Source: https://www.scribd.com/doc/154152455/Estudio-Limites-de-Transmision
Timestamp: 2018-05-23 19:38:43+00:00

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I n f o r m e T é cn i c o D i ci e m b r e 2 0 1 1
ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN
Preparado Para :
Servicios Especializados de Ingeniería DIgSILENT Limitada Candelaria Goyenechea 4330, Depto. 34, Vitacura, Santiago Tel.: +56 9 97797093
Contacto: Celso A. González G. e-mail: celso.digsilent@manquehue.net
CHI-DT-NT-13-2011
Informe Téc nic o
0 Índ ice
Índice ............................................................................................................................................................... 3 1 2 3 4 4.1 4.1.1 4.2 4.2.1 4.3 4.3.1 4.4 4.4.1 4.5 5 6 6.1 6.2 6.2.1 6.2.2 6.3 7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 Resumen Ejecutivo .................................................................................................................................. 5 Introducción ........................................................................................................................................... 7 Objetivo y Alcance de los Estudios ........................................................................................................... 9 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados .................................................................................10 Sistema Eléctrico Punta Arenas ................................................................................................................................ 10 Instalaciones de Transmisión para Estudios .......................................................................................................... 12 Sistema Eléctrico Puerto Natales .............................................................................................................................. 12 Instalaciones de Transmisión para Estudios .......................................................................................................... 14 Sistema Eléctrico Porvenir........................................................................................................................................ 14 Instalaciones de Transmisión para Estudios .......................................................................................................... 15 Sistema Eléctrico de Puerto Williams ........................................................................................................................ 15 Instalaciones de Transmisión para Estudios .......................................................................................................... 16 Resumen Instalaciones que serán Estudiadas ........................................................................................................... 17 Revisión de Aspectos Normativos Relacionados con el Estudio de Restricciones .....................................18 Metodología de Estudio ..........................................................................................................................19 Capacidad térmica de las instalaciones. .................................................................................................................... 19 Regulación de Tensión ............................................................................................................................................ 19 Para la línea de transmisión en 66 kV:.................................................................................................................. 19 Para el Transformador 11,5/13,2 kV.................................................................................................................... 19 Estabilidad Transitoria ............................................................................................................................................. 20 Antecedentes y Consideraciones del Estudio ...........................................................................................21 Horizonte de Análisis ............................................................................................................................................... 21 Control de Frecuencia y Reserva en Giro .................................................................................................................. 21 Demandas Anuales y Factor de Potencia................................................................................................................... 22 Despachos de Generación........................................................................................................................................ 22 Modelos Dinámicos de Unidades Generadoras ........................................................................................................... 23 Modelos de Carga de Alimentadores ......................................................................................................................... 24 Herramientas de Simulación .................................................................................................................................... 24
.......................... 26 Límites de Transmisión en Estado de Emergencia .1.1......4 10 11 1 2 Anexo 2............25 Estándares para Estados Operacionales ......................................1....................................0 Índ ice 8 8.............................2 9..................................2.......1...........5/13........................1 9.................................................. 29 Antecedentes Nominales de los Transformadores .....................1..........2......................................................2 8...................1..................................................................................... 34 Límite de los Transformadores por Capacidad Nominal ..1...................................1 9.2 9.2 9...................1..................................... 34 Límite del Transformador por Estabilidad Transitoria ...................................................................................1............................................ 34 Antecedentes Nominales de los Transformadores ............................................................................................................................3 9.................. 26 Estándares en Generación y Transmisión para Estado de Emergencia ........................................39 Referencias ..........1 Límite de Transmisión en Línea de 66 kV.............. 28 Límite de la Línea por Capacidad Térmica....................................1.................... ..................................................................................................................2 9...............................1..........1......... 29 9..........................................5 9 9................................................................1..........................................1 8.................................411 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas ...............1 9...........................................4 8....... 29 Antecedentes térmicos del conductor Cu 3/0 AWG ....2 kV ......................................................................................................................... 25 Estándares en Generación y Transmisión para Estado Normal y Alerta... 26 Estándares de Recuperación Dinámica en Estado Normal y Estado de Alerta ...... 30 Límite de la línea por Estabilidad Transitoria ...................................................1 8.................................................40 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación......... 34 Límite del Transformador por Regulación de Tensión .........3 8................................................................................................................................... 45 Anexo 2..................... 38 Conclusiones .......1 9.......................... 32 Resumen Máxima Capacidad de Transmisión .............................. 25 Límites de Transmisión en Estado Normal y Estado de Alerta...............444 9............................1 Estándares Operacionales .......................................................................... 27 Evaluación de los Límites de Transmisión .........4 Límite de la Línea por Regulación de Tensión ..........................................................2..3 9....................................................... 37 Resumen Máxima Capacidad de Transmisión ....................................................................................................................... 33 Transformador 11...........................................................2 kV ..............................................................................................................................................................................1...5/13.....................2 Límite de Transmisión en Transformador 11..................................................................28 Línea de Transmisión 66 kV ............................. 533 Informe Téc nic o Página 4 ...................................................................................2................2.................................................................................
análisis y resultados asociados con el Estudio de Restricciones en Instalaciones de Transmisión. estas son: • • Línea de transmisión de 66 kV entre Tres Puentes y Punta Arenas Transformador 11.4 MVA Informe Técnico Página 5 . no existen otros elementos series. efectuado en los Sistemas Medianos de propiedad de la Empresa Eléctrica de Magallanes S. impuesto por las características de diseño de la instalación. los demás sistemas sólo poseen una barra principal que sirve de inyección de generación y retiro de alimentadores. y que cuenten con instalaciones de transmisión series. otro de Regulación de Tensión y uno último por Estabilidad Transitoria. la norma en cuestión plantea que se deben utilizar tres tipos de análisis. Porvenir y Puerto Williams.A. la Empresa Edelmag. El valor final que determina el límite máximo de transmisión queda impuesto por el mínimo valor que resulta de dichas evaluaciones. el desarrollo de los estudios referidos. Los resultados de los análisis arrojaron lo siguiente: • La línea de transmisión el valor límite de transmisión está dado por: Para el año 2011 por el límite térmico de la línea (impuesta por la capacidad de los transformadores) que impone una transferencia máxima de 35. de acuerdo con la Norma Técnica de seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos. Uno de Límite Térmico.1 Resumen Ejecutivo 1 Resumen Ejecutivo En el presente informe se describen los criterios de evaluación..2 kV S/E Tres Puentes Para efectuar las evaluaciones del límite de transmisión. esto es: Punta Arenas. En relación con el SM Punta Arenas se determinó que existen dos instalaciones de transmisión series en dicho sistema que debía. De la revisión efectuada en cada Sistema Mediano. ha encargado a Digsilent Limitada. Cada uno de los estudios se realizó para la condición de operación esperable en el periodo 2011-2014. Para los efectos de la ejecución del mencionado estudio. se determinó que el único sistema que cuenta con instalaciones de transmisión susceptibles de determinarle un límite de transmisión corresponde al SM de Punta Arenas. El objetivo del estudio es identificar las potencias máximas que se pueden transmitir por las líneas de transmisión que la Empresa identifique como críticas para garantizar frente a la ocurrencia de las contingencias indicadas que se establecen en el Artículo 5-36 de la presente NT. en adelante Digsilent. determinárseles un límite de transmisión. El estudio se realizó en base a los criterios establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos y de acuerdo con la información y experiencia adquirida por la empresa Edelmag en la operación de sus sistemas eléctricos. transformadores de potencia y condensadores series. SM. Puerto Natales.5/13. esto es: Líneas de transmisión. Edelmag.
5/13.5/13.2 kV En el caso del transformador de Tres Puentes el máximo valor de transferencia queda determinado por las características de diseño ó condiciones nominales del transformador.1 Resumen Ejecutivo Para el año 2014 por el límite por estabilidad que impone una transferencia máxima de 36. Las transferencias máximas que se espera para los años 2011 y 2014 resulta de 75 y 83% respectivamente de la capacidad de transformación. esto es: 20 MVA. De acuerdo con lo anterior se concluye que: • En la línea de transmisión 66 kV no se observan limitaciones de transmisión para las demandas esperadas que se estima para el periodo 2011-2014. • Informe Técnico Página 6 .5 MVA. En todos los años las transferencias resultantes de las demandas en Punta Arenas no provocaría que se superara las máximas transferencias por la línea de 66 kV. • Para el transformador 11.2 kV en Tres Puentes no se provocan limitaciones para el abastecimientos de los consumos que se espera el periodo 2011-2014. En la transformación 11.
para el conjunto de instalaciones de los Sistemas Medianos. Se entiende por Sistemas Medianos. los estudios se efectuarán para los Sistemas Eléctricos de propiedad de Edelmag para los siguientes SM: Punta Arenas. en adelante. los cuales deberán estar a disposición de la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia. • Informe Técnico Página 7 . dictada por la Autoridad en el mes de febrero del año 2006. NTSyCS SM. Puerto Natales. Estudios exigidos por la NTSyCS de SM Para cada estudio se solicita en concreto lo siguiente: • EDAC: Deberá determinar el nivel óptimo y localización de desconexión de carga. establece a la empresas propietarias/Operadoras de Sistemas Medianos. el Control de Frecuencia y el PRS. El objetivo es evitar colapso por frecuencia y tensión con la activación de esquemas de desconexión para estados de operación distinto del Estado Normal. En particular debe determinarse un porcentaje de reserva óptimo que se utilizará para efectuar la asignación de la reserva entre las unidades generadoras participantes del CPF y del CSF.5 MW. la ejecución de Estudios para realizar la programación del Control de Tensión. Control de Frecuencia y Determinación de Reservas: Tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5. Con esta parcialización de los sistemas. Porvenir y Puerto Williams. a los sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación es menor de 200 MW y mayor a 1.2 Introducción 2 Introducción La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos[1]. En términos específicos las exigencias de la NTSyCS SM establece la ejecución de los siguientes estudios: Figura 1. en adelante SM.
transformadores de potencia y unidades generadoras cumple con las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT. Informe Técnico Página 8 . así como otros resultan complementa independientes. por cuanto resultan de distinta naturaleza técnica que los anteriores.2 Introducción • Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva: Tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5. Algunos de estos estudios están directamente relacionados entre sí. salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. Verificación de Coordinación de Protecciones: Tiene por objeto confirmar que el desempeño de los relés de protección de las líneas de transmisión. restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible. En este sentido existe una directa relación entre los estudios de EDAC (por subfrecuencia y subtensión) con los estudios de Control de Frecuencia. Los Estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años. Respecto del primer grupo de estudios. salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. años 2011-2014. Estudio de PSR: El objetivo del PRS es que con posterioridad a un Apagón Total o Apagón Parcial. correspondiendo en esta oportunidad una revisión de los estudios que ya realizaron las empresas propietarias de Sistemas Medianos en el año 2007. Restricciones en Instalaciones de Transmisión: Se debe identificar las potencias máximas que se pueden transmitir por las líneas de transmisión que la Empresa identifique como críticas para garantizar frente a la ocurrencia de las contingencias indicadas que se establecen en el Artículo 5-36 de la presente NT. • • • • Estos estudios se deben realizar con una periodicidad de cada cuatro años. sea posible establecer los mecanismos que permitan de una manera segura y organizada. Control de Tensión y de Restricciones en el Sistema de Transmisión. además de determinar el perfil óptimo de tensiones y los requerimientos de potencia reactiva para las Instalaciones Transmisión. En cambio los estudios de Continuidad. para así ser consistente con la exigencia normativa. El estudio que se aborda en este informe corresponde al Estudio de Restricciones en Instalaciones de Transmisión. PRS y de Protecciones se pueden abordar en forma completamente independiente. para un horizonte de operación de 12 meses. esta es la segunda oportunidad en que se llevan a cabo los análisis. se debe definir un estudio que inicie los análisis cuyos resultados sean la entrada para los otros. De acuerdo con esta exigencia los estudios consideran un horizonte de análisis también de cuatro años. Estudio de Continuidad: Determinar los índices de continuidad FMIK y TTIK del SM. Cabe mencionar que desde la vigencia de la NTSCS SM. considerando las Cargas Críticas. con resolución semestral para un horizonte de operación de 48 meses.
como frente a contingencias. Este límite se determina tanto para condiciones de operación en estado normal o de régimen permanente. y que las empresas operadoras han determinado como críticas para garantizar la seguridad del servicio frente a la ocurrencia de las contingencias. transformadores de potencia o condensadores series. Se entiende por capacidad de potencia máxima de transmisión. que más adelante se detallan y que están definidas en el artículo 5-36 de la mencionada norma. Informe Técnico Página 9 . todo lo anterior conforme a las exigencias establecidas en la NT. esto es líneas de transmisión. a la máxima capacidad de cada elemento serie de instalaciones de transmisión. En este último caso el límite queda impuesto por la evolución transitoria y dinámica de las principales variables operativas que determinan el estado del SM. el límite de regulación de tensión y el límite por contingencia. y que está dada por el menor valor de corriente que surge al evaluar el límite térmico.3 Objetivo y Alcance de los Estudios 3 Objetivo y Alcance de los Estudios El estudio en concreto consiste en determinar la capacidad de potencia máxima que se puede transmitir por los elementos series de instalaciones de transmisión con que cuenta el sistema mediano.
Este sistema no cuenta con esquemas EDAC por subtensión. Tres Puentes y central Punta Arenas.2 kV.8 kV también de 33 MVA. donde se concentran alimentadores de consumos y un centro de generación. aunque estas últimas usualmente no son despachadas por criterios económicos. Los sistemas medianos de propiedad de la empresa Edelmag corresponden a los siguientes: Punta Arenas.1 Sistema Eléctrico Punta Arenas El sistema eléctrico de Punta Arenas está constituido básicamente por dos subsistemas.2/11. Cabe mencionar que en el año 2013 se conectarán en paralelo con los transformadores existentes dos nuevos transformadores de 33 MVA cada uno. Ambas barras se conectan a través de un transformador 13.0 MVAr que se ubica en la barra de Punta Arenas. Por otro lado. de simple circuito.15 km y se conecta en un extremo mediante un transformador de 66/12 kV de 33 MVA y en el otro uno de 66/13.5 kV de 20 MVA. más todas las incorporaciones de instalaciones de generación y transmisión que se estimó necesario en los estudios de planificación de la expansión de los sistemas medianos. Puerto Natales. Las características topológicas de cada sistema se describen a continuación: Para los estudios se utiliza la topología eléctrica de cada Sistema Mediano disponible al mes de septiembre del año 2011. en 66 kV de unos 8. La capacidad térmica de la línea de transmisión es de 48 MVA (0. para los elementos series. queda limitada por la capacidad de los transformadores de los extremos.4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados 4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados La NT establece el estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión. 4. una de 11. Este Sistema Mediano cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores) por un monto de 2. Tres Puentes está formado por dos barras principales. Informe Técnico Página 10 .42 kAmp). Porvenir y Puerto Williams. Transformadores de Potencia o condensadores series. La topología del sistema se aprecia en la siguiente figura.2 kV que abastece alimentadores de cargas y que también cuenta con inyección de generación. esto es Líneas de Transmisión. Los subsistemas se interconectan mediante una línea de transmisión. Por su parte central Punta Arenas posee una barra de 13.5 KV que corresponde a una barra de generación y otra de 13. no obstante. el estudio debe efectuarse para las instalaciones que la empresa considere como criticas para la operación global de los sistemas. transformándose dicha barra en una de retiros de energía.
