ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

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ESTUDIO DE ESTABILIDAD

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RESUMEN EJECUTIVO

En el siguiente informe se presentan los resultados asociados al estudio de estabilidad, realizado para analizar el impacto que tendrá la conexión de la central Punta Palmeras, de propiedad de Acciona Energía Chile S.A., al Sistema Interconectado Central. Esta central, corresponde a un parque eólico, de 45 [MW] de potencia nominal, que se conectará al SIC por medio de la subestación Las Palmas, en un nivel de tensión de 220 [kV].

Para evaluar el impacto que tendrá la incorporación de la central en el SIC, se efectuó un estudio en régimen dinámico, esto de acuerdo al comportamiento transitorio que tienen los niveles de tensión y frecuencia en las barras cercanas a las nuevas instalaciones asociadas a la central. Del mismo modo, la transferencia de potencia de las líneas aledañas eléctricamente a ésta. Además, se analiza el ángulo rotórico de generadores con respecto al ángulo de la máquina de referencia, la cual corresponde al generador Ralco 1, que inyecta potencia al sistema a través de la S/E Charrúa. Los ángulos analizados corresponden a generadores tanto del sistema al que se conecta la central como algunos de los más grandes del SIC. Todo lo anterior debe cumplir con las disposiciones establecidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente.

A fin de realizar el análisis, la empresa Acciona entregó la información necesaria para la modelación del parque eólico Punta Palmeras, y la Subestación Las Palmas de propiedad de Transelec, por medio de la cual se conecta al SIC.

Este estudio se realizó con la base de datos entregada por el CDEC-SIC, de Diciembre de 2013, la cual se actualizó a Agosto de 2014, mes en que se espera la puesta en servicio de la central Punta Palmeras. Esta actualización se efectuó incorporando en dicha base las correspondientes actualizaciones de generación, transmisión y demanda, del programa del SIC, publicado en el informe de fijación de precios de nudo de Octubre de 2013 de la CNE. Adicionalmente, se consideró los proyectos de generación indicados en la carta D.O. Nº0988/2013.

Para estudiar el impacto provocado por la inyección del Parque Eólico Punta Palmeras, se analizaron distintos escenarios operacionales, requeridos por el CDEC en la carta antes indicada. Estos escenarios incluyen la operación tanto en condición normal como bajo las contingencias específicas solicitadas por el CDEC. También se incluyen los casos en que la central Punta Palmeras sale de servicio intempestivamente, así también se simuló la salida intempestiva del total de la generación eólica de la zona, entre otras contingencias.

El resultado del análisis realizado permite corroborar que el comportamiento de las instalaciones de la central eólica Punta Palmeras, cumple con los requisitos impuestos por

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la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Del mismo modo lo hace la conexión de ésta al Sistema Interconectado Central, por medio de la subestación Punta Palmeras. Se verifica entonces que la incorporación de la central al SIC no produce inconvenientes en la operación normal de éste, no siendo necesario modificar las instalaciones existentes.

Se destaca que en la carta D.O. Nº0988/20 el Programa de Obras de Gx y Tx del SIC indicado por el CDEC-SIC no concuerda con el listado obras de Gx (construcción y estudio) indicado por la CNE en el Informe de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de 2013 (documento vigente). En particular no están contempladas todas las plantas fotovoltaicas indicadas por CDEC para el análisis. Esto implica que las condiciones objetivas del sistema pudieran no ser tan críticas como se indica en el estudio completo.

No obstante lo anterior, la interconexión de la central Punta Palmeras en la red del SIC, no implica un impacto perjudicial en la zonas en estudio, manteniendo tensión, frecuencia, transmisión y ángulos rotóricos de los generadores normales durante su funcionamiento y salida de servicio, y por lo tanto, el ingreso a este Sistema Interconectado es técnicamente factible según los resultados de este estudio de estabilidad.

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ESTUDIO DE ESTABILIDAD

PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

REV. FECHA PREPARÓ REVISÓ APROBÓ DESCRIPCIÓN

0 16-01-2014 F.R.S L.C.B. J.A.C. Emitido para revisión CDEC-SIC

1 06-03-2014 F.R.S L.C.B. J.A.C. Atiende observaciones CDEC-SIC

VALGESTA ENERGÍA S.A.

Alonso de Córdova Nº 5900 Piso 4, Of. 402 Las Condes – Santiago – Chile

Tel: (+562) 2224 9704 Fax: (+562) 2229 3981 MARZO 2014 P R E P A R A D O P A R A : C D E C - S I C P O R O R D E N D E A C C I O N A E N E R G Í A C H I L E S . A .

EL PRESENTE INFORME HA SIDO ELABORADO POR VALGESTA ENERGÍA, PARA EL

CDEC-SIC POR ORDEN DE ACCIONA ENERGIA QUIEN LO RECIBE Y ACEPTA PARA

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TABLA DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN ... 15

2 OBJETIVOS ... 16

3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES ... 17

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO ... 17

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN ... 17

3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS ... 21

3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES ... 26

4 ASPECTOS CONSIDERADOS DE LA NORMA TÉCNICA ... 29

5 ESTUDIO DE ESTABILIDAD ... 40

5.1 ESCENARIOS ANALIZADOS ... 41

5.2 MODELAMIENTO DE NUEVAS CENTRALES AGREGADAS ... 46

5.3 RESULTADOS SIMULACIONES ... 47

5.3.1 Escenario operacional 1: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada... 50

5.3.2 Escenario operacional 2: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona ... 53

5.3.3 Escenario operacional 3: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona ... 55

5.3.4 Escenario operacional 4: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda. ... 57

5.3.5 Escenario operacional 5: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II ... 59

5.3.6 Escenario operacional 6: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos ... 61

5.3.7 Escenario operacional 7: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ... 63

5.3.8 Escenario operacional 8: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ... 65

5.3.9 Escenario operacional 9: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ... 67

5.3.10 Escenario operacional 10: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ... 69

5.3.11 Escenario operacional 11: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ... 71

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5.3.12 Escenario operacional 12: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada ... 73 5.3.13 Escenario operacional 13: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona ... 76 5.3.14 Escenario operacional 14: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Generación máxima

intempestiva de todos los parques eólicos de la zona ... 78 5.3.15 Escenario operacional 15: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda. ... 80 5.3.16 Escenario operacional 16: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II ... 82 5.3.17 Escenario operacional 17: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos 84

