“PRIORIDADES DE USO DE LOS RECURSOS PARA EL ......Prioridades de Uso de los Recursos para el...

ESTUDIO

“PRIORIDADES DE USO DE LOS RECURSOS

PARA EL CONTROL DE TENSIÓN”

INFORME PRELIMINAR

Noviembre 2016

Prioridades de Uso de los Recursos para el Control de Tensión - Noviembre 2016 2

CDEC SIC

(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)

Teatinos N°280 – Piso 11

Teléfono: (56 2) 2424 6300

Fax: (56 2) 2424 6301

Santiago – Chile

Código Postal: 8340434

www.cdecsic.cl

Estudio de Prioridades de Uso de Recursos para el Control de Tensión Informe presentado por la DO del CDEC SIC:

Rev. Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó

1 18-11-2016 Informe Preliminar Benjamín Mac-Clure. DESE / José M. Castellanos

http://www.cdecsic.cl/


INDICE

1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS .................................................................................................................................... 3

2 ANTECEDENTES ......................................................................................................................................................... 4

3 BASES DEL ESTUDIO .................................................................................................................................................. 6

3.1 DEFINICIONES TÉCNICAS ................................................................................................................................................. 6 3.2 ALCANCE ..................................................................................................................................................................... 7

3.2.1 Caracterización de los Recursos de Control de Tensión ....................................................................................... 7 3.2.2 Sensibilidad de la Tensión en Escenarios de pre y post Contingencia .................................................................. 8 3.2.3 Selección y Priorización de Uso de los Recursos de Control de Tensión ............................................................... 8

3.3 METODOLOGÍA ............................................................................................................................................................. 8 3.3.1 Asignación Efectiva de los Recursos ..................................................................................................................... 9

3.3.1.1 Efectividad en el Control de Tensión .......................................................................................................................... 10

4 DESARROLLO DEL ESTUDIO ..................................................................................................................................... 11

4.1 ÁREAS DE CONTROL DE TENSIÓN .................................................................................................................................... 11 4.2 CARACTERIZACIÓN DE LOS RECURSOS DE CONTROL DE TENSIÓN ........................................................................................... 14 4.3 SELECCIÓN Y PRIORIZACIÓN DEL USO DE LOS RECURSOS DE CT ............................................................................................. 15

4.3.1 Criterios Generales ............................................................................................................................................. 15 4.3.2 Priorización de Recursos de CT Área Norte ........................................................................................................ 17

4.3.2.1 Consideraciones Generales ......................................................................................................................................... 17 4.3.2.2 Efectividad en el Control de Tensión en Operación Normal (E3) ................................................................................ 17 4.3.2.3 Reserva de Potencia Reactiva ..................................................................................................................................... 18 4.3.2.4 Sensibilidad: Efectividad del Control de Tensión - escenario con CTM3 (E4 CTM3) .................................................. 19 4.3.2.5 Reserva de Potencia Reactiva - Escenario con CTM3.................................................................................................. 20 4.3.2.6 Funciones y Tipo de Control de los Recursos de CT .................................................................................................... 20

4.3.3 Priorización de Recursos de CT Área Sur ............................................................................................................ 27 4.3.3.1 Consideraciones Generales ......................................................................................................................................... 27 4.3.3.2 Efectividad en el Control de Tensión en Operación Normal (E2) ................................................................................ 27 4.3.3.3 Reserva de Potencia Reactiva ..................................................................................................................................... 28 4.3.3.4 Funciones y Tipo de Control de los Recursos de CT .................................................................................................... 29

4.3.4 Priorización de Recursos de CT Área Concepción ............................................................................................... 35 4.3.4.1 Consideraciones Generales ......................................................................................................................................... 35 4.3.4.2 Efectividad en el Control de Tensión en Operación Normal (E4) ................................................................................ 35 4.3.4.3 Reserva de Potencia Reactiva ..................................................................................................................................... 36 4.3.4.4 Funciones y Tipo de Control de los Recursos de CT .................................................................................................... 37

4.3.5 Priorización de Recursos de CT Área V Región ................................................................................................... 40 4.3.5.1 Consideraciones Generales ......................................................................................................................................... 40 4.3.5.2 Efectividad en el Control de Tensión en Operación Normal (E1) ................................................................................ 40 4.3.5.3 Reserva de Potencia Reactiva ..................................................................................................................................... 41 4.3.5.4 Funciones y Tipo de Control de los Recursos de CT .................................................................................................... 41