C.A.C.Ingesur ~ G Unidad Nº 1 T. SOLAR MARS 10. G ~ G ~ SOLAR TITAN 13.C.P. 15 MW Unidad Nº 9 T.P.P. ARENAS Figura 2.P.A.A.2 kV Trafo Nº 2 . Line(2) AWG 3/0 C.P.A. Consumo AL-5 Line(1) AWG 3/0 C.2 kV G.(1) Celdas 11..400 1.5 kV Rhona Trafo Nº 5 C.5 kV Consumo AL-X11 XConsumo AL-13 52D1 52CS3 E/S año 2013 23 kV Celdas 13.A. Unidad Nº 4 P.G.997 15.50 2.P.P.P.T.A.PA Motor-Generador Caterpillar DIESEL .P.P. Unidad Nº 4 T.A.500 CENTRAL PUNTA ARENAS 1 2 3 4 5 MD MD MD THD THD Cuadro 1 Unidades que componen el SM Punta Arenas Informe Técnico Página 11 DIgSILENT .8 MCM) Línea de respaldo para PRS CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS Trafo Nº 5 . MG CATERPILLAR Unidad Nº 5 T. XConsumo AL-12 Trafo Nº 6 C.C.C.P. ELECTRIC 24.T.A.P.. Consumo AL-4 ~ G ~ G Unidad Nº 3 T.P. Trafo Nº 7 C.2 kV T.T.T.700 6. Trafo Nº 4 .P.T. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Topologia SM Punta Arenas 2011-2014 PowerFactory 14. Unilineal Sistema Eléctrico Punta Arenas Las unidades generadoras que componen este sistema son las siguientes: CENTRALES GENERADORAS SM PUNTA ARENAS Nº Descripc.400 6.C. Consumo AL-6 HITACHI 24 MW 52DT1 Trafo Nº 1 C. ~ G Breaker E/S año 2013 13. Trafo Nº 4 .P.5 MW Trafo Nº 5 C.(1) Unidad Nº 5 P.A.P.46 1. Unidad Nº 2 T.5 kV Trafo Nº 3 .2 kV P.46 10.A. Unidad Nº 8 T.P.726 13.A. G ~ G ~ Unidad Nº 2 P.PA Unidad Solar Mars a GAS Motor-Generador Caterpillar a GAS Unidad Solar Titán a GAS Turbina a GAS GE 12. ~ G G ~ Unidad Nº 1 P.P.4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados 13.P. Tipo THD MD MD TI-Gas MG TI THD TI-GAS Pmáx MW Observación Existente Existente Existente Existente Existente Existente Existente Existente Existente Existente Existente Unidades de respaldo Unidades de respaldo CENTRAL TRES PUENTES 1 2 3 4 5 7 8 9 Unidad Hitachi a GAS Motor-Generador Caterpillar DIESEL . Consumo AL-7 Consumo AL-8A Autotransformador Nº 2 Consumo AL-9 Shunt/Filter Consumo AL-8B ~ G Consumo AL-1 Consumo AL-X10A 11.P.7 MW ~ G Unidad Nº 3 P.P. ~ G Trafo Nº 3 .02 MW 1.400 1. Línea de unión en 23 kV AWG 3/0 Cu (167. Consumo AL-2 Consumo AL-3 Trafo Nº 7 C.E.70 10.7 MW Unidad Nº 7 T. Consumo AL-X10B 13.P. ELECTRIC G.A. GE 10.525 Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 3/31/2012 Annex: P. SOLAR TITAN SULZER SULZER SULZER G.A.00 1.C. Trafo Nº 1 .0. YConsumo COCAR .A. Celdas 11...22 MVA T.
A partir del año 2013 se aumentará la capacidad de transformación en los extremos de la línea quedando en 66 MVA. 4.1. así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión. valor que se determina más adelante.2 kV. que para todos los efectos estará limitada a 33 MVA (288 Amp). La topología del sistema es la siguiente: Informe Técnico Página 12 .2 Sistema Eléctrico Puerto Natales El sistema eléctrico de Puerto Natales está constituido básicamente por una barra principal en 13.4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados 4. donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores.15 km de 48 MVA Las tres últimas instalaciones se encuentran conectadas en serie y en rigor corresponden en conjunto a una sola instalación. 8.8 kV de 20 MVA Transformador 12/66 kV de 33 MVA Transformador 13.8/66 kV de 33 MVA Línea de transmisión de 66 kV.1 Instalaciones de Transmisión para Estudios En resumen y considerando la topología del SM Punta Arenas las instalaciones de transmisión que se evaluará su máxima capacidad de transmisión corresponde a las siguientes: • • • • Un Transformador 12/13. Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores). En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión y transformadores de transmisión. por ser este el menor valor de los tres. excepto los propios de las unidades generadoras. limitando la conexión la capacidad de la línea de transmisión.
175 0. SOLAR 5 T. SOLAR 4 G ~ Generador Nº 2 Línea G ~ G ~ G ~ Trafo Nº 3 AutoTrafo G ~ Fusible(1) Fusible Alimentador . CATERPILLAR Trafo Nº 11 Trafo Nº 09 Línea(1) Generador Nº 10 Generador Nº 5 Generador Nº 4 PALMERO T.Morse Palmero 1. Auxiliar 89 CT 13.800 0.500 1.4 Alimentador 3 G ~ Generador Nº 1 G ~ Generador Nº 11 G ~ Generador Nº 9 G ~ Generador Nº 8 G ~ Generador Nº 3 MD MORSE JENBACHER 612 JENBACHER WAUKESHA WAUKESHA Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Project: EDELMAG SA Periodo de Evaluación 2011 .2 AL4-1 C1 . Unilineal Sistema Eléctrico Puerto Natales Las unidades generadoras que componen este sistema son: CENTRALES GENERADORAS SM PUERTO NATALES Nº Descripc.36 MW Motor-Generador DIESEL (300 kW) F.Linea 2b AL1-2 C1 .Linea 1a C1 Linea 1b AL1-1 SS.360 0.NATALES Figura 3.Waukesha Jenbacher 1.D.2 kV Jenbacher 416 Trafo Nº 10 Trafo Nº 5 Jenbacher Trafo Nº 4 Trafo Waukesha 8 Generador Nº 6 M.AA Alimentador .42 MW 0. CENTRAL PUERTO NATALES 1 2 3 4 5 6 8 9 10 11 Tipo Pmáx MW MD MD MG TI-Gas TI-Gas MD MG MG MD MG Observación Unidad de respaldo Unidad de respaldo Existente Existente Existente Existente Existente Existente Existente Disponible 2012 Motor-Generador DIESEL (150 kW) F.2 kV II 89 CTD F4 13.4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados AL1-6 AL1-4 C1 .Linea 2 C3 .420 JM612 1 1.2014 Diagrama Unilineal PowerFactory 14.175 1.150 1.2 Alimentador .G.Linea 2 AL2-1 AL3-1 Linea C4 .816 Cuadro 2 Unidades que componen el SM Puerto Natales Informe Técnico Página 13 DIgSILENT .G.Morse Motor-Generador a GAS .0.300 1.Linea 2a AL2-2 AL1-3 AL3-2 AL4-2 C2 .Waukesha Turbina Solar Saturno a GAS Turbina Solar Saturno a GAS Motor-Generador Caterpillar a DIESEL-PN Motor-Generador a GAS .Linea 3b AL1-5 C1 .800 1.1 S.525 Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: P.
DIESEL PALMERO WAUKESHA Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Periodo de Evaluación 2011 ..3 Alimentadores.525 Project: EDELAMG SA Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: PORVENIR Figura 4..3 Sistema Eléctrico Porvenir El sistema eléctrico de Porvenir.8_A 89-CT7-F(1) HV 63A 89-CT9-F HV 63A 89-CT7-F HV 63A 89-CT6-F HV 63A 89-CT5-F HV 63A Trafo Nº 1 Trafo Nº 3 Alimentador ..1 Alimentadores. Unilineal Sistema Eléctrico Porvenir Las unidades generadoras que componen este sistema son: Informe Técnico Página 14 . está constituido básicamente por una barra principal en 13.Carga 1 Alimentador 1 (SACOR) C2 . Alimentador ..2014 Diagrama Unilineal PowerFactory 14. Trafo Nº 10 Trafo TG11 Trafo TG1.8_B 89-CT1-F HV 63A 89-CT2-F HV 63A 89-CT8-F HV 63A 89-CT4-F HV 63A 89-CT3-F HV 63A 13.Carga 1 Alimentador 4 . La topología del sistema es la siguiente: DIgSILENT Alimentador 2 . Alimentador 3 . al igual que el de Puerto Natales.2 Alimentadores.GAS JENBACHER 416 WAUKESHA WAUKESHA CAT . Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores).1 Instalaciones de Transmisión para Estudios En este sistema no se visualizan instalaciones de transmisión. Trafo Nº 6 Trafo Nº 5 G ~ Unidad Nº 1 Trafo Nº 4 G ~ Unidad Nº 2 Trafo Nº 2 G ~ Unidad Nº 3 MD CATERPILLAR MD DEUTZ G ~ Unidad Nº 9 G ~ Unidad Nº 10 G ~ Unidad Nº 7 G ~ Unidad Nº 6 G ~ Unidad Nº 5 G ~ Unidad Nº 8 G ~ Unidad Nº 4 CAT ..Carga 1 Alimentador .Linea 2 Alimentadores. Alimentador .8 kV.. así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión..2.Carga 2 Alimentador 2 . 4. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni transformadores. excepto los propios de las unidades generadoras. 89 CT 13. Trafo TG1.0. donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores.4 Alimentadores.4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados 4.
excepto los propios de las unidades generadoras y alimentadores.36 MW Motor-Generador Caterpillar DIESEL . Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y reactores). La topología del sistema es la siguiente: Informe Técnico Página 15 .2 kV.4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados CENTRALES GENERADORAS SM PORVENIR Nº Descripc.PO Motor-Generador Deutz DIESEL .175 1.PA GE Jenbacher JM416 1 0.500 0.PO Motor-Generador Deutz DIESEL .PO Motor-Generador Caterpillar DIESEL 2.3.Waukesha . donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. está constituido básicamente por una barra principal en 13.923 1.4 Sistema Eléctrico de Puerto Williams El sistema eléctrico de Puerto Williams.131 Cuadro 3 Unidades que componen el SM Porvenir 4.1 Instalaciones de Transmisión para Estudios En este sistema no se visualizan instalaciones de transmisión.920 1. CENTRAL PORVENIR 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Tipo Pmáx MW MD MD MD MG MD MG MG MD MG MG Observación Unidades de respaldo Unidades de respaldo Unidades de respaldo Existente Existente Existente Existente Existente Existente Disponible 2012 Motor-Generador Caterpillar DIESEL 1.Waukesha -PO Motor-Generador a GAS .875 0.360 0.PO Motor-Generador a GAS .PO Motor-Generador a GAS .175 1. 4. así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión. En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni transformadores.200 0.Waukesha -PO Palmero 1.200 0.
Unilineal Sistema Eléctrico Puerto Williams Las unidades generadoras que componen este sistema son: CENTRALES GENERADORAS SM PUERTO WILLIAMS Nº Descripc.D.4. CATERPILLAR Nº 1 M.2014 Diagrama Unilineal PowerFactory 14.0.282 0.252 0.WILLIAMS Figura 5.525 Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 10/29/2011 Annex: P.252 Existente Existente Existente Existente Existente De Respaldo De Respaldo Cuadro 4 Unidades que componen el SM Puerto Williams 4. CENTRAL PORVENIR 1 2 3 4 5 6 7 Tipo Pmáx Observación MW MD MD MD MD MD MD MD MotorGenerador Caterpillar Diesel 3508B MotorGenerador Caterpillar Diesel PW3508 Motor-Generador Diesel Caterpillar (PW) Motor-Generador Cummins Diesel PW Motor-Generador Cummins Diesel PW Motor-Generador Deutz Diesel PW Motor-Generador Deutz Diesel PW 0.D.D.4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados Carga Alimentador 2 Carga Alimentador 1 Carga Alimentador 3 Alimentador .3 Alimentador 1 Generador Nº 4 Generador Nº 5 Generador Nº 6 M.2 kV II 89 CTD F4 13. Informe Técnico Página 16 DIgSILENT . Detroit Nº 3 G ~ Generador Nº 3 M.360 0.282 0.D. CATERPILLAR Nº 2 M.590 0.500 0. CUMMINS G ~ Generador Nº 7 G ~ Generador Nº 1 Línea G ~ G ~ G ~ Trafo Nº 01 Trafo Nº 2 G ~ Generador Nº 2 Trafo Nº 3 M.1 Instalaciones de Transmisión para Estudios En este sistema no se visualizan instalaciones de transmisión.2 89 CT 13.2 kV Trafo Nº 05 Jenbacher Fusible(1) Alimentador .D. CATERPILLAR Nº 3 Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Periodo de Evaluación 2011 .
4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados
4.5 Resumen Instalaciones que serán Estudiadas
El estudio que a continuación se presenta se efectuará sólo para el Sistema Mediano de Punta Arenas, único sistema que cuenta con instalaciones de transmisión series. Por lo tanto, se evaluará lo siguiente: • • • • Un Transformador 12/13,8 kV de 20 MVA Transformador 12/66 kV de 33 MVA Transformador 13,8/66 kV de 33 MVA Línea de transmisión de 66 kV, 8,15 km de 35,4 MVA
Las tres últimas instalaciones se encuentran conectadas en serie y en rigor corresponden en conjunto a una sola instalación, que para todos los efectos estará limitada a 33 MVA (288 Amp), por ser este el menor valor de los tres. A partir del año 2013 se aumentará la capacidad de transformación en los extremos de la línea quedando en 66 MVA.
5 Revisión de Aspectos Normativos Relacionados con el Estudio Restricciones
5 Revisión de Aspectos Normativos Relacionados con el Estudio de Restricciones
De acuerdo con las exigencias de la NT el estudio mencionado debe considerar lo siguiente: La Empresa determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del SM a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión y el Límite por Contingencias. Los Elementos Serie se operarán manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100% de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. Los equipos transformadores podrán operarse por sobre dicho límite, siempre y cuando dicha sobrecarga sea factible y sus efectos pueden ser controlados por la Empresa. (Artículo 5-32) Se definen1 los siguientes conceptos importantes en este estudio: • Límite Térmico: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie, determinada por el límite o carga admisible definido para régimen permanente. Límite por Contingencias: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie condicionado por el estado de operación del SM luego de ocurrida una Contingencia Simple, con el objeto de evitar la salida en cascada de otros componentes, debido a sobrecargas temporales fuera de los estándares permitidos, o a la proximidad de condiciones de pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión. Límite por Regulación de Tensión: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie debido a descensos de tensión fuera de los rangos permitidos, ya sea en las barras extremas del elemento o en otras barras del sistema eléctrico, como consecuencia de la transmisión de potencia por el Elemento Serie.
El límite de transmisión en cada instalación quedará determinado por el menor valor que resulte de la aplicación de los criterios anteriores.
Dichas definiciones corresponden a las definidas por la Nt en el artículo 1-4, numeral 35, 36 y 37.
6 Metodología de Estudio
Como la finalidad del estudio es determinar la máxima capacidad de transmisión efectiva de las instalaciones, estas se determinarán en las condiciones de mayor exigencia en la operación del sistema de Punta Arenas. Todos los análisis se efectuarán por separado, al final se escoge como valor límite de transferencia, aquel valor que resulta en el mínimo de los criterios estudiados. La limitación debe considerar las siguientes restricciones:
6.1 Capacidad térmica de las instalaciones.
Este valor quedará determinado por las características de diseño de cada una de las instalaciones, como son capacidad nominal, tipo de conductor, temperatura de los conductores, etc. Para esta evaluación no se requieren estudios, sólo información técnica de las instalaciones.
6.2 Regulación de Tensión
Para determinar el límite de transmisión por regulación de tensión se procederá de la siguiente manera:
Para la línea de transmisión en 66 kV:
El método consiste en provocar aumentos sucesivos de una carga ficticia ubicada en la barra de la S/E Punta Arenas. Para cada nivel de dicha carga se determina un flujo de carga que aporta las condiciones operativas de la zona. En cada caso se provoca un cambio incremental de la carga y se repite el proceso. El cálculo finaliza al momento que el aumento de la carga provoca que la tensión en la barras exceda el estándar impuesto por la NT. El proceso completo se resuelve en forma automática con el software Power Factory, mediante el cálculo de una curva del tipo PV.
Para el Transformador 11,5/13,2 kV.