5.3.18 Escenario operacional 18: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ... 86 5.3.19 Escenario operacional 19: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

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5.3.20 Escenario operacional 20: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos

extremos. ... 90 5.3.21 Escenario operacional 21: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. 92 5.3.22 Escenario operacional 22: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

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5.3.23 Escenario operacional 23: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada ... 96 5.3.24 Escenario operacional 24: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona ... 99 5.3.25 Escenario operacional 25: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Generación máxima

intempestiva de todos los parques eólicos de la zona ...101 5.3.26 Escenario operacional 26: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda. ...103 5.3.27 Escenario operacional 27: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II ...105 5.3.28 Escenario operacional 28: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos 107

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5.3.29 Escenario operacional 29: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ...109 5.3.30 Escenario operacional 30: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

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5.3.31 Escenario operacional 31: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos

extremos. ...113 5.3.32 Escenario operacional 32: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

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5.3.33 Escenario operacional 33: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos.

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5.3.34 Escenario operacional 34: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de la central proyectada ...119 5.3.35 Escenario operacional 35: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva del total de la generación de origen eólico de la zona ...122 5.3.36 Escenario operacional 36: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Generación máxima intempestiva de todos los parques eólicos de la zona ...124 5.3.37 Escenario operacional 37: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central Guacolda. ...126 5.3.38 Escenario operacional 38: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Desconexión intempestiva de una unidad de central de San Isidro II ...128 5.3.39 Escenario operacional 39: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos ...130 5.3.40 Escenario operacional 40: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ...132 5.3.41 Escenario operacional 41: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ...134 5.3.42 Escenario operacional 42: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Las Palmas - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ...136 5.3.43 Escenario operacional 43: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 5% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ...138

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5.3.44 Escenario operacional 44: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Falla bifásica a tierra en un circuito de LT 220 kV Nogales - Los Vilos, en 95% de la línea, con apertura simultánea en ambos extremos. ...140

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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Centrales en construcción. ITD Octubre 2013 ... 21

Tabla 2: Centrales recomendadas. ITD Octubre 2013 ... 22

Tabla 3: Obras de Transmisión en construcción. ITD Octubre 2013 ... 23

Tabla 4: Obras de Transmisión recomendadas. ITD Octubre 2013 ... 23

Tabla 5: Proyección de crecimiento, consumo Regulado + Industrial, por zonas características. ITD Octubre 2013 ... 24

Tabla 6: Proyección de crecimiento, consumo Regulado, por zonas características. ITD Octubre 2013 ... 24

Tabla 7: Proyección de crecimiento, consumo Industrial, por zonas características. ITD Octubre 2013 ... 24

Tabla 8: Actualización de la demanda a Agosto 2014 (p.u.) realizado en la Base Digsilent... 25

Tabla 9: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/2013 ... 25

Tabla 10: Datos Generador ... 26

Tabla 11: Datos Cables Media Tensión ... 26

Tabla 12: Datos Transformador de poder ... 28

Tabla 13: Datos Línea de Transmisión ... 28

Tabla 14: Escenarios Operacionales (44) solicitados en carta D.O. Nº0988/2013 ... 42

Tabla 15: Centrales Fotovoltaicas prontas a conectarse al SIC ... 47

Tabla 16: Centrales Eólicas conectadas y prontas a conectarse al SIC ... 48

Tabla 17: Características centrales Guacolda, Taltal y El Peñón. ... 48

Tabla 18: Temporizaciones comunes de las simulaciones ... 49

Tabla 19: Despachos de interés realizados para los Escenarios 1 al 11 ... 51

Tabla 20: Evolución de la Tensión en barras, Escenario 1 ... 52

Tabla 21: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario 1 ... 52

Tabla 22: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario 1... 52

Tabla 23: Evolución de la potencia en líneas, Escenario 1... 52

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Tabla 58: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario 10 ... 70

Tabla 59: Evolución de la potencia en líneas, Escenario 10 ... 70

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Tabla 114: Evolución de la Tensión en barras, Escenario 24 ...100

Tabla 115: Evolución de la frecuencia en barras, Escenario 24 ...100

Tabla 116: Evolución de ángulos rotóricos, Escenario 24 ...100

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Tabla 121: Evolución de la potencia en líneas, Escenario 25 ...102

Tabla 154: Despachos de interés realizados para los Escenarios 34 al 44 ...120

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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras ... 18

Figura 2. Unilineal Parque Eólico y S/E Punta Palmeras ... 19

Figura 3. Diagrama Unilineal Digsilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC ... 20

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1 INTRODUCCIÓN

La empresa Acciona Energía Chile S.A., en adelante “el Cliente”, está construyendo el parque eólico Punta Palmeras, en adelante “la central”, en la zona cercana a la ciudad de Los Vilos y espera conectarla al SIC, específicamente a la subestación Las Palmas en 220 [kV]. Dicha subestación es propiedad de la empresa Transelec.

En el marco de la normativa vigente, todo central que desee conectarse al SIC, debe cumplir con requerimientos técnicos identificados en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, NT de SyCS.

El presente documento corresponde al estudio de flujo de potencias, en el cual se analiza el comportamiento dinámico de la tensión y frecuencia en las barras aledañas a la central. También los ángulos rotóricos de los generadores de la zona y de los más grandes del SIC. Del mismo modo la potencia activa de las líneas eléctricamente adyacentes a la central.