4.3.6 Priorización de Recursos de CT Área Centro....................................................................................................... 44 4.3.6.1 Consideraciones Generales ......................................................................................................................................... 44 4.3.6.2 Efectividad en el Control de Tensión en Operación Normal (E2) ................................................................................ 44

4.3.6.2.1 Caso 220 kV ............................................................................................................................................................ 45 4.3.6.2.2 Caso 500 kV ............................................................................................................................................................ 46

4.3.6.3 Reserva de Potencia Reactiva ..................................................................................................................................... 46 4.3.6.4 Funciones y Tipo de Control de los Recursos de CT .................................................................................................... 47

5 COMENTARIOS Y CONCLUSIONES............................................................................................................................ 62


1 Introducción y Objetivos

En el artículo 1-9 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante NT, se establecen los estudios que deberán elaborar las Direcciones Técnicas DO, DP y DPD entre los cuales se incluye un estudio denominado “Prioridades de Uso de los Recursos para el Control de Tensión”. De conformidad con lo señalado, la DO elaboró el estudio correspondiente que se resume en el presente informe y cuyo objetivo principal es establecer las prioridades del uso de los recursos de control de tensión en cada una de las áreas de control de tensión que se definan para el SIC. Con el objeto de disponer el alcance y orientación del estudio, en el capítulo 2 del informe, se proporcionan los antecedentes relacionados con las exigencias establecidas en la NT. A continuación, en el capítulo 3, se establecen las bases técnicas y la metodología que se aplica en el estudio. Dichas bases y metodología, se adecuan de la mejor manera posible a lo dispuesto en la NT, pero bajo un conjunto de supuestos y consideraciones que son propias de la realidad actual del SIC. En el capítulo 4, se presenta el desarrollo del estudio, esto es, la descripción de las áreas de control de tensión en el SIC, la caracterización de los recursos de control de tensión según sus atributos y se establecen criterios generales sobre la priorización de los recursos. Posteriormente, a modo de ejemplo, para cada una de las áreas de CT se estima la eficacia del control de tensión de los principales recursos para el escenario más exigente en operación normal según el “Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva (ECT y RPR) versión 2016. Además, en la priorización de los recursos se indica que deberá considerarse la reserva dinámica de potencia reactiva necesaria para afrontar contingencias simples, por lo cual se hace una descripción de su distribución, también en base a los resultados del ECT y RPR 2016. Finalmente se presenta un listado de los recursos de potencia reactiva y se les caracteriza en base a sus funciones y tipo de control. En el capítulo 5 se presentan las conclusiones y comentarios del uso de los recursos de control de tensión.


2 Antecedentes

Los antecedentes disponibles son los que están establecidos en la NT, y que se resumen de la siguiente forma:

o En el Artículo 1-9 Titulo 1-2 “Abreviaturas y Definiciones” de la NT, se establecen los estudios que deberán desarrollar la DO, DP y DPD y en particular, se incluye un estudio llamado “Prioridades de uso de los Recursos para el Control de Tensión”.

o En el Artículo 7-17 Titulo 7-4 “Control de Tensión” de la NT, se establece que el orden

jerárquico de prioridades de uso de los recursos enunciados en el artículo 7-16 de la NT, será el que establezca la DO mediante los Estudios Específicos que estime pertinente.

o Los recursos disponibles para el Control de Tensión, tanto en la etapa de programación del

perfil de tensiones y el despacho de potencia reactiva como durante la operación real, serán a lo menos los que se establecen en el Artículo 7-16 de la NT:

a) Maniobras automáticas de los cambiadores de tap bajo carga de los transformadores de

potencia o de los equipos de compensación de potencia reactiva en derivación, sean éstos fijos, seccionables o estáticos de regulación continua, que los CC deberán operar manteniendo los valores de las consignas establecidas por el CDC.

b) Maniobras manuales de los cambiadores de tap bajo carga de los transformadores de potencia del Sistema de Transmisión, que los CC deberán realizar cumpliendo en todo momento los niveles de intercambio de potencia reactiva comprometidos y manteniendo los perfiles de tensión establecidos por el CDC que corresponda en el lado de alta tensión.