En este caso se utilizará un método similar al anterior pero con una carga ficticia conectada en la barra 13,2 kV de S/E Tres Puentes. El cálculo se determina para la condición de operación de mayor exigencia. En este caso, corresponde cuando en la barra de 13,2 kV de Tres puentes existe la menor generación local. Cabe mencionar que el valor inferior de la banda de tensión no necesariamente determina el punto de colapso por tensión del sistema, sino por el contrario sólo impone una condición restringida de operación que es lo que está buscando.
por ejemplo. es decir. el cual deberá estar dentro de rangos definidos en la NT de SyCS. En cambio. Se efectúa una contingencia en la instalación estudiada. • El valor límite de transferencia por cada instalación estará determinado por el nivel de sobrefrecuencia y tensiones que alcance el sistema. se pierda el control del sistema.2 kV el sistema quedará operando en forma aislada: • En el primer caso Punta Arenas quedará sin energía y el área de Tres Puentes operará con sobrefrecuencia.6 Metodología de Estudio 6. con Criterio N-1. En el caso de la sobrefrecuencia se debe evitar que dicho valor ponga en riesgo la salida en cascada de las unidades generadoras que permanecen en servicio. Informe Técnico Página 20 . con salida definitiva de servicio y se verifica el comportamiento dinámico posterior del sistema. Tanto para la contingencia en la línea de transmisión en 66 kV como una falla en el transformador 11. Cabe señalar que la NTSyCS SM no impone condiciones operacionales a las instalaciones de transmisión para que operen. operando este sistema con sobrefrecuencia.3 Estabilidad Transitoria Se evalúa la estabilidad transitoria del sistema operando con la mayor transferencia en las instalaciones. con la contingencia en la transformación de 11.5/13. Para los análisis de este estudio no se usará este criterio de mayor restricción.2 kV las centrales de Tres Puentes abastecerán sólo a las consumos de Punta Arenas.5/13.
de acuerdo con la consigna de frecuencia de referencia. Todas las unidades despachadas participan en la regulación de frecuencia primaria. si se considera que los estudios se deben efectuar cada cuatro años. de acuerdo con el estatismo que cada una tiene consignado. inciso final. considerando el periodo del 2011 al 2014. Esto resulta coherente y en línea con el artículo 5-11 de la NT. esto es 50 Hz. donde se menciona que: “Las unidades generadoras que operan en • • sincronismo con el SM deberán tener la capacidad de control que asegure la disponibilidad para el SM de una reserva primaria mínima de 10%. Lo anterior está sustentado en los resultados del año 2007. De igual forma con las conclusiones del estudio de Control de Frecuencia desarrollados en el año 2011. llevando el error de frecuencia a cero. 7. se comenta que: “Los estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años. Para cada año se analizan dos condiciones de demanda. En rigor el periodo considerado no está expresamente determinado en la NT. 7. respecto a la capacidad máxima de generación de las unidades que se encuentren operando en el SM. Dicha reserva deberá ser asumida en la proporción que determine el Procedimiento correspondiente”. donde se concluyó que el control de frecuencia y el nivel de reserva en giro. Página 21 Informe Técnico . a través de lo indicado en el artículo 6-3. uno de demanda máxima y otra de demanda baja. Los antecedentes que se indican en el estudio fueron provistos por Edelmag. El Control primario de frecuencia CPF y secundaria de frecuencia CSF efectuada por Edelmag consiste en lo siguiente: • El control primario de frecuencia se efectúa en forma automática en función de la operación del control automático de velocidad de cada unidad despachada. se interpreta que cada estudio al menos debe considerar las condiciones operativas en el periodo de cuatro años.7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio 7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio A continuación se mencionan y describen todos los antecedentes y las consideraciones tenidas en cuenta para el desarrollo de los estudios. salvo que se estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa”. Cada unidad despachada se programa con una reserva en giro mínima de 10% sobre la potencia máxima nominal de cada unidad. • El control secundario de frecuencia se efectúa en forma manual por el operador.2 Control de Frecuencia y Reserva en Giro Para efectos del desarrollo de los estudios se consideró utilizar el esquema actual de control de frecuencia que efectúa la empresa Edelmag en cada uno de los sistemas eléctricos medianos. sin embargo. en cambio las consideraciones utilizadas en el estudio corresponden a criterios formulados por el Consultor Digsilent.1 Horizonte de Análisis El estudio en cuestión se efectuará para un horizonte de análisis de 4 años. resultaba adecuado para la operación de los Sistemas Medianos. En efecto.
330 15.986 13.469 45.899 MÍNIMAS [KW] Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 13.087 14.004 44.666 15.180 39.125 32.144 44.426 16.700 14.752 14.200 33. tabla de costos variables y características de cada central (potencia máxima y mínimo técnico).620 16.180 19.708 MÍN 13.3 Demandas Anuales y Factor de Potencia Para la estimación de las demandas por alimentador y el factor de potencia de las cargas se ha utilizado la información proporcionada por la empresa Edelmag.226 15.739 45. En el cuadro siguiente dicha información se encuentra resumida.647 17.387 14. se encuentra la información detallada en términos mensuales.889 45.225 15.937 14.066 17.474 15. DEMANDAS ESPERADAS SISTEMA PUNTA ARENAS MÁXIMAS [KW] Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Años 2011 2012 2013 2014 Años 2011 2012 2013 2014 Ene Feb Nov Dic MÁX 43.705 46.962 16.995 43. 7. A continuación se muestra un resumen de la generación para cada año en estudio y para la condición de operación en demanda máxima y mínima del SM de Punta Arenas.7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio 7.337 13.699 39.882 19. Toda información proporcionada por Edelmag.706 44.469 42.144 46.688 44.889 48.090 35.337 13. En el anexo Nº 02 se indican los despachos completos de centrales por meses para cada año de estudio.117 17.811 41.614 38.525 14.711 40.999 41.415 45.303 17.627 36.776 17.724 14.693 18.319 42.004 43.891 35.559 36.522 34.902 16.851 14.481 34.627 46.084 15.517 43.930 32.890 16.813 16.617 16.088 37. entregando sólo la estimación de demanda máxima y mínima por cada año del periodo de análisis.252 18.387 15.371 43.329 17.851 14.076 14.680 39.463 18.375 34.478 13.509 42.945 15.672 15. Informe Técnico Página 22 .216 47.351 42.834 15.409 Cuadro 5 Demandas mensuales SM Punta Arenas • Las celdas destacadas muestran los meses en donde se producen las mayores y menores demandas por sistemas para cada año.041 45.945 31.360 36. Dicha información se aporta sólo para el sistema de Punta Arenas y para cada año del horizonte del estudio.271 16.997 17.280 48. En el Anexo Nº 01.418 19.4 Despachos de Generación Los Despachos de centrales se efectuaron en función de las horas de funcionamiento.477 46.173 33.282 15.029 42.660 15.708 47.477 48.582 16.931 37. por cada alimentador y el factor de potencia correspondiente.370 41.034 15.761 44.904 13.
088 13.010 13.450 2.454 12.260 1.450 2. Nº 2 Unidad Hitachi a GAS Motor-Generador Caterpillar DIESEL Motor-Generador Caterpillar DIESEL Unidad Solar Mars a GAS Motor-Generador Caterpillar a GAS Unidad Solar Titán a GAS Turbina a GAS GE 12.726 13.518 13.430 Dmáx Julio MW 2011 Dmín Octubre MW Dmáx Abril MW 2012 Dmín Octubre MW Dmáx Abril MW 2013 Dmín Octubre MW Dmáx Abril MW 2014 Dmín Octubre MW Cuadro 6 Despachos generación Periodo 2011-2014 SM Punta Arenas No obstante.700 10. Para el caso de Puerto Williams se usó modelos de unidades de características similares a los ya obtenidos.330 1. En el Anexo Nº 03 se encuentran resumidos los artículos que definen el comportamiento de las unidades generadoras y sus elementos de control.E.182 13.518 13.000 1.600 1.570 9.454 12.G. 7.750 2.454 12.475 2.314 1.330 9.120 9.518 14.260 1.22 MVA T.330 0.260 2. por lo que se asume que su comportamiento da cumplimiento a los estándares exigidos en el Capítulo Nº3 de Exigencias mínimas para diseño de instalaciones.460 10.500 2.518 42.708 52.454 12.69 10.638 13.218 9.370 45.400 1.337 13. SOLAR TITAN Total Demanda Neta Generación Bruta Pmax 1.25 12. con excepción del SM Puerto Williams se utilizó la información de modelos de unidades generadoras que fueron ensayados recientemente y que formaban parte de la información provista en la base de datos de Power Factory.700 7.330 9.518 14. A los modelos proporcionados no se han efectuado ningún tipo de modificaciones en los ajustes del control de tensión y control de velocidad.620 13.62 13.442 13.945 15.020 Pmax con reserva 1.182 13.518 45.889 50.314 9.475 21.387 14.400 1.518 46.851 14.460 1.5 Modelos Dinámicos de Unidades Generadoras Para cada uno de los sistemas medianos de propiedad de Edelmag.450 2. Informe Técnico Página 23 .7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio Despacho de Generación SM Punta Arenas Años ==> Tipo de Demanda ==> Mes Demanda ==> Nº 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Unidad Motor-Generador Sulzer DIESEL Motor-Generador Sulzer DIESEL Motor-Generador Sulzer DIESEL Generador Turbina G.E.450 2. Nº 1 Generador Turbina G.997 15. especialmente el Título 3-3 para instalaciones de generación.518 48.750 24.430 14.400 2.897 13.450 2.454 12. para las evaluaciones se considerará los escenarios de demanda y generación de mayor impacto en la operación del sistema y del estudio que se trate.330 1.144 48.
7. se utilizará el programa Power Factory Versión 14.6 Modelos de Carga de Alimentadores Para la modelación dinámica de las cargas de alimentadores y ante el desconocimiento que existe en su comportamiento dinámico se ha decidido utilizar el modelo que indica la NT en las disposiciones transitorias definidas en el Capítulo Nº9.0. Cabe destacar que el modelo propuesto en la NT sólo presenta sensibilidad de la carga con la frecuencia. en el estudio de EDAC se deberá utilizar la siguiente expresión: Donde: P 0. cortocircuitos. cuya topología para el SM se indicó en términos gráficos en la figura Nº2.525 de DIgSILENT GmbH (u otra superior). coordinación de protecciones como a estudios dinámicos. tanto en lo referente a estudios de flujos de potencia.7 Herramientas de Simulación Los estudios aludidos consideran realizar sendas simulaciones estáticas y dinámicas del sistema eléctrico de Edelmag. software de amplio uso en el sector eléctrico chileno. Para tales efectos. y que indica lo siguiente: “Para efectos de lo dispuesto en el Título 6-2 de la presente NT.8 F1 Kf : Demanda a frecuencia F1 : Factor en por unidad que representa la parte de la demanda sensible a la frecuencia : frecuencia mínima de acuerdo al transitorio de frecuencia : Factor para representar la variación de la carga con la frecuencia igual a 1. en el artículo 9-16.5.7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio 7. Para ello se empleará la más completa modelación del sistema eléctrico de Punta Arenas existente en la actualidad. y en el caso que la Empresa no disponga de información de la variación de la demanda con la frecuencia. pero no con la tensión. Informe Técnico Página 24 .
Los estándares se medirán para estado de operación en estado normal (estudios estáticos) y distintos del estado normal. A continuación se describen con mayor detalle el estándar que se debe cumplir. es decir.94 y 1. el estado operativo que debe alcanzar el sistema debe estar en regla con los estándares operacionales establecidos por la NT de SyCS. 8. Artículo 5-31 La frecuencia nominal de cada SM es 50 [Hz]. en función del estado en que se encuentra operando el SM. para estados de alerta y de emergencia (estudios dinámicos). un valor mínimo de 49. la Empresa deberá controlar que la magnitud de la tensión en régimen permanente en las barras del SM esté comprendida entre 0. ante lo cual la Empresa deberá adoptar todas las medidas posibles para que ésta permanezca constante.1. b) Estado de Alerta.” A continuación se resume los estándares definidos por la NT en cada estado operativo del SM y que resulten de importancia en la elaboración de este informe. para controlar que la magnitud de la tensión en régimen permanente en las barras del SM esté comprendida entre 0. estos últimos por la presencia de contingencias en los sistemas de transmisión.92 y 1.08 por unidad.1 Estándares en Generación y Transmisión para Estado Normal y Alerta.50 [Hz]. Artículo 5-29 El SM deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones disponibles. luego de ocurrida la falla.50 [Hz] y un valor máximo de 50. esto es. aceptándose en condiciones de operación normal y régimen permanente variaciones de ± 1. y c) Estado de Emergencia.5 que: “Los estándares de SyCS serán aquellas exigencias aplicables a la operación de los SM. Artículo 5-30 En Estado de Alerta.0%. y adecuados márgenes y reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras. conforme a la siguiente agrupación: a) Estado Normal. Informe Técnico Página 25 .8 Estándares Operacionales 8 Estándares Operacionales Las evaluaciones se efectúan mediante estudios estáticos y dinámicos. 8. El cumplimiento se debe presentar tanto para el régimen transitorio como para el permanente. Por otro lado.06 por unidad.1 Estándares para Estados Operacionales La NT establece en el artículo 5.
8. aquella condición de operación más probable entre las condiciones de operación capaces de producir la sobrecarga más severa. el personal a cargo de las instalaciones podrá operar los Elementos Serie de Instalaciones de Transmisión manteniendo la corriente transportada en un valor inferior al límite de sobrecarga admisible de corta duración definido por la Empresa. para lo cual la Empresa deberá controlar que la magnitud de la tensión en régimen permanente en las barras del SM esté comprendida entre 0.2 Límites de Transmisión en Estado Normal y Estado de Alerta Artículo 5-32 La Empresa determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del SM a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible. el SM deberá presentar una amortiguación positiva de todas las oscilaciones electromecánicas. Informe Técnico Página 26 .10 por unidad. 8. no se deberán producir pérdidas de sincronismo ante eventos de Contingencia Simple que comprendan la desconexión de una o más instalaciones eólicas por actuación de sus protecciones. utilizando los recursos de control y protección que estén disponibles. Los equipos transformadores podrán operarse por sobre dicho límite. con uno o más elementos de Instalaciones de Transmisión y compensación de potencia reactiva indisponibles. y en condiciones inmediatamente posteriores a una Contingencia Simple.4 Estándares en Generación y Transmisión para Estado de Emergencia Artículo 5-46 El SM deberá operar en Estado de Emergencia. Artículo 5-35 En Estado Normal frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple.1. Artículo 5-39 Luego de ocurrida una Contingencia Simple.8 Estándares Operacionales 8.1. sin riesgo de pérdida de sincronismo o disgregación en Islas Eléctricas. el SM deberá mantenerse transitoriamente estable y con una adecuada recuperación dinámica de las variables eléctricas. tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta.90 y 1. según corresponda. se deberá considerar como condición inicial de operación previa a la Contingencia Simple. Para la definición del anterior límite. el Límite por Regulación de Tensión y el Límite por Contingencias.3 Estándares de Recuperación Dinámica en Estado Normal y Estado de Alerta Artículo 5-34 En Estado Normal o Estado de Alerta. siempre y cuando dicha sobrecarga sea factible y sus efectos pueden ser controlados por la Empresa. En SM con generación eólica. Los Elementos Serie se operarán manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100% de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente.1.
un valor mínimo de 48.0%. aceptándose en régimen permanente variaciones de ± 3.8 Estándares Operacionales Artículo 5-47 El control de las tensiones del SM dentro de la banda de variación permitida deberá efectuarse manteniendo la potencia reactiva de las unidades generadoras dentro del Diagrama PQ. 8. hasta un límite del 100% de la capacidad máxima en forma permanente.5 [Hz]. Artículo 5-49 El personal encargado del despacho deberá adoptar todas las medidas posibles para que la frecuencia permanezca constante. Informe Técnico Página 27 . esto es.1. el personal encargado del despacho coordinará la operación del SM considerando como Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente aquellos valores correspondientes al Límite Térmico de cada Elemento Serie de Instalaciones de Transmisión.5 Límites de Transmisión en Estado de Emergencia Artículo 5-48 Para el SM operando en Estado de Emergencia y ante la ocurrencia de una Contingencia Simple. Este límite deberá mantenerse tanto en la región de sobreexcitación como de subexcitación para cumplir con los niveles de tensión especificados.5 [Hz] y un valor máximo de 51.
para cada una de las instalaciones definidas en el punto 4. de igual forma se evaluarán los tres tipos de limitaciones. esto es.4: Capacidad térmica de las instalaciones. y Estabilidad transitoria 9. que en los extremos cuenta con dos transformadores.u.. A partir del año 2013 aumentará al doble la capacidad de transformación de cada extremo de la línea.15 km.9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9 Evaluación de los Límites de Transmisión Las evaluaciones que siguen y sus resultados tendrán una validez para el periodo 2011-2014. donde el límite de transmisión del conjunto estará determinado por el elemento que posea la menor capacidad individual. Regulación de tensión con tensiones entre 0.1 Línea de Transmisión 66 kV Como fuera mencionado con anterioridad esta instalación en rigor está conformada por una línea de simple circuito energizada en 66 kV de una longitud de 8. uno de 66/11.94 y 1. tal que en general se cumple que: • • • Longitudes de línea entre 0 a 80 km : Imperan Límites Térmicos Longitudes de línea entre 80 a 320 km : Impera Regulación de Tensión Longitudes de línea sobre 320 km : Impera los Límites de Estabilidad De acuerdo con esta separación de efectos. No obstante.1.2kV que permiten conectarse a las barras de Tres Puentes y Punta Arenas respectivamente. Para las distintas evaluaciones.06 p. se puede considerar que corresponden a una sola instalación. la literatura2 indica que los tipos de limitaciones que pueden afectar una línea de transmisión están relacionadas directamente con la longitud de la línea. la línea de transmisión en 66 kV de 8. que corresponde al periodo analizado. Dado que los tres elementos se encuentran conectados en serie. Prabha Kundur Página 28 Informe Técnico . 2 Power System Stability and Control. de 33 MVA a 66 MVA.15 km estará mayormente condicionada a poseer una limitación por Límites Térmicos. que para este estudio denominaremos “Línea de Transmisión en 66 kV”.5 kV y otro de 66/13. En lo que sigue se evalúan los 3 tipos de restricciones.