Se proyecta que la central inyectará en el SIC, en condición de generación normal, una potencia de 45 [MW]. Se estima que la central se incorporará al SIC en el mes de Agosto de 2014.

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2 OBJETIVOS

El Parque Eólico Punta Palmeras debe ser evaluado técnicamente, en forma dinámica, de acuerdo a las disposiciones y normativas vigentes. Esto con el fin de determinar la estabilidad transitoria del sistema al que se conecta la central, y con esto el impacto eléctrico que tendrá en el SIC su incorporación. Lo anterior basado en la evolución de las variables analizadas, desde ocurrida la contingencia, hasta llegar nuevamente a un punto de equilibrio.

El análisis de la evolución que tendrán las variables anteriormente mencionadas, y con las cuales se podrá determinar el impacto de la conexión de la central en el SIC, se realiza utilizando la base de datos entregada por el CDEC-SIC, a la que se le ha agregado la central. Las simulaciones se efectuaron utilizando el software Power Factory de Digsilent.

La evaluación se efectúa realizando simulaciones dinámicas de la operación del SIC, en distintos escenarios de operación, incluyendo en las centrales que estarán en funcionamiento al momento de la puesta en servicio de la central en estudio, reflejando con esto las condiciones de operación futuras del sistema.

Se determina la estabilidad del sistema al incorporar la central en el SIC luego de comprobar si las variables analizadas cumplen con las exigencias establecidas en la NT de SyCS.

Las contingencias aplicadas son las solicitadas en la carta D.O. generada por el CDEC-SIC, esto debido a que la topología de la zona en la que se conectan las nuevas instalaciones, corresponde a una subestación del sistema troncal del SIC.

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3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO

A objeto de poder realizar las modelaciones, el cliente ha enviado la información necesaria de las instalaciones de la central, de la subestación de conexión, y los equipos de ambas. Además se cuenta con la base de datos del programa Power Factory de DigSilent, enviada por el CDEC-SIC de fecha diciembre de 2013, actualizada por el consultor a Agosto de 2014, mes en que se espera que la central comience su inyección al SIC.

Está proyectado que la central genere en 12 [kV] mediante 15 turbinas modelo AW109 3000 IECIIa [50Hz] Acciona Windpower de 3 [MW] de potencia cada una, con un total de 45 [MW] para el parque eólico. Dichas unidades generadoras se conectarán mediante tres alimentadores a la barra de 12 [kV] que conecta con el transformador de 12/220 [kV] y 50 [MVA] de potencia, ver Figura 1. Finalmente, y por medio de un línea en 220 [kV] y de 6,4 [km] de longitud, se inyecta la potencia generada por la central al SIC, conectándose a un paño de la subestación Las Palmas de Transelec.

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN

El diagrama unilineal que se expone a continuación, en la Figura 1, muestra la configuración de la central en estudio modelo Digsilent, en la Figura 2 el unilineal detallado de la S/E Punta Palmeras y en la Figura 3 la subestación de conexión y parte del sistema SIC en la zona de conexión extraída de Digsilent.

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Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras Las Palmas J2 Punta Palmeras J Punta Palmeras C A6.1(14) A6.2(15) A1.1(13) A1.2(12) A2.1(11) A2.2(10) A2.3(9) A3.1(8) A3.2(7) A3.3(6) A4.1(5) A4.2(4)

A.5.3(1) A5.2(2) A5.1(3)

Lin e (3 2 ) Lin e (3 2 ) P P a lm e ra s 2 2 0 /1 2 kV 5 0 M V A 11 P P a lm e ra s 2 2 0 /1 2 kV 5 0 M V A 11 Lin e (3 1 ) Lin e (3 1 ) Lin e (3 0 ) Lin e (3 0 ) Lin e (2 9 ) Lin e (2 9 ) Lin e (2 8 ) Lin e (2 8 ) Lin e (2 7 ) Lin e (2 7 ) Lin e (2 6 ) Lin e (2 6 ) Line(25) Line(25) Line(24) Line(24) Line(23) Line(23) Line(22) Line(22) Line(21) Line(21) Line(20) Line(20) Line(19) Line(19) Line(18) Line(18) Line(17) Line(17) G ~ AW(1.. G ~ AW(1.. G ~ AW(1.. G ~ AW(1.. G ~ AW(1.. G ~ AW(1.. G ~ AW(9) G ~ AW(8) G ~ AW(7) G ~ AW(6) G ~ AW(5) G ~ AW(4) G ~ AW(3) G ~ AW(2) G ~ AW(1)

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Figura 2. Unilineal Parque Eólico y S/E Punta Palmeras

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Figura 3. Diagrama Unilineal Digsilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC NOGALES LOS VILOS LAS PALMAS PAN DE AZUCAR EL PEÑON PUNTA PALMERAS CANELA II CANELA I TALINAY MONTE REDONDO LOS CURUROS TOTORAL EL ARRAYAN Vicu Punta Palmer.. Ca.. E l A rr a ya n _ _ L o s C u ru ro s _ .. M o n te R e d o n d .. Talinay__ Nog.. PAz.. Totora/Z Totora/E2 Totora/E1 Totora/B2 Totora/B1 Totora/J Ventan/J Nog.. PAzu.. L...

S/E Las Piedras..