c) Operación de los elementos de compensación en derivación, que los CC deberán realizar con el objeto de cumplir en todo momento los niveles de intercambio de potencia reactiva comprometidos y mantener los perfiles de tensión establecidos por el CDC en el lado de Alta Tensión.

d) Cambios de consigna en Controlador de Tensión de las unidades generadoras, que los CC deberán realizar con el objeto de cumplir en todo momento con los aportes y reservas de potencia reactiva comprometidos y mantener los perfiles de tensión establecidos por el CDC en el lado de Alta Tensión.

e) Maniobras manuales de los cambiadores de tap bajo carga de los transformadores de las unidades generadoras del SI, que los CC deberán realizar con el objeto de cumplir en todo momento con los aportes y reservas de potencia reactiva comprometidos, mantener los perfiles de tensión establecidos por el CDC en el lado de Alta Tensión, y asegurar el máximo aprovechamiento posible de entrega o absorción de reactivos por parte de las unidades generadoras.

f) Partida y sincronización de las unidades generadoras que estén disponibles, seleccionando en lo posible aquellas que tengan menores tiempos de partida y mayores posibilidades de aporte de potencia reactiva.


g) Maniobra de equipos de transmisión y/o transformación, tales como, cierre/apertura de acoplamientos, cierre/apertura de configuraciones anilladas, conexión/desconexión de líneas de transmisión, entre otras, que los CC deberán realizar por expresa instrucción del CDC, el cual antes de proceder deberá verificar que se cumplan al menos las siguientes condiciones:

I. No es posible mantener los niveles de tensión establecidos por los estándares de

SyCS de la presente NT. II. La maniobra a ejecutar permite alcanzar un estado operativo que representa la

menor degradación posible de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT, sin que ello implique un incremento en la demanda interrumpida ante la eventualidad de una contingencia posterior


3 Bases del Estudio

En este capítulo se plantean las definiciones técnicas, el alcance, los supuestos y metodología que se emplean en el estudio.

3.1 Definiciones Técnicas El objetivo del control de tensión es mantener las tensiones en las barras del sistema dentro de los rangos de tensiones aceptables, de manera que el sistema opere con los estándares de seguridad y calidad de servicio establecidos en la normativa vigente. Al mismo tiempo, el sistema debe operar con las reservas de potencia reactiva suficientes en capacidad y en rapidez de respuesta, para así controlar la tensión ante contingencias derivadas de fallas en elementos del sistema, ya sean de transmisión, unidades de generación o instalaciones de clientes. Para cumplir con dicho objetivo, se deben emplear los recursos disponibles en el sistema que mediante la inyección o absorción de potencia reactiva permiten el control de tensión en las distintas barras del SIC. Dado que dichos recursos tienen diferentes atributos técnicos, tanto en capacidad como en rapidez de respuesta, es necesario asignar una priorización del uso de los recursos de control de tensión. La metodología planteada en la asignación de prioridades del uso de los recursos de control de tensión, deberá tomar en cuenta lo siguiente:

El problema de control de tensión es principalmente un problema local, luego el sistema se subdivide en áreas de control de tensión.

Los recursos de control de tensión existentes en cada área de control de tensión tienen diferentes atributos técnicos.

En cada área de control de tensión deberá existir la reserva de recursos de control de tensión, en cada instante, que permitan controlar la tensión ante fallas simples en elementos de transmisión (líneas, equipos de compensación de reactivos y transformadores), desconexiones de unidades de generación y desconexiones de consumos.

En cada área de control de tensión deberá existir la reserva de recursos de control de tensión que permitan prestar apoyo a las áreas adyacentes.

La asignación de los recursos de control de tensión debe propender a un uso eficiente, reduciendo los flujos de potencia reactiva en el sistema para logar disminuir las pérdidas de potencia activa y reactiva en el sistema.


3.2 Alcance Los aspectos que determinarán el alcance del estudio son:

La diversidad de recursos de control de tensión con diferentes capacidades y atributos.

La distribución y diversidad de los recursos de control de tensión no son homogéneos en las distintas áreas de control de tensión.

La sensibilidad de la tensión respecto de la variación de la demanda o de las transferencias de potencia activa, según la capacidad de cortocircuito que presente cada una de las barras de cada área de control, tanto en condiciones de operación normal como post contingencia.

La variedad de contingencias tanto en cantidad como en el grado de severidad, en términos de los mayores requerimientos de potencia reactiva y de la sensibilidad de la tensión en los nudos de cada área de control de tensión.

