de comunicaciones de voz operativas.
c) La ubicación, características y concentración de los puertos de entrada a las centrales o sistemas telefónicos indicados en el punto b) anterior será definido por la DO tomando en cuenta el criterio de simplificar las conexiones de los Coordinados con el CDC Principal y con el CDC de Respaldo.
Artículo 4-20
Los canales de voz entre los Coordinados y el CC que los coordina y entre los CC y el CDC no podrán ser utilizados para comunicaciones que no estén directamente relacionadas con la operación del SI. La marca de tiempo de las comunicaciones grabadas en el CDC estará sincronizada con la base de tiempo del propio CDC, y la marca de tiempo de las
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comunicaciones grabadas en el CC deberá contar con la debida sincronización horaria, entendiéndose por tal el registro definido en el Artículo 4-16, con un error máximo de ±1 segundo.
Artículo 4-21
El CDC y los CC tendrán la responsabilidad de conservar el archivo de las comunicaciones del canal de voz por un período mínimo de 6 meses. Este archivo deberá estar disponible para consulta de los Coordinados, CC y CDC.
No obstante lo anterior, en el caso que un evento o incidente ocurrido en el SI esté siendo analizado o investigado por la DO o la Superintendencia y el registro de comunicaciones de voz se torne una evidencia necesaria para los anteriores procesos, el citado registro deberá conservarse hasta que dichos procesos hayan concluido o exista pronunciamiento definitivo al respecto. Para efectos de lo señalado en este artículo, se entenderá que la Superintendencia está analizando o investigando un evento o incidente, si ese organismo solicita al CDEC antecedentes sobre el evento o incidente dentro del plazo de 6 meses desde su ocurrencia.
Artículo 4-22
En la forma y oportunidad que la DO disponga, los Coordinados deberán informar la nómina de su personal autorizado a comunicarse con el CDC a través de los canales de comunicación oficiales, para recibir instrucciones, entregar informaciones y tomar decisiones en nombre de éstos.
Artículo 4-23
Los canales de comunicación de voz entre los Coordinados y el CDC se regirán de acuerdo al estado de operación del SI, que será definido por el CDC, conforme a lo que a continuación se indica:
a) En Estado Normal, las comunicaciones se realizarán sin restricciones para intercambiar información relacionada con la operación del SI.
b) En Estado de Alerta, los canales de comunicación de voz serán ocupados única y exclusivamente para las comunicaciones entre los CC de los Coordinados y el CDC, para materias relacionadas con la operación en Tiempo Real del SI.
c) En Estado de Emergencia, los canales de comunicación de voz serán utilizados única y exclusivamente para comunicarse con el CDC cuando éste así lo requiera, o si a juicio de un Coordinado, la información a entregar está estrictamente relacionada con el Estado de Emergencia.
Artículo 4-24
El equipamiento que deben disponer los Coordinados para establecer las comunicaciones de voz operativas, entre los Coordinados y el CC que los coordina y entre los CC y el CDC, deberán disponer de las redundancias y respaldos necesarios, que garantice una disponibilidad 99,5%, medida en una ventana móvil de 12 meses. El CDC podrá considerar vías alternativas de comunicación en Estado de Emergencia, las cuales deberán ser incorporadas en el PRS que debe desarrollar la DO. Estas vías alternativas podrán ser utilizadas solo bajos los términos y condiciones que establezca la DO en su PRS.
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No obstante, frente a contingencias que afecten los sistemas de comunicaciones, los CC de cada Coordinado y el CDC deberán contar con a lo menos un teléfono satelital.
Artículo 4-25
El incumplimiento de lo señalado en los artículos precedentes por parte de cualquier Coordinado, y como consecuencia de éste interfiera con la debida operación y coordinación que realiza el CDC, será informado por la DO como un hecho esencial a la Superintendencia, en un plazo no superior a 3 días de ocurrido el incumplimiento.
TÍTULO 4-4
Artículo 4-26
El CDC deberá disponer de un sistema de monitoreo permanente en los puntos del SI que la DO determine, que le permita verificar en todo momento el desempeño de las principales instalaciones del SI en todos los estados de operación y ante contingencias.
Artículo 4-27
El sistema de monitoreo tendrá una arquitectura básica consistente en un centro concentrador de información y una red de sistemas dispersos de recolección y procesamiento de mediciones a nivel local, los cuales transmitirán la información al centro concentrador para su procesamiento y análisis. La DO determinará los registros que deberán ser transmitidos en Tiempo Real al CDC. Si la tecnología implementada por el SITR así lo permite, cualquiera de las funciones antes indicadas podrá ser efectuada por el SITR.
El Anexo Técnico "Sistema de Monitoreo" definirá los puntos, equipos, sistemas de comunicaciones y todo lo necesario para realizar el monitoreo según se indica en la presente NT.
Artículo 4-28
El sistema de monitoreo se basará en la instalación de equipos encargados de realizar el registro dinámico del sistema de potencia, a través de la adquisición en Tiempo Real de variables relevantes del SI, que permitan registrar la ocurrencia de perturbaciones en el sistema y cambios de estado operativo. Las características de los registros deberán ser tales que el procesamiento de los mismos permita verificar o realizar:
a) El nivel de amortiguamiento presente en las oscilaciones de potencia en el SI, con el objeto de establecer si se cumplen los estándares exigidos en la presente NT, o si existe necesidad de implementar medidas correctivas.
b) El correcto funcionamiento de las protecciones del SI, en cuanto a los valores de ajuste, tiempos de intervención requeridos y su adecuada coordinación.
c) Análisis post operativos de fallas o perturbaciones severas ocurridas en el SI, en especial aquellas de escasa probabilidad de ocurrencia, o que se hubieran iniciado por causas desconocidas.
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d) El desempeño de los EDAC, EDAG, ERAG y Sistemas de Protección Multiárea en general; y, en particular, la contribución de las Instalaciones de Clientes a estos esquemas en los puntos que la DO determine.
e) El desempeño del PDCE diseñado por la DO.
f) El margen de estabilidad estática o dinámica del SI dados los puntos de monitoreo de interés.
TÍTULO 4-5
Artículo 4-29
Los coordinados deberán disponer de sistemas de medida de transferencias económicas dedicados exclusivamente para tal función, esto implica transformadores de medida con núcleos exclusivos y cableados dedicados con diseños que permitan la inclusión de sellos que garanticen la invulnerabilidad de los sistemas en todos los puntos en los que sea posible intervenir. Los medidores de energía que son utilizados en la balance de transferencia de energía deben cumplir con el índice de clase de precisión del 0,2% IEC (62053-22 y 62052- 11). Los errores máximos admisibles para los transformadores de medida deben ser de Clase 0,2% (IEC 61869-2 para TC e IEC 61869-3/5 para TP), para el caso de Equipos Compactos de Medida deben ser de Clase 0,3% (ANSI C.12), y la tolerancia máxima, por diseño, del error de los cableados debe ser de 0,2%. Dichas características serán auditadas por la DP, auditorias que establecerá el Anexo Técnico “Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas”.
Adicionalmente los Coordinados deberán disponer del equipamiento y comunicaciones necesarias del sistema de medida, los cuales deben cumplir con las características de precisión y accesibilidad para la interrogación remota, sincronización horaria, y otras características técnicas que establecerá el Anexo Técnico “Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas”.
El Equipo de Medida debe disponer, como mínimo, de una puerta de comunicaciones Ethernet, exclusiva o compartida, disponible para la DP, a objeto de que sea accedida por la plataforma de recepción de medidas de transferencias económicas. En casos justificados los coordinados podrán presentar a la DP otras alternativas de solución para acceso a la data del medidor, la que deberá ser autorizada por la DP.
La comunicación se realizará por medio del uso de acceso VPN a la red de equipos de medida del coordinado con ruta dirigida exclusivamente a los equipos de medida, resguardando la seguridad de la información de las empresas coordinadas y de los respectivos CDEC. La DP de cada CDEC definirá el tipo de VPN a emplear, la que se establecerá en el Anexo Técnico
“Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas”.
Artículo 4-30
Las medidas requeridas para las transferencias económicas deben contar con la debida sincronización horaria mediante GPS en el Equipo de Medida ya sea en forma local o vía remota mediante protocolo NTP o IRIG-B. La DP podrá supervisar y solicitar el respectivo ajuste de la hora de la data en los equipos de medida, si ésta se encuentra fuera de un umbral (mayor a 1 minuto de desfase) respecto de la Hora Oficial establecida en esta NT.
Artículo 4-31
El Coordinado debe disponer del equipamiento necesario que permita a la DP obtener en forma directa las medidas de Transferencias Económicas, en los términos señalados en el presente título.
La ubicación, características y concentración de los equipos de conexión entre los enlaces TCP/IP y la plataforma de recepción de Medidas de Transferencias Económicas serán definidas en el Anexo Técnico “Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas”.
Artículo 4-32