Peñon/E Espino/E Espino/J Olivos/E Las Palmas/J2 LVilos/J2 SJo/H Choapa/H PAzu/Reg 2 Peñon/H Ov.. Illape/H Quill/R CVieja/H Ovalle/C2 Ovalle/C Qui.. Quill/H Qui.. Ovalle/B Quinqu/H PAzu/J1 PAz.. PAzu/H2 Pu nt a P al m e ra s( 4 3. . AA AC F LI N T 37 5 m m .. Pu nt a P al m e ra s( 4 3. . AA AC F LI N T 37 5 m m .. El Arrayan__(.. 2-Winding Tra.. El Arrayan__(.. 2-Winding Tra.. Pa n d e Az. . Pa n d e Az. . Pa n d e Az. . Pa n d e Az. . Los Cururos.. 2-Winding T.. Los Cururos.. 2-Winding T.. Monte Redondo__(.. 2-Winding Transf.. Monte Redondo__(.. 2-Winding Transf.. T a lin a y_ _ (1 ) 2-W in di ng T a lin a .. T a lin a y_ _ (1 ) 2-W in di ng T a lin a .. Ta p T a lin .. Ta p T a lin .. Ta p T a lin .. Ta p T a lin .. 2 2 V V 0 Totoral I. S S /A A L as P al m a. . C a rg a I 0 0 0 0 0 0 4 0 I. MCDA Carga I 4 0 3 I. Los Piuquenes 220 kV Carga I 4 1 G~ 0 0

I. SS/AA Los Espinos Carga I I. SS/AA El Peñón Carga I SS /A A O liv os C a rg a I G_~ G_~ G_~ G_~ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 G~ G~ G~ G~ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 G ~ G ~ G ~ G ~ 00 00 00 00 0 0 R. San Joaquin 110 kV Carga R 11 11 -8-8 R. Quereo 110 kV Carga R 1 2 1 2 9 R. Vicuña Carga I R 0 4 I. P to . C hu n g o + S S /A A L o s V ilo s 1 1 0 k V C a rg a I I. Ovalle 66 kV Carga I R . M a rb e lla 1 1 0 kV C a rg a R R. Ovalle 66 kV Carga R -2 10 R. Casas Viejas 110 kV Carga R R. Andaco Carga 8 3 8 3

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3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS

La base de datos entregada por el CDEC-SIC, correspondiente a diciembre de 2013, fue actualizada a agosto de 2014, ingresando en esta las obras en construcción de: generación, transmisión y proyección de demanda publicadas por la CNE en el informe de precios de nudo vigente: FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2013 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC), OCTUBRE DE 2013, INFORME TECNICO DEFINITIVO. Así también los proyectos de generación indicados en la carta D.O. Nº0988/2013 generada por el CDEC-SIC a petición del cliente. Dichas actualizaciones se muestran en las tablas siguientes. Para llevar el SIC al escenario futuro, se seleccionaron las obras que debieran estar en servicio en agosto de 2014.

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Tabla 3: Obras de Transmisión en construcción. ITD Octubre 2013

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Tabla 5: Proyección de crecimiento, consumo Regulado + Industrial, por zonas características. ITD Octubre 2013

Tabla 6: Proyección de crecimiento, consumo Regulado, por zonas características. ITD Octubre 2013

Tabla 7: Proyección de crecimiento, consumo Industrial, por zonas características. ITD Octubre 2013

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Tabla 8: Actualización de la demanda a Agosto 2014 (p.u.) realizado en la Base Digsilent

Tabla 9: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/2013

SISTEMA ago-14 SISTEMA ago-14

SIC NORTE 1,04 SIC NORTE 1,13 SIC CENTRO 1,05 SIC CENTRO 1,01 SIC ITAHUE 1,06 SIC ITAHUE 1,06 SIC CONCEP 1,06 SIC CONCEP 1,03 SIC SUR 1,07 SIC SUR 1,07 SIC AUSTRAL 1,07 SIC AUSTRAL 1,01

CONSUMO RESIDENCIAL CONSUMO INDUSTRIAL

Proyecto Generación Punto de Conexión Capacidad

Instalada MWFecha de Puesta en Servicio Proyecto Fotovoltaico Javiera Barra seccionadora en LT 220 kV Diego de

Almagro - Paposo 70 4º trimestre 2014

Proyecestos Fotovoltaicos Canto del

Agua, Denersol II y Denersol III S/E Maitencillo 110 kV 59 Julio 2014 Central Fotovoltaica Llano de Llampos Barra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Cerro Negro Norte 100 Diciembre 2013

Parque Eólico El Arrayán Barra seccionadora en LT 220 kV Las Palmas -

Pan de Azúcar C2 115 2014

Proyecto Fotovoltaico San Andrés Barra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Carrera Pinto 50 Diciembre 2013

Parque Eólico Pacífico y La Cebada (Los Cururos)

S/E Seccionadora circuito 1 Las Palmas - Pan de

Azúcar 220 kV (a 30 km de Las Palmas) 72 Fines de 2013 Proyectos Fotovoltaicos Inca de Varas I y

II S/E Carrera Pinto 50 1º semestre 2014

Proyecto Fotovoltaico "PV Salvador" Tap off en LT 110 kV Diego de Almagro -

Salvador 68 1º semestre 2014

Proyectos Fotovoltaicos Valleland I y

Valleland II Tap-Off en LT 220 kV Maitencillo - Cardones c1 67 1º semestre 2014 Proyectos Fotovoltaica Solar Atacama S/E Carrera Pinto 135 Julio 2014 Proyecto Solar SolaireDirect Generation x

05 S/E Los Loros 50 3º trimestre 2014

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3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES

Tabla 10: Datos Generador

Tabla 11: Datos Cables Media Tensión

Cables de Media Tensión (1)

Tipo (cable aislado) XLPE Al

Sección 500 kCM

Voltaje nominal 15 kV

Corriente nominal (subt.) 0.436 kA Corriente nominal (aéreo) 1 kA

Frecuencia nominal 50 Hz

Resistencia R1 (20 ºC) 0.168 Ω/km

Reactancia X1 0.119 Ω/km

Cantidad de unidades del Parque 15

Modelo AW109/3000 IECIIa [50Hz]

Fabricante Acciona Windpower S.A.