En este Estudio, fueron analizados los siguientes aspectos:

3.2.1 Caracterización de los Recursos de Control de Tensión

La caracterización de los recursos de control de tensión (CT), se efectuará por áreas de control de tensión según las áreas definidas en el estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva del año 2016. La caracterización de los recursos de control de tensión se definirá de acuerdo con las siguientes particularidades de su control:

Tipo: Se refiere a si el control efectuado es automático o manual.

Acción: La acción de control que puede ejercer un equipo puede ser en forma continua o en forma discreta (switching).

Función / Objetivo: Un recurso de CT generalmente está diseñado para cumplir con las funciones de control de la tensión y de la potencia reactiva. Además se distingue cuando, adicionalmente a las funciones anteriores, un recurso se despacha con el objetivo principal de proveer seguridad de servicio, es decir, evitar colapsos de tensión.

Respuesta: De acuerdo con su característica de acción de control y a su característica de respuesta, un recurso de CT puede ser empleado para cumplir la función de control ante contingencias y en consecuencia, su aporte de potencia reactiva puede ser variable en el tiempo, el cual se denomina en este caso como “dinámico”, en caso contrario, su aporte de potencia reactiva es prácticamente constante o permanente.

Reserva: En un recurso de CT, de acuerdo a su característica de respuesta, el aporte de reserva de potencia reactiva puede ser caracterizada como de respuesta permanente o de respuesta dinámica.


3.2.2 Sensibilidad de la Tensión en Escenarios de pre y post Contingencia

En la asignación de los recursos de control de tensión, se deben prever las necesidades debidas al aumento o disminución de la demanda en escenarios con altas transferencias de potencia que originen las mayores exigencias de potencia reactiva en cada área de CT, y además, se deben prever las necesidades que permitan enfrentar con éxito las contingencias que puedan originar colapsos de tensión por déficit de reactivos. La barra más débil, tanto en las condiciones previas como posteriores a una contingencia, son aquellas que presentan la mayor sensibilidad de tensión (dV/dQ). Debido a que en un área de control de tensión existen muchas contingencias simples con diferentes grados de exigencias al sistema, se debe seleccionar la contingencia más crítica que provoque el mayor requerimiento de reactivos del área de control de tensión.

3.2.3 Selección y Priorización de Uso de los Recursos de Control de Tensión

De acuerdo a un conjunto de criterios generales de priorización y de las singularidades específicas que existen en cada área de control de tensión, se debe jerarquizar la priorización de los recursos de control de tensión de acuerdo a la caracterización de la demanda y de la aplicación de la contingencia más crítica en cada área de control de tensión. Ante la existencia de recursos de control de tensión de similares características, se deberán proponer criterios de discriminación o de repartición de su responsabilidad en su asignación y uso.

3.3 Metodología A continuación se hace referencia al conjunto de procedimientos utilizados para alcanzar los objetivos planteados de acuerdo a los alcances del estudio:

Áreas de control de tensión: Se utilizan las áreas de control de tensión que han sido definidas en el estudio de CTyRPR del año 2016. Sobre la base de escenarios de operación con demanda alta que derivan en condiciones de mayores exigencias de inyección de potencia reactiva, se selecciona para cada área de CT los casos que dan origen a la contingencia simple más crítica con respecto a los requerimientos de potencia reactiva. De la misma manera, sobre la base de escenarios de demanda baja que derivan en condiciones de mayores exigencias de absorción de potencia reactiva se evalúan las contingencias simples que provocan mayores requerimientos de absorción de potencia reactiva.

Caracterización de los recursos de control de tensión: Los atributos de los recursos de control de tensión existentes en cada área de control de tensión deben ser identificados y caracterizados, de forma de determinar el aporte de dichos recursos al control de tensión.

Se establecen criterios generales de priorización de CT de acuerdo a los atributos de cada uno de los recursos de CT.

Se realiza un análisis para establecer la priorización cada una de las área de CT, en base a:


o Estimación de la Efectividad de Control de Tensión de los recursos disponibles para las principales barras en cada Área de CT.

o Reserva de Potencia reactiva para afrontar la contingencia más crítica en cada Área de CT.

En cada área de CT se hace un listado de los principales recursos de CT, estableciendo sus funciones y atributos.