Por lo tanto la “Línea de Transmisión 66 kV” queda limitada térmicamente por: • • Años 2011-2012 por la capacidad de los transformadores 35.1 9.388 Temperatura Ambiente ºC 20 41.0 MVA (0. entonces: • La limitación Térmica del conductor es de 41.1.35 0.29 0.58 Yd1 Dy1 Yd1 Dy1 La capacidad de los transformadores de 33 MVA y 66 MVA se consigue con ventilación forzada.50 0.5 MVA (0.58 kA) Periodo entre 2013-2014.1 Límite de la Línea por Capacidad Térmica Antecedentes térmicos del conductor Cu 3/0 AWG A continuación se mencionan las características térmicas del conductor que forma parte del sistema de transmisión “Línea de Transmisión 66 kV”.0 MVA (0.363 kA) 3 Información técnica aportada por la empresa EDelmag y obtenida de tablas de conductores.58 0.1.55 0. Las condiciones de mayor severidad para determinar la limitación de la línea por capacidad térmica se ha estimado en lo siguiente: Temperatura ambiente de 20º con radiación solar.55 0. La limitación de los transformadores 66.29 kA) Periodo entre 2011-2012.336 30 34.9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.98 0.5 MVA (0.28 0.1.363 25 38.2 Año 20112012 20132014 Antecedentes Nominales de los Transformadores Extremo Tres Puentes Punta Arenas Tres Puentes Punta Arenas Tensión AT Tensión BT Capacidad kV kV MVA Inom [69 kV] Kamp Inom [66kV] Kamp Tipo Conexión 69 69 69 69 12 13.28 0.29 0. • • La limitación de los transformadores 33.31 kAmp) Año 2016-2014 por la capacidad térmica de la línea 41.1.306 Cuadro 7 Capacidad térmica conductor Cu 3/0 AWG Nota: Los datos indicados corresponden a temperaturas en el conductor de 55 ºC. La capacidad térmica del conductor por nivel de temperatura es la siguiente3: Capacidad del Conductor Cu 3/0 AWG Condición Operativa Radiación Solar Con Unidad 15 Potencia Corriente [MVA] [kA] 44.1.8 33 33 66 66 0.363 kA) 9.4 MVA (0. Informe Técnico Página 29 .8 12 13.41 0.
2 Límite de la Línea por Regulación de Tensión Esta limitación quedará determinada para la condición de operación de mayor exigencia en la zona. El método de cálculo aporta las curvas P-V en la barra de Punta Arenas y Tres Puentes. El cálculo finaliza al momento que el aumento de la carga excede los límites de tensión antes mencionados. En cada caso se provoca un cambio incremental de la carga y se repite el proceso. Un valor mayor al indicado en el cuadro anterior provoca salirse del estándar de tensión exigido en la NT.48 2014 46. es posible lograr mayores transferencias entre ambos subsistemas previo al colapso de tensiones del sistema como un todo.94 a 1. donde no existe solución numérica). Informe Técnico Página 30 .69 48.90 MW 36. sino por el contrario sólo impone una condición restringida de operación. es decir.68 Cuadro 8 Máxima transferencia por regulación de tensión A continuación se muestra en gráficos el resultado de las curvas P-V.59 54.35 Fp 0. Para medir el efecto que se busca se utilizará el método de las curvas P-V que consiste en provocar aumentos sucesivos de una carga ficticia ubicada en la barra de la S/E Punta Arenas.06 p.1. en otras palabras.69 Fp 0.97 MVA 37.u. se produce en tensiones más bajas que las señaladas en el cuadro anterior. La condición de operación del caso base se resume en el siguiente cuadro: Transferencias en Línea 66 kV Factor de potencia equivalente carga en Punta Arenas AÑO MW 2011 34.47 MW 38. Nótese que el colapso de tensión del sistema (final de la curva PV.98 MVA 39. El valor límite de capacidad de transmisión quedará determinado por los niveles de tensión que se alcance en el sistema. donde se visualizan las máximas transferencias determinadas por la banda inferior de tensión.64 49.73 51.27 53.9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.96 MVA 35. la cual está determinada por un escenario de demanda máxima sin despacho local en la barra de Punta Arenas. Para cada nivel de dicha carga se determina un flujo de carga que determina las condiciones operativas de la zona. El estudio se ha efectuado para la operación en demanda máxima correspondiente al año 2011 y 2014.46 Fp 0. margen de tensión de 0. Cabe mencionar que el valor inferior de la banda no necesariamente determina el punto de colapso por tensión del sistema. correspondiente a los niveles de tensión operando en condición normal.
00 31. Celdas 13.589 MW Limite inferior banda 0.00 x-Axis: 13.E.694 MW 49.2 kV G.00 36.00 63.96 Fp 0.E.2 kV G. Resultados curvas P-V año 2014 Informe Técnico Página 31 DIgSILENT .90 0.20 Fp 0. Celdas 13.00 38.97 1.E.90 0.50 51. 26.E.10 Limite superior banda 1.00 51.95 46.00 0.352 MW 34.00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.00 x-Axis: 11.2 kV G.9 Evaluación de los Límites de Transmisión 1. Celdas 13.2 kV G. Resultados curvas P-V año 2011 1.E.50 Estudios Norma Técnica Estudio Restricciones de Transmisión SM Punta Arenas 2014 U_P-Curve Date: 3/31/2012 Annex: /21 Figura 7.05 Fp 0.00 Estudios Norma Técnica Estudio Restricciones de Transmisión SM Punta Arenas 2011 U_P-Curve Date: 3/31/2012 Annex: /21 Figura 6.2 kV G.461 MW 38.00 41.15 DIgSILENT CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2014 DEMANDA MÁXIMA 1.98 Limite superior banda 1.10 Fp 0.96 Fp 0.30 CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2011 DEMANDA MÁXIMA 1. Celdas 13.97 Fp 0.85 1.50 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.80 1.726 MW 53.98 1.694 MW Limite inferior banda 0.2 kV G.E. 21.
1.64 MVA (0. se observa que la frecuencia transitoria en ambos casos (52.96 AÑO MW 2011 2014 34.9 Evaluación de los Límites de Transmisión Si para este análisis se considera el caso de mayor exigencia este estará dado por un factor de potencia equivalente de las cargas de 0. admitiendo la actuación limitada del EDAC y/o EDAG. con tiempos de despeje de falla de 250 mseg. así como por las nuevas instalaciones de transformación que se incorporar en el año 2013.53 36.90 MVA (0. De las gráficas adjuntas en el Anexo Nº4. lo cual no provoca la desconexión de las unidades.43 kA) para el año 2014. Esta simulación considera que en dicha condición operacional. las unidades generadoras deben permanecer operando en el rango de frecuencia 52. para dicho valor se consigue una transferencia máxima por la línea de 66 kV de: 35. 9. se provoca una falla de la línea del tipo severidad 1.35 Cuadro 9 Resumen limitación de transmisión por contingencia Los antecedentes que respaldan los resultados del cuadro anterior se encuentran adjuntos en el Anexo Nº4. está condicionada por la demanda y el despacho de cada año.31 kA) para el año 2011 y de 48.053.3 Límite de la línea por Estabilidad Transitoria Se evalúa la estabilidad transitoria del sistema operando con las transferencias máximas determinadas en el análisis anterior. 2011 vs 2014. seguido de la desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de la protección primaria.0 Hz por un periodo de al menos 5 seg.96 pu. Transferencias en Línea 66 kV Carga con Fp 0.67 MVA 38.6 y 52.51 Frecuencia máxima transitoria Hz 52.11 32. Se entiende por Severidad 1 lo siguiente: Severidad 1: Cortocircuito monofásico sin impedancia de falla aplicado sobre uno de los circuitos de las líneas de transmisión de doble circuito o sobre una línea de simple circuito con o sin Redundancia de Vínculo. De estas simulaciones dinámicas se concluye que: • Las tensiones de las barras principales se encuentran dentro de rangos aceptables de operación y con cumplimiento de la NT.35 Hz) permanecen en dicho valor un tiempo inferior a los 5 segundos. 4 Ver artículo 3-6 de la NT Página 32 Informe Técnico . Se destaca que la diferencia entre ambos valores. Los valores de frecuencia alcanzados transitoriamente se encuentran dentro de valores permitidos por la NT4.60 52.
• • 9.8 MVAr) Para el año 2014 los 35.90 38. • De acuerdo con lo anterior no se observan limitaciones de transmisión para las demandas esperadas que se estima para el periodo 2011-2014. El ángulo rotórico de las unidades despachadas se encuentran operando en valores que no ponen en peligro la estabilidad de las unidades.51 0.31 0.1.4 MVA Para el año 2014 por el límite por estabilidad máxima de 36.40 35.31 0.32 Cuadro 10 • Resumen Límites de transmisión La condición de operación que permite operar con el menor valor máximo de transferencia queda determinado por: Para el año 2011 por el límite térmico de la línea (impuesta por la capacidad de los transformadores) que impone una transferencia máxima de 35. alcanzan en dicho punto las siguientes transferencias: Para el año 2011 los 30.7 MW y 14.36 0.0 MVAr).50 48.96 MVA (28. Página 33 Informe Técnico .2 MW y 12.34 41.4 Resumen Máxima Capacidad de Transmisión Los diferentes análisis han arrojado los siguientes límites: • • • Límite Térmico Límite por Regulación de Tensión Límite por Estabilidad Tipo de Límite Transferencia Máxima 2011 2014 MVA KAmp MVA KAmp Límite Térmico Límite por Regulación de Tensión Límite por Estabilidad 35.5 MVA.64 36. que impone una transferencia • Las transferencias máximas vistas en la barra de Tres Puentes producto de las demandas en Punta Arenas. En todos los años las transferencias resultantes de las demandas en Punta Arenas no provocaría que se superara las máximas transferencias por la línea de 66 kV. Todas las variables de interés se encuentran fuertemente amortiguadas.9 Evaluación de los Límites de Transmisión • Las condiciones de operación de las unidades generadoras se encuentra operando dentro de los valores establecidas por la carta de operación P-Q. que considera la demanda neta más las pérdidas de transmisión.43 0.53 0.52 MVA (32.
Cabe mencionar que el valor inferior de la banda no necesariamente determina el punto de colapso por tensión del sistema. condición de mayor exigencia.2 Transformador 11. para un factor de potencia en las cargas de 0. Para cada nivel de dicha carga se determina un flujo de carga que determina las condiciones operativas de la zona.2 Límite del Transformador por Regulación de Tensión Esta limitación quedará determinada para la condición de operación de mayor exigencia en la zona. correspondiente a los niveles de tensión operando en condición normal.06 p.2. es decir.2 kV] Inom [12.0 MVA 9.1 9.u. Las condiciones de los estudios resultan ser similares. El método de cálculo aporta las curvas P-V en la barra de Punta Arenas y Tres Puentes.2 kV en Tres Puentes.5/13.2 kV.0 20 0. 9.2.2 kV de Tres Puentes (hacia esa barra se produce la transferencia para abastecer los consumos). margen de tensión de 0.1.875 0.1 Límite de los Transformadores por Capacidad Nominal Antecedentes Nominales de los Transformadores Transformador Tensión AT Tensión BT Capacidad Inom [13. Informe Técnico Página 34 . El método consiste en provocar aumentos sucesivos de una carga ficticia ubicada en la barra de la S/E Tres Puentes 13. la cual está determinada por un escenario de demanda máxima sin despacho local en la barra de 13.0kV] kV kV MVA Kamp Kamp Tipo Conexión Auto Transformador Punta Arenas 13.962 Yny0 • La limitación térmica en régimen permanente del transformador es: 20.9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.2 kV Al igual que en el caso de la línea de transmisión en este caso se evaluarán los tres tipos de criterios de límites. En cada caso se provoca un cambio incremental de la carga y se repite el proceso. El cálculo finaliza al momento que el aumento de la carga excede los límites de tensión antes mencionados. El estudio se ha efectuado para la operación en demanda máxima correspondiente al año 2011 y 2014.96. sino por el contrario sólo impone una condición restringida de operación. con la salvedad que el crecimiento de los consumos se efectuará en la barra de 13.2.94 a 1.2 12. El valor límite de capacidad de transmisión quedará determinado por los niveles de tensión que se alcance en el sistema.
P.5 kV 13.00 Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2011 Caso Demanda Máxima U_P-Curve Date: 11/13/2011 Annex: /12 Figura 8.20 DIgSILENT CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2011 DEMANDA MÁXIMA 1.E. 1. 11.05 1.00 Limite inferior banda 0. Celdas 11.2 kV T.00 41.00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.5 kV 21.00 x-Axis: 11.2 kV G.95 0. Resultado curvas P-V año 2011 Informe Técnico Página 35 .9 Evaluación de los Límites de Transmisión A continuación se muestra en un gráfico el resultado de las curvas P-V.15 1.90 1.10 Limite superior banda 1.00 31. donde se visualizan las máximas transferencia.
15 CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2014 DEMANDA MÁXIMA 1.90 1.2 kV de 39.5 kV 21. Se pueden obtener transferencia de hasta 37.P. Todas las diminuciones que presenta la tensión en dichas barras en muy acotada y dentro del estándar indicado por la NT de SyCS.E.9 MW en los años 2011 y 2014.00 41. se consigue una transferencia por el transformador 11. • • Si para este análisis se considera el caso de mayor exigencia está dado por un factor de potencia equivalente de las cargas de 0. Lo cual resulta razonable dado que la caída de tensión en el transformador es reducida por su baja resistencia.00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.5/13. Celdas 11.96 pu. 11.00 31.2 kV en Tres Puentes la tensión en las barras del sistema no sufren variaciones relevantes.5 kV 13.05 1.95 0.00 x-Axis: 11. Resultados curvas P-V año 2014 En estas figuras se aprecia lo siguiente: • Al provocar aumentos sucesivos de la carga en la barra principal de 13. dado que se supera con creces el valor de la potencia nominal del transformador (20 MVA).00 Limite inferior banda 0. Informe Técnico Página 36 DIgSILENT .9 Evaluación de los Límites de Transmisión 1.10 Limite superior banda 1.9 MW).2 kV G.2 kV T. Claro está que dicha transferencia resulta ser sólo un valor indicativo del método de cálculo pero en ningún caso operacional. En ninguna de las simulaciones la tensión de las tres barras principales del SM Punta Arenas alcanza el valor inferior de la banda.5 MVA (37.00 Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2014 Caso Demanda Máxima U_P-Curve Date: 11/13/2011 Annex: /4 Figura 9.