Tipo de generador Máquina asíncrona

Tipo de máquina Doblemente alimentada (DFIG)

Potencia Aparente Nominal 3599 kVA

Potencia activa nominal 3000 kW

Zecuencia cero R0 0.01 p.u.

Zecuencia cero X0 0.1 p.u.

Resistencia estator Rs 0.01118 p.u.

Mreactancia mag. Xm 3.18658 p.u.

Reactancia estator Xs 0.20744 p.u.

Resistencia rotor RrA 0.011422 p.u.

Reactancia estator XrA 0.110718 p.u.

Corriente de rotor bloqueado (IIr/In) 2.25 p.u.

R/X de roto bloqueado 0.053904 p.u.

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Sección 1000 kCM

Sección 1250 kCM

Tipo (cable desnudo) LA-180

Sección (total) 182 mm2

Corriente nominal (subt.) ---

Corriente nominal (aéreo) 0.4313 kA

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Tabla 12: Datos Transformador de poder

Tabla 13: Datos Línea de Transmisión

Tipo de transformador 2 enrollados

Potencia nominal 50 MVA

Tensión 220/12 kV

Tipo de conexión YNd11

R1 0,00392 p.u.

X1 0,1197358 p.u.

R0 0,0 p.u.

X0 0,06 p.u.

Corriente en vacío 0,08 %

Pérdidas en vacío 23,5 kW (a 100% de voltaje primario; 220/12 kV)

Cambiador de Tap lado AT

Taps ± 10 x 1,25 % (bajo carga

Datos Transformador de poder

Tipo de transformador 2 enrollados

Potencia nominal 50 MVA

Tensión 220/12 kV

Tipo de conexión YNd11

R1 0.00392 p.u. X1 0.1197358 p.u. R0 0 p.u. X0 0.06 p.u. Corriente en vacío 0.08 % Pérdidas en vacío 33.76 kW Cambiador de T ap lado AT

Taps ± 11 x 1.25% (bajo carga)

Datos Transform ador de Pode r

Tipo AAAC Flint

Sección 375 mm2 Largo 6.4 km Voltaje nominal 220 kV Corriente nominal 0.587 kA Frecuencia nominal 50 Hz Resistencia R1 (20º C) 0.0996 Ohm/km Reactancia X1 0.39 Ohm/km Resistencia R0 0.2324 Ohm/km Reactancia X0 1.3038 Ohm/km Línea de transmisión

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4 _{ASPECTOS CONSIDERADOS DE LA NORMA TÉCNICA}

Cabe mencionar que de acuerdo con los artículos 1-4, 1-5 y 2-7 de la NT de SyCS vigente (año 2010 Modif. Rex442), todas sus disposiciones son aplicables a las instalaciones de la Central en estudio tanto en los aspectos de diseño de las instalaciones que las interconectan al SIC, como en cuanto a las condiciones de operación y su correspondiente coordinación operativa con el centro de despacho económico de carga, en adelante CDEC-SIC.

Los estudios desarrollados permiten verificar el cumplimiento de aquellos aspectos que tienen relación con las condiciones de operación de la instalación con el resto del SIC.

Enmarcado en el capítulo 5, en donde se establecen las exigencias para estándares de seguridad y calidad de servicio, a continuación se destacan alguno de sus artículos.

Artículo 5-2

El alcance del presente capítulo es:

a) Establecer estándares de SyCS que permitan calificar los estados de operación del SI y discriminar los estados aceptables de aquellos que no lo son, a partir de la definición de un conjunto de indicadores característicos de la operación del SI.

b) Establecer las exigencias mediante las cuales se definen las capacidades y condiciones de operación de las instalaciones del SI.

c) Definir las especificaciones y requerimientos de los Estudios Específicos que debe realizar la DO para la determinación de los límites o márgenes operacionales.

Artículo 5-23

Las Instalaciones de Clientes no sometidos a regulación de precios deberán tener un Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 60 minutos, en cualquier condición de carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel de tensión como se indica a continuación:

a) 0,93 inductivo y 0,96 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensión nominal inferior a 30 [kV].

b) 0,96 inductivo y 0,98 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores a 30 [kV] e inferiores a 100 [kV].

c) 0,98 inductivo y 0,995 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores a 100 [kV] e inferiores a 200 [kV].

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d) 0,98 inductivo y 1,000 en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones nominales iguales o superiores 200 [kV].

El factor de potencia se deberá calcular de la siguiente forma: FP = Coseno(ArcoTangente((QST+QGI)/(PST+PGI)))

Donde:

PST: Potencia Media Real Activa medida en la Instalación de Conexión de Cliente con el Sistema de Transmisión. Valor positivo cuando fluye desde el Sistema de Transmisión.

QST: Potencia Media Real Reactiva medida en la Instalación de Conexión de Cliente con el Sistema de Transmisión. Valor positivo cuando fluye desde el Sistema de Transmisión.

PGI: Potencia Media Real Activa total medida en las Instalaciones de Conexión de la Generación Interna a las Instalaciones del Cliente Libre correspondiente a la Instalación de Conexión en cuestión. Valor positivo cuando fluye desde la Generación Interna.

QGI: Potencia Media Real Reactiva medida en las Instalaciones de Conexión de la Generación Interna a las Instalaciones del Cliente Libre correspondiente a la Instalación de Conexión en cuestión. Valor positivo cuando fluye desde la Generación Interna.

En el caso de existir más de un Punto de Conexión de un mismo Cliente en la misma instalación del Sistema de Transmisión, el cálculo del Factor de Potencia se realizará sumando las mediciones de cada Instalación de Conexión del Cliente.

En caso de existir Instalaciones de Conexión de Clientes enmalladas, el factor de potencia deberá calcularse para el conjunto de instalaciones que presentan esta característica.