3.3.1 Asignación Efectiva de los Recursos

Cuando existe más de un recurso de control de tensión para atender los requerimientos de potencia reactiva de un área, es conveniente identificar cuáles recursos son más efectivos en suplir los requerimientos de reactivos específicos de cada barra para controlar su tensión. Los recursos de potencia reactiva pueden ser más eficaces en el control de tensión en la medida que la distancia eléctrica a los nudos que requieren controlar es menor. Esto se puede determinar mediante la sensibilidad resultante del cuociente entre el cambio de la tensión en una barra y el cambio de reactivos del recurso que los aporta. Es decir, cambios de tensión en una barra debido a cambios en la potencia reactiva aportada por centrales de generación, por bancos de condensadores o por cambio de posición de tap de un transformador. Mediante el módulo de análisis de sensibilidad del programa PowerFactory de DIgSILENT (ComVstab), es posible obtener los elementos de la matriz de sensibilidad. Dicho módulo permite obtener las componentes de la diagonal (“Diagonal Elements Only”) y los elementos fuera de la diagonal (“Sensitivity of one Bus Bar”) para lo cual se requiere seleccionar previamente la barra con respecto a la cual se calcularán las sensibilidades (“Bus Bar”). Para determinar la efectividad de los recursos de un área en el control de tensión en cada barra, se puede proceder como sigue:

Ejecutar flujo de potencia con módulo de sensibilidades (ComVstab), para distintas barras de interés.

Obtener las sensibilidades dVi/dQi (elementos diagonales de la matriz de sensibilidades que

representa la variación de la tensión al variar la carga reactiva en 1 Mvar), en las barras de cada área de CT. Esto permite identificar las barras más sensibles en la tensión ante variaciones en los requerimientos de potencia reactiva en dicha barra. Sea la barra “k”, la barra con mayor

sensibilidad (dVk/dQk).

Identificar las barras donde existen recursos de control de tensión (QR), como por ejemplo:

unidades de generación y banco de condensadores.

Obtener las sensibilidades dVi/dQRj (los elementos fuera de la diagonal (“Sensitivity of one Bus

Bar”)). Registrar las sensibilidades dVk/d QRj.


Mayores valores de dVk/dQRj determinan mayor efectividad del recurso asociado a la barra “j”

para controlar la tensión en la barra “k”.

Este procedimiento se puede repetir para otras barras relevantes del área de control, lo que permite establecer un ranking de efectividad de los recursos en el control de tensión de las correspondientes barras. La asignación de estos recursos para mantener un perfil de tensión aceptable en operación normal, deberá considerar además los márgenes de reserva y sus atributos de control, de manera de no comprometer la seguridad de servicio.

3.3.1.1 Efectividad en el Control de Tensión

Para fines prácticos de estimar un indicador de la efectividad en el control de tensión de los recursos disponibles en un área de CT se puede establecer el dV_barra k/dQ_Recurso j. Este indicador se puede estimar como el producto de las sensibilidades dV_barra_k/dQ_barra_k y dQ_barra_k/dQ_Recurso j. Para mostrar la eficacia de los recursos del SIC, en el presente estudio se determinarán valores referenciales para cada una de las principales barras del Área de CT, en condiciones de Operación Normal en el escenario más exigente para cada área de CT según los escenarios del Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva versión 2016 (CTyRPR 2016).


4 Desarrollo del Estudio

4.1 Áreas de Control de Tensión A continuación se detallan las áreas de control de tensión utilizadas en el presente estudio y que corresponden a las definidas en el estudio CTyRPR del año 2016.

Área Norte: Comprendida por las instalaciones del SIC que se derivan del sistema de transmisión nacional a partir de la S/E Nogales hacia el norte del SIC.

Área Sur: Comprendida por las instalaciones del SIC que se derivan del sistema de transmisión nacional a partir de la S/E Mulchén hacia el sur del SIC.

Área Concepción: Comprende las instalaciones del SIC desde S/E Charrúa 220 y 154 kV hacia la zona de Concepción.

Área V Región: Comprende las instalaciones del SIC aguas abajo desde S/E San Pedro 110 kV y S/E Agua Santa 220 kV.

Área Centro: Comprende a las instalaciones del SIC que se derivan del sistema de transmisión nacional que no están incluidas en las áreas norte y sur.