References: Artículo 1
 Artículo 1

Artículo 1
 Artículo 5
 Artículo 225
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 137
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 5

Artículo 1
 Artículo 6

Artículo 1

Artículo 1
 Artículo 93

Artículo 1

Artículo 1

Artículo 1
 Resolución 
 Artículo 1

Artículo 1

Artículo 1
 Artículo 26

Artículo 1
 Resolución 

Artículo 2

Artículo 2

Artículo 2
 Artículo 5
 Artículo 5

Artículo 2
 Artículo 2

Artículo 2

Artículo 2
 Artículo 2

Artículo 2

Artículo 2

Artículo 2

Artículo 2

Artículo 3
 Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 3
 Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 5

Artículo 3
 Artículo 5

Artículo 3
 Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 5
 Artículo 5

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 5

Artículo 3
 Artículo
5
 Artículo 5
 Artículo 2

Artículo 3
 Artículo 5

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 3
 Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 5

Artículo 3
 Artículo 5

Artículo 3
 Artículo 5

Artículo 3
 Artículo 5

Artículo 3
 Artículo 5
 Artículo 5

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 13

Artículo 3

Artículo 3

Artículo 3
 Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4
 Artículo 2

Artículo 4

Artículo 4
 Artículo 3
 Artículo 3
 Artículo 3
 Artículo 3

Artículo 4
 Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4
 Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4

Artículo 4