2. En efecto.00 Fp 0. Si el análisis dinámico no resulta ser adecuado ó fuera de los estándares. Los valores de frecuencia alcanzados transitoriamente se encuentran dentro de valores permitidos por la NT5.00 20. En el cuadro siguiente se resume las condiciones operacionales del sistema ante dicha contingencia: Transferencias en Transformadores 11. esto 20 MVA.5 Hz] las unidades generadoras deben permanecer operando en forma indefinida. no tiene sentido evaluar el comportamiento dinámico con una transferencia mayor.19 Cuadro 11 Resumen limitación de transmisión por contingencia Los antecedentes que respaldan los resultados del cuadro anterior se encuentran adjuntos en el Anexo Nº 4.51. La contingencia que se evalúa corresponde a la salida intempestiva del transformador. Si el sistema se comporta dinámicamente bien con la pérdida de los transformadores con una transferencia de 20 MVA. sin provocar riesgo de salida en cascada de unidades generadoras.9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.47 51. Todas las variables de interés se encuentran fuertemente amortiguadas. El ángulo rotórico de las unidades generadoras despachadas se encuentra en valores que no ponen en peligro la estabilidad de las unidades. El valor anterior será el techo superior. deberá determinarse una transferencia menor hasta que el sistema opere correctamente. De estas simulaciones dinámicas se concluye que: • Las tensiones de las barras principales se encuentran dentro de rangos aceptables de operación y con cumplimiento de la NT. • • • 5 Ver artículo 3-6 de la NT Página 37 Informe Técnico .3 Límite del Transformador por Estabilidad Transitoria En consideración que en los análisis anteriores se obtuvo que el menor valor resulta ser la capacidad nominal del transformador.5/13.2 kV de la subestación Tres Puentes y provocará una condición de sobrefrecuencia en el resto del sistema. lo cual dejará sin energía a la barra principal de 13. Las condiciones de operación de las unidades generadoras se encuentran operando dentro de los valores establecidas por la carta de operación P-Q.96 0. el límite estará dado por los 20 MVA. la NT establece que para el rango de frecuencia [48.5 .96 Frecuencia máxima transitoria Hz 51.2 kV Transferencia AÑO MVA 2011 2014 20.
9 Evaluación de los Límites de Transmisión 9.004 1. ver tablas en Anexos Nº1. cualquier aumento de la transferencia pone en riesgo la continuidad de servicio y estabilidad del sistema.4 Resumen Máxima Capacidad de Transmisión Los diferentes análisis han arrojado los siguientes límites: • • • Límite Térmico Límite por Regulación de Tensión Límite por Estabilidad Transferencia Máxima Tipo de Límite 2011 MVA Límite Térmico Límite por Regulación de Tensión Límite por Estabilidad 20.5 kV 1.50 >28. En efecto.9 MW (75% respecto de capacidad de transformación) y para el año 2014 alcanza los 16.00 2014 KAmp en 11. en el periodo 2011 y 2014.00 KAmp en 11.983 1. Informe Técnico Página 38 .983 1.50 >28. esto es 20 MVA. se observa que dicho valor de transferencia nunca supera la capacidad del transformador.5 kV 1.2 kV de Tres Puentes.00 39.004 1.406 MVA 20.406 Cuadro 12 • Resumen Límites de transmisión La condición de operación con máxima transferencia queda determinado por el límite térmico del transformador. Si se observa el nivel de consumos en la barra principal de 13. la mayor transferencia para el año 2011 alcanza los 14. ambos valores muy inferiores a la capacidad total de transformación de 20 MVA.00 39.2.68 MVA (83% respecto de capacidad de transformación).
Las instalaciones de transmisión evaluadas corresponde a la línea 66 kV entre barra 13.2 kV Punta Arenas y barra 11. La determinación del límite máximo de transmisión fue evaluada con la aplicación de los siguientes criterios: Capacidad térmica de las instalaciones.2 kV en Tres Puentes no se provocan limitaciones para el abastecimientos de los consumos que se espera el periodo 2011-2014. esto es: 20 MVA.5/13. que de acuerdo con la NT. Regulación de tensión Estabilidad transitoria Los resultados de los análisis arrojaron que para el caso de: La línea de transmisión el valor límite de transmisión está dado por: Para el año 2011 por el límite térmico de la línea (impuesta por la capacidad de los transformadores) que impone una transferencia máxima de 35.2 kV En el caso del transformador de Tres Puentes el máximo valor de transferencia queda determinado por las características de diseño ó condiciones nominales del transformador. con sus respectivos transformadores y el transformador 11.4 MVA Para el año 2014 por el límite por estabilidad que impone una transferencia máxima de 36. Página 39 • Informe Técnico . De dicha revisión se ha registrado que sólo el SM de Punta Arenas posee instalaciones de transmisión. En la transformación 11.5/13. En todos los años las transferencias resultantes de las demandas en Punta Arenas no provocaría que se superara las máximas transferencias por la línea de 66 kV. Las transferencias máximas que se espera para los años 2011 y 2014 resulta de 75 y 83% respectivamente de la capacidad de transformación.2 kV entre las barras de Tres Puentes. Para el transformador 11. De acuerdo con lo anterior se concluye que: • En la línea de transmisión 66 kV no se observan limitaciones de transmisión para las demandas esperadas que se estima para el periodo 2011-2014. requiere determinación de límites de transmisión.5 MVA.5 kV Tres Puentes.10 Conclusiones 10 Conclusiones Se ha efectuado una revisión completa acerca de los elementos de transmisión de los sistemas medianos que son susceptibles de determinarles límites de transmisión.5/13.
Digsilent noviembre de 2011. Abril 2007 [4] Procedimiento Ensayos básicos para la habilitación en el control de frecuencia.11 Referencias 11 Referencias [1] Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos. Edelmag-Digsilent. [6] Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas. [5] Estudio EDAC para subfrecuencia y subtensión. Edelmag-Digsilent. Informe Técnico Página 40 . [3] Procedimiento Aplicación de Criterio de seguridad N-1. Abril 2007. Comisión Nacional de Energía Enero 2006 [2] Procedimiento de Asignación de Reserva Primaria para el Control de la Frecuencia. Abril 2007. Digsilent noviembre de 2011. EdelmagDigsilent. control de tensión y PRS.
1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación ANEXOS 1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación Informe Técnico Página 41 .
debiendo la Empresa disponer de protección para fallas que ocurran en las instalaciones de la unidad generadora. deberán cumplir con las siguientes exigencias mínimas de diseño: a) Si la potencia nominal de cualquier nueva unidad generadora que se instale en un SM. iii) Cada unidad generadora conectada al SM. que a continuación se indican: a) Indefinidamente.0 [Hz]. el propietario de la nueva unidad deberá realizar estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para demostrar que su desconexión intempestiva del SM no producirá desconexiones automáticas de carga por subfrecuencia adicionales a las resultantes de aplicar la presente NT. ii) Para el caso de unidades generadoras que se incorporan al SM. v) Las protecciones de máxima y mínima frecuencia deberán estar coordinadas de acuerdo a los límites de frecuencia establecidos en el Artículo 3-6. deberá disponer de la protección de respaldo para fallas en Instalaciones de Transmisión. pero en ningún caso podrán exceder los valores límites resultantes del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente NT. Los tiempos de despeje de fallas de estas protecciones serán coordinados por la Empresa. Informe Técnico Página 42 . Artículo 5-31 y Artículo 5-49 de la presente NT. para frecuencias entre 48. el tiempo máximo para despeje de falla deberá ser determinado en forma previa a la conexión de la unidad generadora.5 [Hz] y bajo 48.0 [Hz] y bajo 48. b) Al menos 60 segundos entre 48. para los límites de capacidad de potencia activa y reactiva que este diagrama establezca.0 [Hz] y hasta 53.0 [Hz]. e) Al menos 5 segundos sobre 52. Artículo 3-6 Toda unidad generadora deberá continuar operando sus unidades bajo la acción de su Controlador de Velocidad para variaciones de la frecuencia que estén dentro de los límites de operación.0 [Hz]. es mayor que el módulo de la mayor unidad existente.5 [Hz]. el cual será determinado por la Empresa. en sobre y subfrecuencia. d) Al menos 5 segundos entre 47. iv) El ajuste de los relés y de las protecciones que afecten al área del Punto de Conexión deberá estar coordinado en forma previa a la conexión de acuerdo a lo que establezca el Estudio que desarrolle la Empresa para tal efecto. Artículo 3-5 Toda unidad generadora deberá estar en condiciones de operar en forma permanente dentro de su Diagrama PQ.5 [Hz] y 51.5 [Hz]. c) Al menos 60 segundos sobre 51.1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación RESUMEN NORMATIVO CARACTERÍSTICA DE DISEÑO UNIDADES DE GENERACIÓN Artículo 3-4 Las instalaciones y equipamientos de medios de generación que operen en el SM. b) La protección de las unidades generadoras y sus conexiones con el SM debe cumplir con las exigencias mínimas especificadas a continuación: i) El tiempo máximo para despeje de falla en ningún caso podrá exceder los valores límites resultantes del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente NT.5 [Hz] y hasta 52.
b) La tensión máxima entregada por el sistema de excitación al campo de la unidad generadora deberá ser como mínimo 1. Artículo 3-7 Las exigencias mínimas que debe cumplir el sistema de excitación de las unidades generadoras del SM son las siguientes: a) La respuesta de la tensión terminal de una unidad generadora girando en vacío deberá ser positivamente amortiguada en todos los regímenes de operación. b) Banda muerta inferior a 0. Artículo 3-11 Las unidades generadoras que operen en sincronismo deberán contar con un sistema de comunicación para efectos del monitoreo y control de la operación del SM. c) Las oscilaciones deberán ser positivamente amortiguadas en todos los regímenes de operación. es decir. controles de tensión y frecuencia. cuyas exigencias se encuentran definidas en el Capítulo Nº 4 de la presente NT. y comunicaciones operativas.2% del valor nominal de frecuencia. Artículo 3-10 Las centrales generadoras que cuenten con equipamiento de Partida Autónoma y estén conformadas por más de una unidad generadora. la disponibilidad de los medios necesarios tales como consola de mando. medición.5 veces la tensión de excitación correspondiente a operación a plena carga y con factor de potencia nominal.1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación Para valores fuera de los rangos establecidos. entre otras. las protecciones propias de las unidades podrán desconectarlas del SM para prevenir daños al equipamiento. Artículo 3-9 La Empresa establecerá los requisitos y requerimientos técnicos mínimos que deberán cumplir los equipamientos del control centralizado de generación (control secundario de frecuencia). Informe Técnico Página 43 . deberán tener capacidad de operación en forma independiente de sus unidades. señalización. para la operación individual de cada unidad generadora con total independencia de las restantes. entendiéndose por tal. Artículo 3-8 El Controlador de Velocidad de cada unidad generadora que participe del CPF deberá cumplir con las siguientes exigencias mínimas: a) Estatismo permanente con valores entre 0% y 10%. alarmas. ±50 [mHz].
2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas ANEXOS 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Informe Técnico Página 44 .
1 Límite de Transmisión en Línea de 66 kV ANEXOS Informe Técnico Página 45 .2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Anexo 2.
00 39.97 FP:0. Celdas 13.44 x-Axis: 18. 23.15 1.305 37.E.00 Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2014 Caso Demanda Máxima U_P-Curve Date: 11/12/2011 Annex: /6 Informe Técnico Página 46 .E.05 Limite superior banda 1.10 FP:0.44 38.E.44 33.44 Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 1.00 29.141 MW 0. Celdas 13.20 CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2011 DEMANDA MÁXIMA DIgSILENT 1.00 32.95 Limite 35.2 kV G.90 13.u.44 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.2 kV G.436 MW banda 0.00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.2 kV G. 24.409 MW 0.95 34. Celdas 13.96 Fp:0.90 14.00 34.667 MW inferior MW banda 0.98 1.2 kV G.05 1.44 28.: Voltage.00 x-Axis: 19.E.15 Caso Demanda Máxima U_P-Curve Date: 11/12/2011 Annex: /6 DIgSILENT CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2014 DEMANDA MÁXIMA 1.00 33.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Estudios de Regulación de Tensión 1.2 kV G.10 Limite superior banda 1. Celdas 13. Magnitude in p.E.E.2 kV G.041 MW Limite inferior 36.