La exigencia del factor de potencia medido deberá cumplirse en al menos un 98% del tiempo estadístico de cada mes.

Artículo 5-25

El SI deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones del Sistema de Transmisión y compensación de potencia reactiva disponibles, y suficientes márgenes y reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras, compensadores estáticos y sincrónicos, para lo cual el CDC y los CC, según corresponda, deberán controlar que la magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:

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a) 0,97 y 1,03 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 500 [kV].

b) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV].|

En casos debidamente justificados en reemplazo de las tensiones nominales a que se refiere el presente artículo, la DO podrá definir tensiones de servicio para las distintas instalaciones del SI.

La DO deberá justificar el uso de las tensiones de servicio mediante un Estudio Específico que se actualizará cada 2 años el cual deberá ser enviado a la SEC.

En todo caso, en sus respectivas evaluaciones, el Estudio de Transmisión Troncal y los Estudios de Subtransmisión sólo deberán utilizar tensiones nominales.

Artículo 5-26

Para mantener las tensiones permanentemente dentro de la banda de variación permitida en el presente título, el CDC podrá instruir a los Coordinados la operación, conexión y/o desconexión de:

a) Bancos de condensadores shunt. b) Condensadores síncronos. c) Reactores shunt.

d) Compensadores estáticos de potencia reactiva.

e) Bancos de transformadores y autotransformadores con cambiadores de tap. f) Unidades generadoras con capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva.

Artículo 5-27

En Estado Normal, el control de las tensiones del SI dentro de la banda de variación permitidas deberá efectuarse manteniendo la potencia reactiva de las unidades generadoras dentro del Diagrama PQ, de acuerdo a lo especificado en el TÍTULO 6-7 de la presente NT

Artículo 5-28

Para cumplir con lo indicado en el artículo precedente, el aporte de potencia reactiva de las unidades generadoras estará limitado por los valores de la tensión máxima admisible en terminales de la unidad.

Artículo 5-29

En Estado de Alerta el CDC y los CC deberán controlar que la magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:

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a) 0,96 y 1,04 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 500 [kV].

b) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,91 y 1,09 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV].

En casos debidamente justificados en reemplazo de las tensiones nominales a que se refiere el presente artículo, la DO podrá definir tensiones de servicio para las distintas instalaciones del SI.

La DO deberá justificar el uso de las tensiones de servicio mediante un Estudio Específico que se actualizará cada 2 años el cual deberá ser enviado a la SEC.

En todo caso, en sus respectivas evaluaciones, el Estudio de Transmisión Troncal y los Estudios de Subtransmisión sólo deberán utilizar tensiones nominales.

Artículo 5-30

En Estado de Alerta, la potencia reactiva aportada por cada unidad generadora deberá poder alcanzar el 100 % de la capacidad máxima definida en el diagrama PQ de cada unidad, por un tiempo no superior a 30 minutos, siempre que la tensión en los terminales de la unidad generadora esté comprendida en los rangos admisibles de operación de cada unidad.

Artículo 5-31

La frecuencia nominal de cada SI es 50 [Hz], ante lo cual el CDC deberá adoptar todas las medidas posibles para que ésta permanezca constante, aceptándose en régimen permanente para el Estado Normal y de Alerta, que el valor promedio de la frecuencia fundamental, medida en intervalos de tiempo de 10 segundos durante todo período de siete días corridos, se encuentre en los rangos siguientes:

a) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas, durante los siete días de control, supere el 60% del consumo total:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 99% del período; - entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante no más de un 0,5% del período; - entre 50,2 y 50,7 Hz durante no más de un 0,5% del período.

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b) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas, durante los siete días de control, no supere el 60% del consumo total:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 97% del período; - entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período; - entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período.

Artículo 5-32

La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión, el Límite por Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DO deberá mantener debidamente actualizada esta información en la página WEB del CDEC.

Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente la máxima transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en riesgo el sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas determinadas por los extremos receptor y el emisor de la instalación de transmisión.

El CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100 % de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta.

Artículo 5-39

En Estado Normal o Estado de Alerta, y en condiciones inmediatamente posteriores a una Contingencia Simple, el CDC podrá operar los Elementos Serie del Sistema de Transmisión manteniendo la corriente transportada en un valor inferior al límite de sobrecarga admisible de corta duración definido por cada uno de los Coordinados. Para efectos de lo señalado anteriormente, se entenderá por corta duración al período de duración igual a 15 minutos.

Para la definición del anterior límite, se deberá considerar como condición inicial de operación previa a la Contingencia Simple, aquella condición de operación más probable entre las condiciones de operación capaces de producir la sobrecarga más severa.

Artículo 5-41

En Estado Normal, las Contingencias Simples de severidad creciente que deberán ser consideradas y superadas sin pérdida de sincronismo de las unidades generadoras del SI,

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logrando al final del transitorio de falla el cumplimiento de los estándares definidos en el Artículo 5-29 de la presente NT, serán las siguientes:

a) Severidad 1, b) Severidad 2, c) Severidad 3, d) Severidad 4, y e) Severidad 5. Severidades (descripción)

Severidad 1 : Desconexión de un condensador serie sin recurrir a los EDAC ni al EDAG.

Severidad 2 : Cortocircuito monofásico sin impedancia de falla aplicado sobre uno de los circuitos de las líneas de transmisión de doble circuito o sobre una línea de simple circuito con o sin Redundancia de Vínculo, seguido de la apertura en tiempo normal de la fase fallada por acción de la protección primaria y posterior reconexión monofásica exitosa con un retardo de tiempo definido, sin actuación de los EDAC y/o EDAG y/o ERAG. Tratándose de enlaces HVDC consiste en la falla de un polo con re-encendido exitoso en tiempo definido.