00 -0.00 0.67 0.A.74 Consumo AL-8A 0.A.00 0.05 0.2 kV Trafo Nº 2 .00 0.00 0.15 Unidad Nº 7 T.P.00 Autotransformador Nº 2 -7.7 MW ~ G Unidad Nº 3 P.44 15.P.00 Trafo Nº 7 C.31 HITACHI 24 MW 52DT1 13.00 0.00 0.00 Line(1) 0.64 3.00 24.00 0.5 kV Trafo Nº 3 .00 0.12 -17. Trafo Nº 1 .00 0.46 0.P.00 0.00 0. 4.00 0.67 0.30 4.00 0. 0.P. GE 10.00 13.58 0. -0.63 34.00 Trafo Nº 3 .89 0. ~ G ~ G 12.45 53.78 1.00 Consumo AL-4 62.00 0.00 0.66 1.74 12.P.25 4.31 23 kV Celdas 13.45 1.00 Celdas 11. 8.07 1.00 0.45 4. 0.00 0. 7.2 kV T.00 0.01 0.17 4.47 3.68 Celdas 11.66 3.C.00 0.36 -1.00 -0.11 17.67 2.23 Autotransformador Nº 6 -8. SOLAR MARS 10.68 34.A. -0.00 -0.05 0.00 0.06 22.P.31 0.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.94 38.00 0.5 MW Trafo Nº 5 C.85 -33.00 0.00 0.94 18.00 0.00 0. 7.67 0.00 0.00 -0.01 0.P.2 kV Trafo Nº 2 . 0.P.00 0.00 0.00 0.00 0.23 0.00 0. 12.525 Annex: P.26 Trafo Nº 3 .00 0.00 Line(1) AWG 3/0 C.A.00 0.00 0.00 -0.00 0. Trafo Nº 4 . 0.00 0.00 -0.T.00 0.00 37.5 MW 0.T.00 ~ G Unidad Nº 2 T.70 2.00 0.00 0.00 0.26 2.2 kV T.56 0.P.74 34.20 3.94 15 MW Unidad Nº 9 T. 0.00 0.31 Consumo AL-1 Consumo AL-X10A 0.49 0.P.46 61.00 XConsumo AL-12 Trafo Nº 6 C.96 -22.45 53.00 XConsumo AL-12 Trafo Nº 6 C.82 36.79 4.63 47.63 2. 0.04 96.08 0.00 52DT1 0.A.05 -0.P.24 1.00 0.00 0.P.14 -2.P.26 ~ G Consumo AL-1 Consumo AL-X10A 0.74 Autotransformador Nº 6 -7.04 ~ G Shunt/Filter Consumo AL-8B 3.06 22.78 13.T.26 Consumo AL-X11 0.00 0. Unidad Nº 4 P.T. Trafo Nº 1 .55 82.P.00 0.E.50 0.00 0.64 49.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Estudios de Límite por Estabilidad 13.00 0.62 7.00 -0.23 Consumo AL-8A 0.26 0.00 -0.00 166.P.80 2. Consumo AL-2 Consumo AL-5 -33.00 0.P.00 0.P. Línea de unión en 23 kV AWG 3/0 Cu (167.28 0.00 Consumo AL-4 0.A.00 0.57 53.74 34.00 0.68 50.26 HITACHI 24 MW Trafo Nº 1 C.00 0.00 0.41 -17.00 0.2 kV P.48 125..2 kV G..00 0.A.80 ~ G 12.00 0.00 Consumo AL-3 2.00 0.C.P. 8.00 0.00 ~ G Unidad Nº 2 T.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.07 43.00 -0.00 0.C.A.99 87.00 0.7 MW 5. Unidad Nº 4 T.62 3.2 kV G.73 2.00 -0.85 66. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Estudio de EDAC SM Punta Arenas Año 2011 Caso Demanda Maxima Pre Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/12/2011 PowerFactory 14.66 2. 13.P.A.00 2.00 -0.00 XConsumo AL-13 G ~ 3.26 2.A.46 0.54 3.A.00 Consumo AL-X11 52D1 52CS3 4.40 1.00 0.41 17. Trafo Nº 7 C.81 23 kV Celdas 13.00 0.A.00 37.00 0.00 Line(2) Unidad Nº 4 P.00 0.A.39 ~ G Shunt/Filter Consumo AL-8B 3.74 -0.34 3.00 0.00 0.06 22.80 19.P.09 Unidad Nº 3 T.C.A.00 0.P.00 0.00 0.00 Unidad Nº 5 T.00 166.00 0.93 38. G ~ G ~ Unidad Nº 2 P.00 0.06 22.38 69.36 -1.C.P.00 0.07 1.00 0. 0.00 0. Unidad Nº 1 P.72 15 MW Unidad Nº 9 T.00 0.00 -0.5 kV 12.T.00 0. ~ G Breaker 13.74 36.00 YConsumo COCAR .00 24.62 35.00 Autotransformador Nº 2 -8.00 0.T. 13.96 -22.A. ~ G ~ G 12.00 0.A.07 1.05 -0.00 0.P.96 -22.5 kV 12.53 82.04 18.00 166.00 0.00 Line(2) AWG 3/0 C.15 1.P.A.00 0. 0.C.17 7.T.00 -0.00 -34.00 Trafo Nº 1 C..00 Consumo AL-7 11.E.05 0.00 2.22 13.P.86 6.74 Consumo AL-9 0.28 67.00 Trafo Nº 5 C.00 0.11 -17.41 0.00 0.12 17.P.85 0.00 0.00 0. Consumo AL-2 3.23 Consumo AL-9 0.00 MG CATERPILLAR 1.00 0.35 0.00 0.00 XConsumo AL-13 52D1 52CS3 4.04 61.00 0.00 0. ARENAS DIgSILENT 13.25 46.04 61.Ingesur 0.49 Consumo AL-X10B 12.74 3.00 -0.80 125.55 125.00 0.31 12.Ingesur 0.79 42.04 -3. ~ G Breaker 13. G ~ G ~ Unidad Nº 2 P. Consumo AL-6 22.00 0.A.P.00 Trafo Nº 4 .94 38.C.00 0.7 MW 12.00 0.00 0.96 -22.24 1.00 0.. Trafo Nº 4 .00 -0.00 0.26 Celdas 11.00 0.P.00 0.94 46.T.43 103.43 3.41 9.51 0.00 Unidad Nº 1 T.00 13. Consumo AL-6 0.A.00 Unidad Nº 3 T.7 MW ~ G Unidad Nº 3 P.00 0.A.06 22.41 0.2 kV P.00 0.P.41 -9.00 0.24 1. Unidad Nº 8 T.00 0.55 Consumo AL-5 -0.00 0.00 0.0.00 0.00 0.00 0.12 27.55 125.8 MCM) Línea de respaldo para PRS CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS Trafo Nº 5 .26 0.00 0.22 89.17 7.93 38.81 0.00 0.00 -153.00 0.63 Trafo Nº 4 .00 0.69 1.00 -0.00 0.00 0.00 0.C.62 35.C.P.75 2.P.52 12.A.72 2.00 0.525 Annex: P.31 G ~ G ~ SOLAR TITAN 13.22 0.00 33.40 1. 0.P. Consumo AL-7 0.20 -0.65 0. ARENAS Informe Técnico Página 47 DIgSILENT .00 0.00 MG CATERPILLAR ~ G Unidad Nº 5 T.33 4.00 -0.00 0.26 G ~ G ~ SOLAR TITAN 13.00 0.64 Consumo AL-X10B 0.00 166.00 0. 0.00 0.00 0.00 0.54 0.00 0. G ~ Unidad Nº 1 P.38 83.P.85 Consumo AL-3 0.P.P. Línea de unión en 23 kV Línea de respaldo para PRS Distance: 0.57 53.P. SOLAR MARS 10.00 0.00 9.00 0.00 0.48 82.00 CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS Trafo Nº 5 .14 -2.C.20 3.46 61.A. 33.00 0.52 7.00 0. GE 10.C.29 -1.00 General Load 0.24 1.96 0.00 0..00 Unidad Nº 1 T.47 1.C.00 0.84 13.00 0.41 0.00 0. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Estudio de EDAC SM Punta Arenas Año 2011 Caso Demanda Maxima Post Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/12/2011 PowerFactory 14.00 0.87 -2.0.00 0.5 kV Trafo Nº 3 .74 YConsumo COCAR .28 10. 0.07 1.68 -34.P.85 37.A. 0.00 0. Unidad Nº 4 T.00 -0.88 0. Unidad Nº 8 T.00 0.A.00 -0..00 11.26 Celdas 11.24 0.C.37 0.74 0.P. 34.P.00 0.00 0.00 0.02 Unidad Nº 7 T.00 0.00 0.C.A.00 0. 5.43 0.72 -0.00 0.00 General Load ~ G 12.P.00 -0.39 -2.61 13.62 7.A.53 82.25 2.00 0.70 1.00 0.
000 16.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 9 T.: Voltage.00 0.9999 11.: Speed in p.A.P. 1.00 40.9999 12.u.: Total Reactive Power in Mvar Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 1.2 kV T.00 50.: Total Active Power in MW Unidad Nº 1 T.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 9 T. .P. Extensión Celdas CTP: Voltage.P.A.0250 12.P.000 0.: Total Active Power in MW Unidad Nº 9 T.P.595 Hz 6.0000 3. .u.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 50.: Total Active Power in MW Unidad Nº 7 T.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 5 T.0625 37.000 -10.5 kV Rhona: Voltage. 13.E.u.5 kV: Electrical Frequency in Hz 13. Unidad Nº 7 T. Unidad Nº 9 T. C.u.80 0.0000 3.9999 12.5 kV: Voltage.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 5 T.000 16.00 1.00 49.000 [s] 20.50 0.P.P. Celdas 11.0000 3.00 0.: Voltage.50 1.9999 7.2 kV P.00 0.000 Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 Caso Demanda Máxima Gráfico2 Date: 11/12/2011 Annex: /2 Informe Técnico Página 48 DIgSILENT .E.: Electrical Frequency in Hz 13.u.9999 12.2 kV G.000 16.000 Unidad Nº 1 T.: Voltage.P. 13.: Total Active Power in MW Unidad Nº 5 T.000 Unidad Nº 1 T.P.232 s 4.P. Magnitude in p.P.00 Y = 0.P.000 [s] 20.000 53.0000 3.P.5 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.P.: Speed in p.2 kV P. .0000 3. 0.0375 25.A.000 16.: Speed in p.00 20.P.0500 1. 23 kV: Voltage. Magnitude in p.P.A.9875 0.00 10.000 [s] 20.P. Magnitude in p.9999 11.20 1.00 -10.10 Y = 1.P.00 2.920 p.0000 -12.90 0.23 kV: Voltage.9999 12.P.u.u.00 10.00 0.u.A.00 52.: Speed in p.00 0. Magnitude in p.000 [s] 20.u.u.P.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 1 T.u.u.916 s Y = 52.5 kV Rhona: Electrical Frequency in Hz Celdas 13.u. Celdas 13.23 kV: Electrical Frequency in Hz C. Magnitude in p.P.2 kV T.: Total Active Power in MW Unidad Nº 4 T.00 1.30 Caso Demanda Máxima Gráfico1 Date: 11/12/2011 Annex: /1 DIgSILENT 1.9999 7.u.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 4 T.9999 12.u.P.000 16.P.u.: Electrical Frequency in Hz Extensión Celdas CTP: Electrical Frequency in Hz 7. Unidad Nº 4 T.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 4 T.00 1.P. Unidad Nº 5 T. 7.000 16.66 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.00 30.5 kV: Voltage. 20.9999 7. Magnitude in p. Magnitude in p.: Speed in p.080 p.2 kV G.: Electrical Frequency in Hz 23 kV: Electrical Frequency in Hz 66: Electrical Frequency in Hz C. Magnitude in p.000 Hz 51.00 -20. Celdas 11.000 [s] 20.9999 7.9999 12.0125 0.P.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 7 T.187 s 52.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 7 T. Magnitude in p.000 [s] 20.50 1.0000 3.
0000 3.000 [s] 20.114 MW 30.00 -4.00 8.000 16.00 0.00 4.9999 Line(1): Total Active Power/Terminal i in MW 7.000 [s] 20.00 -10.9999 12.000 16.000 Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 Caso Demanda Máxima Gráfico3 Date: 11/12/2011 Annex: /3 Informe Técnico Página 49 DIgSILENT .0000 3.923 Mvar 16.00 0.781 s 17.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 40.00 10.00 0.00 0.00 20.9999 Line(1): Total Reactive Power/Terminal i in Mvar 7.921 s 34.00 12.00 0.000 20.00 0.9999 12.
2 kV T.18 Consumo AL-X11 0.2 kV T.00 Line(1) 0. ~ G ~ G 12.7 MW ~ G Unidad Nº 3 P.00 -63.00 ~ G Unidad Nº 2 T.98 Celdas 11.17 0.P.00 Unidad Nº 1 T.00 0.41 ~ G Shunt/Filter Consumo AL-8B 4. ARENAS Informe Técnico Página 50 DIgSILENT .00 13.05 2. ~ G Breaker 13..00 0.60 36.27 3.33 0.91 0.00 Unidad Nº 5 P. Unidad Nº 8 T.38 40.85 0.03 -3.00 0.00 0.P.12 0.03 20.00 0.88 0.18 2.00 Consumo AL-4 0.43 0.00 0.A.93 62. G ~ G ~ Unidad Nº 2 P.00 General Load General L.C.64 109.00 0.00 XConsumo AL-12 Trafo Nº 6 C.P.63 1.A.P.74 0.00 MG CATERPILLAR 2.56 9. Trafo Nº 4 .00 -0.00 0.00 0.A.18 Celdas 11.50 -1.T. Trafo Nº 4 . ~ G ~ G 12.00 2. Línea de unión en 23 kV Línea de respaldo para PRS CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS Trafo Nº 5 .05 0.64 71.00 0.5 MW 0.46 0.C.P.A.5 kV Trafo Nº 3 .50 0.00 -0.00 0.C.33 47.00 0.T.P.83 12.22 1.00 -103.45 0.15 1. -0.48 0.A. G ~ G ~ Unidad Nº 2 P. SOLAR MARS 10.78 0.33 62. Consumo AL-7 0.49 0. 5.00 0. 5.A.00 -0. Línea de unión en 23 kV AWG 3/0 Cu (167.00 0.05 -0.A.87 -0.P.97 Line(2) AWG 3/0 C.C.A.00 -0.00 0.00 Trafo Nº 4 .33 62.13 68.00 0.85 13.00 0.00 0.00 0.46 23 kV Celdas 13.74 54.00 0.59 -32.00 0.00 0.7 MW 6.66 1.67 Unidad Nº 7 T.C.T.24 0.14 9.37 2. 0. Consumo AL-2 4. Trafo Nº 7 C.00 0.63 Consumo AL-5 -0.00 0.P.00 0.00 0.01 0.30 71.00 0. 0.00 0.00 0.99 -20.46 Consumo AL-3 2.A.68 24.00 0.00 11.67 Consumo AL-9 0.P.87 42.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 13.00 0.C.00 0.00 0.A.38 0.A. 0.00 0. Consumo AL-6 0.00 Trafo Nº 7 C.00 0.00 Autotransformador Nº 2 -9.48 12.0.45 2.00 -0.52 7.0.2 kV P.00 0.00 0.27 1.00 0.00 Celdas 11.A.49 -32.41 68.18 Trafo Nº 3 .18 2.2 kV Trafo Nº 2 .04 44.33 4.99 -20.03 19.A.P.P.66 68.96 0.P.P.P.00 XConsumo AL-13 52D1 52CS3 2.2 kV G. 0.22 Consumo AL-9 0.00 0..00 -0.5 kV Rhona Distance: 0.00 0.00 Consumo AL-X11 0.00 0. 32.22 1.00 0.A.P.00 0. 9.05 -0.00 0.00 MG CATERPILLAR 1.00 0. ~ G Breaker 13.04 2.00 0.34 -0.00 Unidad Nº 5 T.P.00 4.P. 8.82 0.00 -103.68 16.00 Consumo AL-3 2. Unidad Nº 4 P.A.02 Unidad Nº 7 T.00 -0.73 Consumo AL-X10B 0.61 Unidad Nº 3 T.T.57 2. GE 10.C.P.P.00 0.00 32.00 0.13 68.Ingesur 0.00 YConsumo COCAR .57 0.83 58.P.00 0. Trafo Nº 1 .C.97 0.00 0.A.72 2.22 1.45 1.56 0.70 87.00 0.41 68. 0.5 kV Trafo Nº 3 .A.20 87.72 15 MW Unidad Nº 9 T.00 ~ G 12.20 -2.00 -0.95 41.00 -0.00 0.67 16.P.C.12 0.00 -0.84 12.00 -103.74 G ~ G ~ SOLAR TITAN 13.00 0.00 52DT1 0. General Load 0.15 ~ G Shunt/Filter Consumo AL-8B 4.93 62.00 0.00 0.62 Consumo AL-5 -32.00 0. -0.00 0.5 kV 12.00 2.46 -32. Consumo AL-6 22. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Estudio de EDAC SM Punta Arenas Año 2014 Caso Demanda Maxima Post Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/12/2011 PowerFactory 14.. 0.8 MCM) Línea de respaldo para PRS CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS Trafo Nº 5 . Consumo AL-2 4.08 15 MW Unidad Nº 9 T.93 0.78 2.78 0.93 41.00 0.59 36.T. 0..00 -0.00 -0.74 HITACHI 24 MW Trafo Nº 1 C.00 0.85 9.14 15. Trafo Nº 1 C.85 Unidad Nº 4 T.00 0.68 -16.P.04 3.67 Autotransformador Nº 6 -9.00 0.82 0.01 0.E.00 0.P.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.A.00 0.30 71.T.5 MW Trafo Nº 5 C.06 24.00 ~ G Unidad Nº 2 T.A.C. 13.00 -0.27 3.22 0.06 24.22 Consumo AL-8A 0. G ~ Unidad Nº 1 P..00 Line(2) Unidad Nº 4 P.67 -16.P.A.06 24.22 1.31 71.P.00 -0.14 -9.T.00 0.00 XConsumo AL-12 Trafo Nº 6 C. ARENAS DIgSILENT 13.C. 0.P.00 0.50 0.14 -15. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Estudio de EDAC SM Punta Arenas Año 2011 Caso Demanda Maxima Pre Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/12/2011 PowerFactory 14.P.00 0.00 Unidad Nº 5 T.05 0.54 G ~ G ~ SOLAR TITAN 13. 9.00 0.00 0.00 13.A.2 kV Trafo Nº 2 .74 ~ G Consumo AL-1 Consumo AL-X10A 0.00 Unidad Nº 1 T.91 3. 0.00 0.00 General L..00 0.00 0.54 13.50 -1.00 -0.00 0.00 0.47 0.54 ~ G Consumo AL-1 Consumo AL-X10A 0.2 kV G.00 0.00 0.37 109.12 0.46 -0.00 0. 32.00 11.00 -0.00 0.07 1..00 0.43 0. SOLAR MARS 10.00 0.00 Line(1) AWG 3/0 C.38 Unidad Nº 3 T.A.05 0.00 0.55 1.49 32.00 0.2 kV P.00 0.44 103.A.70 0.00 Autotransformador Nº 2 -8.61 0.00 0.5 kV 12.31 117.07 1.72 Consumo AL-X10B 13.00 -0.00 0.00 0. 32.7 MW ~ G Unidad Nº 3 P.00 0. 0.P.00 0.00 0.00 0. G ~ Unidad Nº 1 P.P.45 23 kV Celdas 13.Ingesur -0.P.00 0.00 0.00 0.18 0.72 53.7 MW 12.00 0. Trafo Nº 1 .P.85 41..20 -2.07 1.P.00 0. Unidad Nº 4 T.86 0.P.45 0.00 Trafo Nº 4 .81 58.84 81.P.28 117.21 1.81 -3.P.00 Trafo Nº 3 .00 0.00 -0.C. 8.A.00 0.00 0.00 XConsumo AL-13 52D1 52CS3 2.00 0.525 Annex: P.00 0.00 0.00 0. ~ G 12.00 0. Consumo AL-7 0.00 Consumo AL-4 68. 13.55 1.67 0.E.00 0.00 0.07 1.01 24.00 0.99 -20.A.99 -20.45 3.85 YConsumo COCAR .A.00 0.00 0.54 HITACHI 24 MW 52DT1 14.C.T.38 Celdas 11.P.00 Trafo Nº 5 C.00 0.00 0.P.P. Unidad Nº 8 T.66 13.00 23.22 Autotransformador Nº 6 -8.00 0.00 0.00 0.91 80.84 -1. 0.06 24.00 -103. GE 10.525 Annex: P.P.P.C.00 24.00 0.91 0.00 0.67 Consumo AL-8A 0.00 4.