Severidad 3 : Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla aplicado sobre líneas de transmisión de simple circuito, sin Redundancia de Vínculo, seguido de la desconexión de la línea en tiempo normal por acción de la protección primaria, admitiendo la actuación del EDAC y/o EDAG y/o ERAG.

Severidad 4 : Cortocircuito bifásico a tierra 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 Redundancia de Vínculo, seguido de la desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de la protección primaria, admitiendo la actuación limitada del EDAC y/o EDAG y/o ERAG. Tratándose de enlaces HVDC de más de un polo, consiste en la falla permanente de un polo.

Severidad 5 : Desconexión intempestiva de la unidad generadora de mayor tamaño admitiendo desconexión automática limitada de carga, y/o pérdida del mayor módulo de carga admitiendo la actuación limitada del EDAG y/o ERAG. También son Severidad 5 las fallas permanentes en el polo de enlaces HVDC monopolares.

Severidad 6 : Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla aplicado sobre uno de los circuitos de las líneas de transmisión de doble circuito, seguido de la desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de la protección primaria y salida del circuito

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sano en paralelo por actuación errónea del sistema de protecciones, admitiendo en este caso, la iniciación de las medidas de defensa contra Contingencias Extremas, Tratándose de enlaces HVDC de más de un polo consiste en la falla permanente de todos sus polos.

Severidad 7 : Cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla aplicado sobre una línea de simple circuito con Redundancia de Vínculo, seguido de la falla de la protección primaria y desconexión del circuito fallado por acción de la protección de respaldo en tiempo prolongado, admitiendo en este caso, la iniciación de las medidas de defensa contra Contingencias Extremas, consistentes en la segmentación controlada del SI en Islas Eléctricas asincrónicas, equilibradas en potencia activa y reactiva.

Artículo 5-43

Encontrándose en Estado Normal al ocurrir una Contingencia hasta severidad 7, la tensión no deberá descender transitoriamente por debajo de 0,70 por unidad luego de 10 ms de despejada la contingencia, en ninguna barra del Sistema de Transmisión.

La tensión tampoco podrá permanecer por debajo de 0,80 por unidad, por un tiempo superior a 1 segundo. La magnitud de la tensión en todas las barras del SI deberá converger a su valor final, ingresando dentro de una banda de tolerancia de ±10 % en torno al mismo, en un tiempo no superior a 20 segundos, medido desde el instante de aplicación de la contingencia.

Artículo 5-44

En el caso de una Contingencia Simple, la frecuencia mínima admitida en instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal será igual a 48,30 [Hz], aceptándose en instalaciones de Sistemas de Subtransmisión o Sistemas de Transmisión Adicional, un descenso transitorio de la frecuencia por debajo de 48,30 [Hz] durante un tiempo inferior a los 200 [ms].

Artículo 5-45

En el caso que una Contingencia Simple dé lugar a una condición de sobrefrecuencia, causada por una desconexión de demanda o por la pérdida de un Elemento Serie, el incremento transitorio de la frecuencia se controlará prioritariamente con la reducción rápida de generación, y en la medida que sea necesario, con la actuación del EDAG y /o ERAG. En ningún caso la frecuencia podrá alcanzar valores tales que se activen las protecciones contra sobrefrecuencia y/o sobrevelocidad con que está equipada cada unidad generadora.

Artículo 5-46

En el caso que una Contingencia dé lugar a una variación de la frecuencia, el CDC deberá verificar que las variaciones de frecuencia fuera de la banda de operación en régimen permanente definida en el Artículo 5-31 de la presente NT, no excedan los tiempos

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máximos de funcionamiento en cada nivel de frecuencia exigibles al conjunto de unidades generadoras que están conectados al SI, indicadas en el Artículo 3-10 de la presente NT.

En el caso que los EDAC y otros automatismos no puedan restablecer la frecuencia dentro de los rangos y los tiempos indicados en el Artículo 3-10, el CDC estará facultado para solicitor desconexiones manuales de carga.

Artículo 5-47

Luego de ocurrida una Contingencia Simple, el factor de amortiguación ( ζ ) de las oscilaciones electromecánicas, medido sobre las oscilaciones de potencia activa en la línea de transmisión que transporta mayor potencia y cuya localización sea la más cercana al lugar de ocurrencia de la contingencia, deberá tener un valor mínimo del 5 %.

Artículo 5-48

La determinación del factor de amortiguación ( ζ ) se realizará a través de la medición de los máximos de la onda de potencia activa en la línea de transmisión evaluada, correspondientes a dos semiciclos consecutivos de igual signo, ya sea positivo o negativo, sean A1 y A2 respectivamente, y a continuación, se calculará el coeficiente RA mediante el cuociente entre A2 y A1. El factor ζ resultará de aplicar la siguiente fórmula:

En el caso que las oscilaciones iniciales tengan una forma irregular y en situaciones que ello aplique se podrán utilizar metodologías para descomponer señales irregulares en sus componentes oscilatorias y amortiguadas. En este caso, se adoptará como valor de amortiguamiento el correspondiente al modo de oscilación amortiguada dominante, es decir aquel que tiene un período similar a la oscilación irregular. En el caso de no ser posible la descomposición anterior el factor de amortiguamiento se calculará luego que la forma de onda presente un comportamiento oscilatorio amortiguado, luego del tiempo irregular de la onda.

Artículo 5-49

Con el fin de garantizar la recuperación del SI frente a las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 y Artículo 5-42 de la presente NT, los tiempos de actuación de las protecciones principales deberán asegurar el efectivo despeje de las fallas en tiempo:

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a) Inferior a 6 ciclos, para unidades generadoras directamente conectadas a instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal o Sistemas de Subtransmisión.

b) Inferior a 20 ciclos, para líneas y transformadores del Sistema de Transmisión Troncal o Sistemas de Subtransmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV].

c) Inferior a 6 ciclos, para líneas y transformadores del Sistema de Transmisión Troncal o Sistemas de Subtransmisión con tensión nominal igual o superior a 200 [kV], según corresponda.