Magnitude in p.P.0000 3.P.P.u. 1.u. 23 kV: Voltage.2 kV P.00 51.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 50.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 4 T.P.00 1.: Speed in p.23 kV: Voltage.: Total Active Power in MW Unidad Nº 4 T.E.: Speed in p.P.: Speed in p.u.66 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.00 0.996 0. Unidad Nº 4 T.000 Hz 52.00 30.9993 7.000 [s] 20.0000 3.99 0.5 kV: Electrical Frequency in Hz 13.997 [s] 19.9999 12.A.10 Y = 1.0000 3. Celdas 13. Unidad Nº 5 T.091 s Y = 52.: Total Active Power in MW Unidad Nº 1 T.9999 12.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 7 T. Celdas 11.u.14 37. Magnitude in p.90 0.998 15.00 40.9999 11. Magnitude in p.2 kV G.08 12.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 5 T.u.392 s 6.5 kV Rhona: Voltage.: Speed in p.05 0.P.30 Caso Demanda Máxima Gráfico1 Date: 11/12/2011 Annex: /1 DIgSILENT 1. .000 Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 Caso Demanda Máxima Gráfico2 Date: 11/12/2011 Annex: /2 Informe Técnico Página 51 DIgSILENT . 13.000 16.00 3. 7. Magnitude in p.00 49.u.P.u.P. 20.: Voltage.9986 11.A. Magnitude in p.997 s 52.996 -10.5 kV: Voltage.2 kV G.998 15.5 kV Rhona: Electrical Frequency in Hz Celdas 13.00 Y = 0.50 0. Magnitude in p.20 1.996 Unidad Nº 1 T. 0.A.9986 11.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 9 T.0000 3. Magnitude in p.A. Unidad Nº 9 T.u.: Electrical Frequency in Hz 23 kV: Electrical Frequency in Hz 66: Electrical Frequency in Hz C.9993 7.0000 3.02 -12.P. Magnitude in p.00 10.00 1.: Total Active Power in MW Unidad Nº 5 T. .000 53. .u.00 1.9986 11.P.2 kV P.: Total Active Power in MW Unidad Nº 7 T.00 0.997 [s] 19.u.997 [s] 19. Unidad Nº 7 T.346 Hz 2.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 5 T.P.: Total Reactive Power in Mvar Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2014 1.P.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 9 T.80 0.A.P.2 kV T.: Electrical Frequency in Hz 13.00 0.2 kV T.5 kV: Voltage.9993 7.997 [s] 19.u.: Voltage.P.00 -10.: Electrical Frequency in Hz Extensión Celdas CTP: Electrical Frequency in Hz 7.00 20.000 [s] 20.P.00 0. Celdas 11. 13.P.P.u.996 Unidad Nº 1 T.50 1.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 4 T.998 15.P.: Speed in p. Extensión Celdas CTP: Voltage.P.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 1 T.000 16.u.998 15.11 25.u.9993 7.920 p.: Voltage.u.P.50 1.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 7 T.P.00 10.9986 11.P.0000 3.P.00 50.5 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.9999 11.23 kV: Electrical Frequency in Hz C.080 p.P.E.00 -20. C.: Total Active Power in MW Unidad Nº 9 T.P. Magnitude in p.u.00 0.
688 MW 30.00 -10.000 [s] 20.000 16.00 0.00 0.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 40.9999 12.00 0.00 12.00 10.000 Estudios Norma Técnica Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011 Caso Demanda Máxima Gráfico3 Date: 11/12/2011 Annex: /3 Informe Técnico Página 52 DIgSILENT .0000 3.000 20.00 -4.0000 3.9999 Line(1): Total Active Power/Terminal i in MW 7.00 0.00 8.9999 12.9999 Line(1): Total Reactive Power/Terminal i in Mvar 7.301 Mvar 16.00 4.516 s 32.646 s 16.00 20.00 0.000 16.00 0.000 [s] 20.
2 Límite de Transmisión en Transformador 11.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Anexo 2.5/13.2 kV ANEXOS Informe Técnico Página 53 .
00 Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2014 Caso Demanda Máxima U_P-Curve Date: 11/13/2011 Annex: /4 Informe Técnico Página 54 .10 Limite superior banda 1.P.00 31.05 1.2 kV T.05 1.95 0.2 kV T. 11.00 Limite inferior banda 0.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Estudios de Regulación de Tensión 1.E.E.5 kV 21.00 41.15 Caso Demanda Máxima U_P-Curve Date: 11/13/2011 Annex: /12 DIgSILENT CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2014 DEMANDA MÁXIMA 1.2 kV G. Celdas 11.5 kV 13.00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.00 Limite inferior banda 0.00 x-Axis: 11.5 kV 21.00 41.15 1.5 kV 13.P.00 31.00 Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2011 1. 11.90 1.00 U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW Celdas 13.10 Limite superior banda 1.2 kV G.20 DIgSILENT CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS AÑO 2011 DEMANDA MÁXIMA 1.00 x-Axis: 11.95 0.90 1. Celdas 11.
00 0.00 -0.00 -0.75 13.05 -0.00 0. 0.05 0.00 0.33 24.00 0.00 5.00 0.T.00 0.54 ~ G Unidad Nº 2 T.00 0.00 0.00 0. Trafo Nº 1 .03 -17.00 0.63 52.98 0.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.00 -0.71 1. 13.65 1.00 0.88 28.44 0.04 6.00 0.P.40 0.00 0.A.00 Celdas 11. ~ G ~ G 12.13 1.02 0.26 4.00 0.P.27 Consumo AL-X11 0.C. ~ G Breaker 13.A.19 61.00 0.40 51.P.00 0. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Estudio de RST SM Punta Arenas Año 2011 Caso Demanda Maxima Pre Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/13/2011 PowerFactory 14.A.41 1.06 23.35 4.00 0.A.04 12.96 63.56 4.67 13. 4.00 0.13 4.88 28. -0.00 Consumo AL-5 -28.18 0.37 63.00 0.00 0.00 0.. -28.00 0.67 1.00 0.01 1.46 -12.00 0.40 Line(2) AWG 3/0 C.22 33.00 0.00 -0.00 0.79 30.A.00 Consumo AL-X11 52D1 52CS3 0.A.C.62 1.97 1.00 0.22 0.P.00 0.19 18.80 30.45 55.47 4.00 0.82 56.00 0.P.P.00 0.P.T.26 0. 27.P.00 12.00 0.43 14.17 4.00 0.80 ~ G Shunt/Filter Consumo AL-8B 0.A.00 0.00 -0.29 30.68 MG CATERPILLAR ~ G Unidad Nº 5 T.A.23 HITACHI 24 MW Trafo Nº 1 C.23 G ~ G ~ SOLAR TITAN 13.00 0.00 0.44 -3.84 28.A.0.77 53.A.P.00 0. -0.08 13.A.04 6.00 Autotransformador Nº 6 0.81 28.00 -0.57 49.25 0.96 96.00 0. Unidad Nº 4 T.C.Ingesur 0.06 Unidad Nº 2 T.00 0.79 30.23 13.70 104.04 MG CATERPILLAR ~ G Unidad Nº 5 T.00 0.00 YConsumo COCAR .2 kV T.P.84 66.05 0.00 0.00 0. Trafo Nº 4 .99 20.00 Celdas 13.00 General Load 12.00 0.00 4.96 63.00 0.47 18.75 11..59 14.88 3..2 kV P.06 23.67 4.0.37 0.00 0.00 0.68 59.00 General Load 0.00 -0.P.77 12. SOLAR MARS 10.92 14..00 0.C.75 2.00 0.P.00 0.00 -0.P.00 12.98 2.P.10 Line(2) Unidad Nº 4 P.19 12.54 13.00 0. Unidad Nº 8 T.00 Celdas 11.00 0.92 3. A.A.P.32 0.27 0. GE 10. Consumo AL-2 0.92 14.65 1.92 1. G ~ G ~ Unidad Nº 2 P.00 Trafo Nº 5 C.04 6.07 1.35 -28.09 0.8 MCM) Línea de respaldo para PRS CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS Trafo Nº 5 .00 0. -0.35 28. Línea de unión en 23 kV AWG 3/0 Cu (167.P. Unidad Nº 4 T.03 -17.00 Celdas 11.00 0.C.T.00 0.P.00 0.00 0.19 12.00 0.T.00 -0.00 0.00 0.24 Unidad Nº 7 T.00 -6.37 97.00 0.25 0.00 4.93 64.00 104.00 0.06 97.00 0.50 Consumo AL-3 0.00 0.04 13.P.00 0. G ~ G ~ Unidad Nº 2 P.63 4.04 -8.63 1.93 97. 13.69 Trafo Nº 4 . 2. Unidad Nº 4 P. 0.99 Consumo AL-4 65.79 -0.37 0.32 50.00 Trafo Nº 5 .5 kV Trafo Nº 3 .00 0.00 -0.P.00 0.00 0.75 2.00 4.32 Autotransformador Nº 2 -13..00 0.00 0.00 0.00 0.00 Trafo Nº 6 C.65 1.00 0. Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Estudio de RST SM Punta Arenas Año 2011 Caso Demanda Maxima Post Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/13/2011 PowerFactory 14.00 44.07 1.69 28.P.04 -12.00 0.41 64.00 0.27 1.00 0.00 XConsumo AL-12 -0.00 Trafo Nº 4 .32 Consumo AL-9 4.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.93 49.A.P.47 12.00 0.00 0.12 Unidad Nº 1 T.00 -0.00 4.00 Trafo Nº 6 C. ~ G Breaker 13.36 Line(1) 28.59 14. ~ G ~ G 12.00 0.06 23.A. SOLAR MARS 10..06 23.65 5.00 24.P.27 Celdas 11..00 Autotransformador Nº 2 0.72 1.2 kV G.00 0.00 0.72 15 MW Unidad Nº 9 T. 0.525 Annex: P.40 97.E.40 0.76 1.T.00 Consumo AL-X10B 13.10 Trafo Nº 7 C.49 57. GE 10.C.T.22 0. Consumo AL-6 0.A.78 1.45 4.P.00 Consumo AL-X10B 13.71 1.70 15 MW Unidad Nº 9 T.04 G ~ G ~ SOLAR TITAN 13.19 -12.C.P.5 kV 12. -28.27 0.13 1.96 63.04 -4.13 1.25 3.46 12.A. 8.5 kV Trafo Nº 3 .00 0.02 0. -28.P.67 Consumo AL-7 5.06 23.49 13.13 1.00 6.00 0.00 0.02 2.00 Trafo Nº 3 . Celdas 13.59 5.00 -0.59 1.C.00 0.7 MW 12.00 0.00 Unidad Nº 1 T.92 51.P.00 0.P. 13.00 0.00 52DT1 YConsumo COCAR . 0.47 -12. 0.A.00 104.00 0.79 4.36 1.C.29 30.67 2. Trafo Nº 7 C.2 kV P.44 Unidad Nº 7 T.80 30.00 0.00 -0. Consumo AL-2 Consumo AL-5 -27.00 -0.91 4.03 -17.00 Trafo Nº 1 C.00 0.05 -0.44 -3.5 MW 0.32 Consumo AL-8A 2.04 Consumo AL-1 Consumo AL-X10A 2.5 kV 12. Trafo Nº 4 .P.23 1.525 Annex: P.00 0.43 103.50 4.00 -0. Unidad Nº 1 P.00 0. Unidad Nº 8 T.00 0.Ingesur ~ G 0.04 HITACHI 24 MW 52DT1 20. 13.88 7.67 61.T.00 ~ G 12.00 0.00 Unidad Nº 3 T.30 82.P. Trafo Nº 1 . 0.10 10. 23.P.P.15 1.P.27 Trafo Nº 3 .25 Consumo AL-4 65.A.00 0.03 -27. Línea de unión en 23 kV Línea de respaldo para PRS CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS 0.27 ~ G 4.00 Unidad Nº 3 T.02 5.90 97.00 0.52 7.66 1.C.00 0.P.07 1.P.00 0.00 0.5 MW Trafo Nº 5 C.P.A..41 97.00 0.14 88.30 52.P.P.59 5.T.A.00 -0.00 0.00 0.00 0.C.92 64.77 -12.00 23.00 0.00 -28.00 23 kV General L.00 XConsumo AL-12 0.C.C.2 kV Trafo Nº 2 .00 24.32 Consumo AL-7 11.98 0. 4.98 28.00 23 kV 26.40 0.75 5.81 Line(1) AWG 3/0 C. 13.00 XConsumo AL-13 G ~ 0. 13.07 ~ G Shunt/Filter Consumo AL-8B 0.05 0.10 86.00 0.03 -17.7 MW ~ G Unidad Nº 3 P.03 Consumo AL-3 0.00 0. 2.71 1.00 0.77 -7.E.A.A.P.00 0.70 104.C.00 28.00 0.00 0.80 4.A.00 0.00 0.A.07 1.26 2.22 0.44 15.82 4.67 2.09 Consumo AL-9 4.19 -12. ARENAS Informe Técnico Página 55 DIgSILENT .32 Autotransformador Nº 6 -13.7 MW 8.00 9.A.00 XConsumo AL-13 52D1 52CS3 0.7 MW ~ G Unidad Nº 3 P.00 0. -0.48 4.00 0.2 kV T.36 0. Consumo AL-6 General L.23 Consumo AL-X10A 2.06 1.00 0.07 0.00 -0.00 0.P.2 kV Trafo Nº 2 .2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas Estudios de Límite por Estabilidad 13.00 0.89 1.P.04 6.49 5. G ~ Unidad Nº 1 P.92 64.57 96.57 62.33 4.00 0.2 kV G. ARENAS DIgSILENT Consumo AL-1 Consumo AL-8A 2. 0.