No obstante lo anterior, a solicitud del coordinado y previa entrega de los estudios técnicos correspondientes, la DO del CDEC podrá aceptar tiempos de operación mayores a 20 ciclos en instalaciones del Sistema de Subtransmisión, con nivel de tensión inferior a 100 kV y que no estén conectadas mediante equipos de transformación a instalaciones del Sistema Troncal, cuando estos tiempos no comprometan la seguridad del sistema ni la continuidad de suministro a clientes finales.

Asimismo, los equipos de protección de las Instalaciones de Clientes dispondrán de rangos de tiempo suficientes para una adecuada coordinación de las protecciones de acuerdo a curves características tiempo-corriente, estándares, según las Normas IEC o ANSI/IEEE, para su adecuado ajuste según los estudios de ajuste de protecciones que deberán realizar los propietarios de las instalaciones en cada caso.

Artículo 5-53

Para las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 de la presente NT, la DO definirá la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible para cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión, para las configuraciones de demanda y generación más desfavorables, considerando un margen de seguridad de 30º en la excursión del ángulo del rotor en la primera oscilación para aquellas unidades generadoras que estén más exigidas, respecto del valor de excursión angular que activa la protección de pérdida de sincronismo y desconecta la unidad, con el fin de determinar el margen de estabilidad sincrónica.

En caso de no disponer de modelos precisos para la unidad generadora y su Controlador de Tensión y Controlador de Velocidad, obtenidos a partir de ensayos realizados a la unidad, se deberá adoptar un margen de seguridad de 40º en la excursión del ángulo del rotor en la primera oscilación. En el caso que no se conozca con exactitud la calibración de la protección de pérdida de sincronismo y que no se pueda representar su efecto en los estudios de estabilidad transitoria, se adoptará un valor máximo de 120º para la primera excursión angular, medidos respecto de una referencia angular única

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representativa de la posición del eje inercial del SI. Como eje inercial se podrá adoptar el ángulo de una unidad cercana al centro de carga.

Finalmente, la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible en cada Elemento Serie, considerando el margen de estabilidad sincrónica adoptado, estará dada por la Plímite que verifica la condición antes indicada.

Artículo 5-54

Con el SI operando en Estado Normal o Estado de Alerta, el valor del factor de amortiguación de las oscilaciones electromecánicas en régimen permanente de pequeña señal, deberá ser como mínimo 10 %, a partir de lo cual se establecerá el margen de estabilidad oscilatoria que cumpla con dicha exigencia.

La Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible en cada Elemento Serie, considerando el margen de estabilidad oscilatoria que se adopte, estará dada por la Plímite que permite cumplir con la condición anterior.

Artículo 5-55

En Estado Normal o Estado de Alerta, la determinación del margen de estabilidad de tensión se realizará para la configuración de demanda y generación más desfavorable del SI, considerando que la diferencia entre el valor inferior de la banda de excursión permitida en el Artículo 5-25 de la presente NT y el valor de tensión correspondiente a la condición de operación en la cual se alcanza el colapso de tensión en cualquier barra de consumo, no debe ser inferior a un margen de seguridad de 20 % en cualquier barra de consumo del SI.

En caso de no disponer de información sobre el Controlador de Tensión de las unidades generadoras en operación, el margen de seguridad será igual a 30 %.

En Estado Normal o Estado de Alerta, el margen de reserva de potencia reactiva que el CDC y los CC deberán mantener, según corresponda, será el que se determine de acuerdo a los estudios establecidos en el Capítulo Nº 6 de la presente NT.

La Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible en cada Elemento Serie, considerando el margen de estabilidad de tensión que se adopte, estará dada por la Plímite que verifica las condiciones anteriores.

Artículo 5-56

Para la configuración de demanda y generación más desfavorable, considerando las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 de la presente NT, el margen de estabilidad de frecuencia necesario para garantizar la estabilidad de la frecuencia en

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Estado Normal o de Estado de Alerta, estará dado por la magnitud de la máxima desconexión de potencia de generación que admite el SI, tal que permita cumplir con las exigencias de recuperación dinámica establecidas en el Artículo 5-44 de la presente NT. En la determinación del margen señalado en el inciso anterior, se considerarán los efectos de la reserva y capacidad de Control de Frecuencia de las unidades generadoras, la Reserva en Giro disponible, la dependencia de la carga con la variación de frecuencia y el EDAC por subfrecuencia que esté disponible.

En Estado Normal o de Alerta, el margen de estabilidad de frecuencia que el CDC y los CC deberán mantener, según corresponda, será el que se determine de acuerdo a los estudios establecidos en el Capítulo Nº 6 de la presente NT, y de este modo definir la Plímite que verifica la condición antedicha.

Artículo 5-57

Para la configuración de demanda y generación más desfavorable en Estado Normal, considerando las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 de la presente NT, el SI deberá conservar los márgenes de seguridad necesarios para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple en un Elemento Serie del Sistema de Transmisión, los efectos de su desconexión no se propaguen a los restantes elementos.

Artículo 5-58

Para cualquier configuración de demanda y generación del SI operando en Estado Normal o Estado de Alerta, la máxima transferencia de potencia por las líneas del Sistema de Transmisión será el menor valor resultante de aplicar las siguientes restricciones en forma simultánea:

a) Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, determinada por el menor valor que surge de la comparación de los valores de Plímite que resultan de satisfacer las condiciones establecidas en el Artículo 5-53, Artículo 5-54, Artículo 5-55, Artículo 5-56, de la presente NT.

b) Riesgo de salida en cascada, a partir del cual se determina la máxima potencia transmisible por un Elemento Serie condicionada por las restricciones establecidas en el Artículo 5-57 de la presente NT, para evitar el Apagón Total.