2 kV G.A.03 20.9999 7.9999 12.00 -5. Celdas 13.9999 11.: Total Active Power in MW Unidad Nº 1 T.2 kV P.u.P.: Total Active Power in MW Unidad Nº 5 T.00 2.A.: Electrical Frequency in Hz Extensión Celdas CTP: Electrical Frequency in Hz 7.0000 3. 1.E.23 kV: Electrical Frequency in Hz C.080 p.5 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.A.P.00 Y = 0. Magnitude in p.00 51. 13.000 16.000 Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2011 Caso Demanda Máxima Gráfico2 Date: 11/13/2011 Annex: /2 Informe Técnico Página 56 DIgSILENT .u.: Voltage.5 kV: Voltage.9999 7. Unidad Nº 5 T.P.00 10.P.P.000 -10.00 1.00 1.: Voltage.u.5 kV: Voltage.000 0. 13.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 4 T.u.0000 3.0000 3.10 Y = 1.920 p.P.9999 12. Extensión Celdas CTP: Voltage.000 Unidad Nº 1 T. Magnitude in p.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 9 T.99 0.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 40.00 15.0000 3.E.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 4 T.P.000 [s] 20.20 1.u.: Electrical Frequency in Hz 13.00 49.u.u.: m:Psum:bus1 Unidad Nº 7 T.P.000 16.000 [s] 20.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 1 T. Magnitude in p. Celdas 11.2 kV P. Unidad Nº 4 T.P. .23 kV: Voltage.00 0.: s:xspeed Unidad Nº 7 T.000 16.9999 7.9999 12.000 [s] 20.9999 12.: Total Active Power in MW Unidad Nº 4 T.P.P.: Electrical Frequency in Hz 23 kV: Electrical Frequency in Hz 66: Electrical Frequency in Hz C.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 9 T.00 5. Magnitude in p.2 kV T.P.P.00 0.5 kV: Electrical Frequency in Hz 13. Magnitude in p.P. 25.: Voltage. .000 16.P.P. Magnitude in p.00 1.P.00 0.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 5 T.5 kV Rhona: Voltage.A.2 kV T.00 0.9999 12.02 10.u.P.00 1.000 [s] 20.u.66 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.00 -10.: Total Reactive Power in Mvar Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2011 1.000 Hz 52.00 20. Unidad Nº 9 T.: Speed in p.P. 0.00 20.u. .9999 7.0000 3.u.: Speed in p.000 [s] 20.30 Caso Demanda Máxima Gráfico1 Date: 11/13/2011 Annex: /1 DIgSILENT 1.P. Magnitude in p.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 5 T.743 s 51.A.: Speed in p.: Total Active Power in MW Unidad Nº 9 T.u.P.5 kV Rhona: Electrical Frequency in Hz Celdas 13.00 50.474 Hz Y = 52.: Speed in p.000 16. 23 kV: Voltage. Magnitude in p.u.04 30.000 [s] 20.P. C.0000 3.00 0.: c:firel Unidad Nº 7 T. 7.u.P.90 0.P.00 10.00 -20.P.000 53.00 0.9999 11.: m:Qsum:bus1 Unidad Nº 7 T.9999 12.000 16. Magnitude in p. Celdas 11.2 kV G.01 0.80 0.u.00 1.000 Unidad Nº 1 T.
50 13.000 [s] 20.000 14.000 Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2011 Caso Demanda Máxima Gráfico3 Date: 11/13/2011 Annex: /3 Informe Técnico Página 57 DIgSILENT .9999 Line(1): Total Active Power/Terminal i in MW 7.000 16.20 12.9999 Line(1): Total Reactive Power/Terminal i in Mvar 7.90 12.000 16.00 28.00 0.60 0.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 32.80 13.00 30.9999 12.0000 3.000 [s] 20.00 29.9999 12.40 14.0000 3.10 13.00 31.
00 0.13 76.91 0.44 -3.97 -21.62 0.36 1.00 9.00 -0. G ~ G ~ Unidad Nº 2 P.00 24.00 0.00 General Load 0.00 52DT1 7.00 12.2 kV T. 13.98 1.38 0..00 Trafo Nº 6 C. 0.43 14.14 36. ~ G Breaker 13.00 0.33 19. ~ G Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Estudio de RST SM Punta Arenas Año 2014 Caso Demanda Maxima Post Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/13/2011 PowerFactory 14.86 15 MW Unidad Nº 9 T.60 5.P.C.00 -0.7 MW 8.18 33.00 0.87 XConsumo AL-13 52D1 52CS3 0. GE 10.28 41.00 12.00 0.E.05 0.P.43 5. SOLAR MARS 10.00 0. 0.P.79 5.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.07 1.C.27 17.16 79.C.A.43 1.69 Line(2) Unidad Nº 4 P.98 37.00 0.00 Trafo Nº 1 C.00 0.77 Consumo AL-7 11.00 Consumo AL-X11 52D1 52CS3 0.P.T.20 Consumo AL-1 Consumo AL-X10A 1.00 Celdas 13.P.90 66. 0.A.00 0.A.64 0..18 0.41 0.00 0.00 Consumo AL-2 0.P. ARENAS Informe Técnico Página 58 DIgSILENT .00 0. GE 10.81 71.00 0.84 28.A.00 XConsumo AL-12 0.00 0.5 kV 12..00 0.01 -32.90 Unidad Nº 7 T.07 1.30 -9. 33. 0.00 -0.00 XConsumo AL-12 -0. 22.16 120.05 0.05 -0.94 16.94 25.53 Line(1) AWG 3/0 C.00 0.39 G ~ G ~ SOLAR TITAN 13.P.38 0.A.00 0. 8.15 79.00 -0.15 1.52 7.67 Autotransformador Nº 2 -13.00 5.32 2.00 0.43 13.5 MW 0.60 4.99 37.88 7.00 0.P.2 kV P.44 5.00 0.A.29 4.A.00 104.C.92 0.79 Trafo Nº 4 .20 HITACHI 24 MW 52DT1 22.C.00 0.41 19.77 Autotransformador Nº 2 -0.00 0.P.A.T.20 12.78 95.62 16.00 0.00 0.59 Consumo AL-X11 2.98 1.00 0.23 0.00 Consumo AL-9 5.92 Unidad Nº 7 T.00 0.00 0.79 32.32 Consumo AL-9 5.92 14. ~ G ~ G 12.59 14.00 0.00 Consumo AL-5 -32.00 Celdas 11.00 0.60 Consumo AL-3 0.89 5.A.84 -32.05 78.P. Consumo AL-2 Consumo AL-5 -32.00 -0.86 0.06 22.05 77. Unidad Nº 8 T. 0.T.62 -16.00 0.89 ~ G Shunt/Filter Consumo AL-8B 0.78 Unidad Nº 3 P.10 4.29 7. 32.00 0.00 0.06 119.90 -0.22 ~ G Unidad Nº 2 T.77 2.00 Consumo AL-X10B 12.00 0.18 33.33 90.10 120.00 Trafo Nº 5 C.A.00 0. 32. SOLAR MARS 10. G ~ G ~ Unidad Nº 2 P. Trafo Nº 7 C.5 MW Trafo Nº 5 C.00 ~ G 12.59 Celdas 13.00 0.00 23 kV 26.00 0. 12.A.95 18. Consumo AL-6 General L.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 13.C.00 0.00 Unidad Nº 1 T.00 0.83 14.2 kV T.07 1. 0.96 31.23 1. 1.P..P.04 5.92 4.C.00 0.07 1.00 0.39 96.22 0.86 XConsumo AL-13 G ~ Unidad Nº 3 T.00 Autotransformador Nº 6 -0.03 6.14 1.36 0.P.0.70 104.39 HITACHI 24 MW Trafo Nº 1 C.00 0.T.45 6.00 0.54 120. -0.00 0.99 37.59 5.00 0.P.00 0.00 Trafo Nº 4 .00 0.02 1.00 0.00 0. ~ G ~ G 12.15 5.26 17.30 -16.P.32 Autotransformador Nº 6 -13.P.00 0.00 0.64 MG CATERPILLAR ~ G Unidad Nº 5 T.00 0.2 kV G.525 Annex: P.25 11.06 4.91 55.00 0.00 24.C.P..2 kV P.00 5.00 0. Trafo Nº 1 .93 -16.A.2 kV Trafo Nº 2 .P.00 0.A.5 kV Trafo Nº 3 . Línea de unión en 23 kV AWG 3/0 Cu (167.15 79.P.C.P.A.62 0. -32.46 ~ G Unidad Nº 2 T.00 0.93 16.00 0.00 -0. 22.44 15.79 2.T. 13.09 63.A.A.14 1.85 0.27 1.73 4. 5. 0.43 103.00 0.00 0.00 0.00 0.70 104.06 22.59 5.00 0.A.5 kV 12.00 0. 0. 13.00 0.00 Celdas 11.00 General Load 0.00 0.P.8 MCM) Línea de respaldo para PRS CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS Trafo Nº 5 .98 1.00 Trafo Nº 5 .86 0.00 0.58 0.00 -0.T.37 1.00 -6.A.00 0. ~ G Breaker 13.00 0.00 0.P.00 Trafo Nº 3 .20 G ~ G ~ SOLAR TITAN 13.00 YConsumo COCAR .00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.A.P.5 kV Trafo Nº 3 .06 78. 13.00 0.97 -21.00 0.00 0.P.00 12.00 -0.2 kV Trafo Nº 2 .42 1.00 0.00 23 kV 0.00 Trafo Nº 6 C.30 79.59 14.66 0.00 0.A.02 1.00 0.P.46 1.35 2.26 -17.96 41.30 120. Trafo Nº 4 .54 33. Trafo Nº 4 .44 -33.29 Consumo AL-4 63.52 1.A.73 Unidad Nº 3 P. Unidad Nº 8 T.73 0.. ~ G Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Estudio de RST SM Punta Arenas Año 2014 Caso Demanda Maxima Pre Contingencia Project: EDELMAG SA Graphic: RED Date: 11/13/2011 PowerFactory 14.84 2.00 0.77 2.92 0..P.00 0.00 0.P.00 Celdas 11.06 22.525 Annex: P.00 0.P.T.00 0.59 Consumo AL-4 62.00 0.00 0.05 0.78 MG CATERPILLAR ~ G Unidad Nº 5 T.36 0.00 0.00 Unidad Nº 3 T.90 5.98 1.27 25.Ingesur Unidad Nº 1 T.67 Consumo AL-7 11.00 -32.82 0.P.07 1.94 -16.30 16.43 13.32 Consumo AL-8A 2.98 31.7 MW 2.00 5.00 -0.64 Line(2) AWG 3/0 C.52 0.00 0.44 -33.00 0.14 1.00 0. 0. Trafo Nº 1 .00 0.29 Trafo Nº 7 C.00 -0.00 0.16 63.32 0.00 0.10 78.62 -9. Unidad Nº 4 T.00 0.00 -0.09 0.00 Consumo AL-X10B 12.66 70.06 22.00 0.06 22.00 ~ G 0.00 -0.00 26.P.00 0.00 0. G ~ Unidad Nº 1 P. Unidad Nº 4 T.39 12.A.78 61.05 -0.08 63.26 65.95 1.A.68 120.43 2.A.01 2.27 -17.59 5.58 0.64 120.A. 4.01 Consumo AL-3 2.00 0.37 66.Ingesur 0.14 1.P.43 2.88 5.C. 1.C.P.00 0.00 0.43 1. 0.59 0.00 0.C.P.P.55 5.97 -21.97 -21.05 78.00 0. ARENAS DIgSILENT 13.58 0.P.89 16.98 37.0.P.53 119.00 1.7 MW 12.P.00 Consumo AL-8A 2.77 4.00 0.92 14.5 kV Rhona Unidad Nº 5 P.56 Line(1) 32.18 5.14 36.66 66.7 MW 2.00 1.86 2.72 15 MW Unidad Nº 9 T.00 0.2 kV G. Unidad Nº 4 P.00 0.. Consumo AL-6 General L. Línea de unión en 23 kV Línea de respaldo para PRS CENTRAL PUNTA ARENAS 52 DS 0.84 32.58 0.00 -0.59 Trafo Nº 3 . -0.73 5.00 0.P.00 -0.00 0.76 0.00 0.A.39 Consumo AL-1 Consumo AL-X10A 1.92 0. 12.E.56 0. Unidad Nº 1 P.98 YConsumo COCAR .90 61.95 2.00 0.00 0.48 ~ G Shunt/Filter Consumo AL-8B 0.00 104.00 0.09 5.T.C.33 7.00 0.00 0.31 1.59 Celdas 11.86 0.00 0.00 0.C.00 0.44 -3.56 0.09 -1.00 0.00 0.00 0.P.P.
0000 3.P.2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 30.E.5 kV Rhona: Voltage. Magnitude in p.: Speed in p.03 20. Magnitude in p.9999 7.654 s 51.00 0.u.u.P.00 1.: Electrical Frequency in Hz Extensión Celdas CTP: Electrical Frequency in Hz 7.000 53.20 Caso Demanda Máxima Gráfico1 Date: 11/13/2011 Annex: /1 DIgSILENT 1.5 kV Rhona: Electrical Frequency in Hz Celdas 13.66 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.: Speed in p.99 0.02 10.P.u. .00 0.: Total Active Power in MW Unidad Nº 5 T.P.00 Y = 52.P. 7.2 kV T.9999 12. .00 2.000 16. Magnitude in p.: Voltage. Celdas 13.P.00 1.000 16.5 kV: Electrical Frequency in Hz Celdas 11.P.00 0.000 16.00 5.00 5.P. 13. .00 10.P.00 -5.5 kV: Voltage.P.00 49.000 [s] 20.: Voltage.: m:Psum:bus1 Unidad Nº 7 T.: s:xspeed Unidad Nº 7 T.u.00 15.2 kV P.80 0.000 Unidad Nº 1 T. 23 kV: Voltage.00 10.2 kV T.0000 3.00 0. 1.P.00 -10.P.10 Y = 1.000 [s] 20.70 0.080 p.00 20.9999 7.00 Y = 0.: Electrical Frequency in Hz 13.0000 3.: c:firel Unidad Nº 7 T.00 0.000 Unidad Nº 1 T.00 52.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 1 T. Magnitude in p. Unidad Nº 4 T.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 5 T.000 [s] 20.u.P.000 0.u.9999 11.2 kV G.000 16.5 kV: Electrical Frequency in Hz 13. Magnitude in p.000 [s] 20.A.P.A.2 kV P.u.: Total Active Power in MW Unidad Nº 9 T.9999 12.9999 7.0000 3.00 -20.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 4 T.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 9 T.9999 7.23 kV: Voltage. Unidad Nº 5 T.P.23 kV: Electrical Frequency in Hz C.u.000 16.00 1. Celdas 11.192 Hz 51.90 0.A.P.000 16.000 Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2014 Caso Demanda Máxima Gráfico2 Date: 11/13/2011 Annex: /2 Informe Técnico Página 59 DIgSILENT .01 0.u. 0.000 [s] 20.u.P.9999 11.920 p.u.: Total Active Power in MW Unidad Nº 4 T. Celdas 11.000 -10.2 kV G.: Speed in p.5 kV: Voltage.00 20.P. C. Magnitude in p.0000 3.P.000 Hz 50.00 1. Extensión Celdas CTP: Voltage.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 4 T.u.9999 12.P. 13. Magnitude in p.000 [s] 20.P.9999 12.00 15.: Total Reactive Power in Mvar Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2014 1.A.A. Magnitude in p.: Electrical Frequency in Hz 23 kV: Electrical Frequency in Hz 66: Electrical Frequency in Hz C.9999 12.P.P. Magnitude in p.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg Unidad Nº 9 T.00 0.9999 12.: Total Active Power in MW Unidad Nº 1 T.u. 25. Unidad Nº 9 T.P.u.0000 3.: m:Qsum:bus1 Unidad Nº 7 T.E.u.: Total Reactive Power in Mvar Unidad Nº 5 T.: Speed in p.P.: Voltage.
60 17.0000 3.00 35.40 18.000 16.9999 12.000 16.00 32.80 0.A 2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas 36.000 18.00 0.000 [s] 20.00 33.000 Estudios Norma Técnica Estudio RST SM Punta Arenas 2014 Caso Demanda Máxima Gráfico3 Date: 11/13/2011 Annex: /3 Informe Técnico Página 60 DIgSILENT .0000 3.00 17.9999 12.00 34.9999 Line(1): Total Active Power/Terminal i in MW 7.9999 Line(1): Total Reactive Power/Terminal i in Mvar 7.20 16.000 [s] 20.80 18.
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References: Artículo 5
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 resolución 
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