En la Tabla 1 corresponde a un resumen de los resultados contenidos en el informe del Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva (CTyRPR) del año 2016, relacionado con la determinación de los requerimientos de inyección de potencia reactiva necesarios para compensar el déficit de ésta, causado por las contingencias más críticas en cada área de control de tensión. En dicha tabla se muestran las características más relevantes de cada área de control, en cuanto al escenario más exigente (aquél que deriva de la mayor inyección de potencia reactiva luego de una contingencia), las barras más débiles (sensibilidad de la tensión) pre y post contingencia y los correspondientes requerimientos de reactivos, con una distribución de los recursos que permite afrontar la contingencia con un adecuado control de tensión. Los escenarios de operación más exigentes con respecto a que se requieren las mayores inyecciones de potencia reactiva post contingencia, analizados en el estudio CTyRPR, se corresponden con demandas máximas estacionales e incluyen mantenimientos programados.


Tabla 1: Resumen de los escenarios más exigentes en inyección de potencia reactiva para todas las áreas de control de tensión (Estudio CT y RPR 2016)

Caracterización Área de Control de Tensión Norte Sur Concepción V Región Centro

220 kV Centro 500 kV

Escenario más exigente

E3 E4 CTM3 E2 E4 E1 E2

Demanda [MW]

978 850 677 617 653 2909

(zona Chilectra) Generación [MW]

1068 920 433 103 740 2987

Mantenimientos Relevantes

Ventanas 1

Contingencia simple Más Crítica

Cortocircuito 2F-T y

desconexión línea Pan de Azúcar – Don Goyo 220 kV


desconexión línea Los

Changos – Cumbres 500

kV C1


desconexión línea 2

Valdivia – Rahue 220 kV


desconexión línea Charrúa -

Concepción 220 kV

Desconexión Ventanas 2

Desconexión Central

Nueva Renca

Desconexión Central

Nueva Renca

Barras más débil pre-contingencia

Las Palmas 220 kV

Rahue 220 kV Coronel 154 kV Las Vegas

110 kV Quillota 220

kV Charrúa 500

kV

Barras más débil post-contingencia

Diego de Almagro kV

Rahue 220 kV Coronel 154 kV Las Vegas

110 kV Alto Jahuel

220 kV Lo Aguirre

500 kV

Requerimientos mínimos de reactivos (inyección) [MVAr]

48 78 63 106 74 295

Distribuidos en

82%CER’s

15%Guacolda

48% CTM3

32% CER Cardones

8% Guacolda

9%SVC Plus DdA.

73% CER Pto.Montt

16% Canutillar

86% Sistema

10% Petropower

40% Campiche

40% Nueva Ventanas

20% Sistema

36% STAMCOM C.Navia

12% CER Polpaico

12% Pehuenche

10% Colbún

6% Alfalfal

La Tabla 2 corresponde a un resumen de los resultados contenidos en el informe del estudio CTyRPR del año 2016, relacionado con la determinación de los requerimientos de potencia reactiva necesarios para atender excedentes de potencia reactiva. En dicha tabla se muestran las características más relevantes de cada área de control, en cuanto a los requerimientos mínimos de reserva para absorción de reactivos y la distribución de los recursos para atender la correspondiente contingencia simple más exigente . De acuerdo con el estudio de CTyRPR el escenario de operación más desfavorable con respecto a que se requieren las mayores absorciones de reactivos corresponde a un escenario de mínima demanda anual (E5).


Tabla 2: Resumen de los escenarios más exigentes en absorción de potencia reactiva para todas las áreas de control de tensión. (Estudio CT y RPR2016)

Caracterización Área de Control de Tensión

Norte Sur Concepción V Región Centro

Escenario más exigente

E5 E5 E5 E5 E5

Demanda [MW]

656 254 302 296 890

Generación [MW]

702 155 84 230 931

Mantenimientos Relevantes

- - - - -

Contingencia simple

Desconexión consumo El Salvador con 63 MW

Desconexión Consumos SE

Pto. Montt 23 kV

con 48 MW

Desconexión I.Petropower 154 kV Oxy + Eka Nobel +

Petrodow 154 kV con 57 MW

Desconexión consumo Enami

con 39 MW

Desconexión I.Maitenes 220 kV con 162 MW

Requerimientos mínimos reactivos (absorción)

-26 MVAr -8.2 MVAr -18.1 MVAr -20.5 MVAr -90.3 MVAr

Distribuidos en

101% 1SVC Plus Diego de Almagro

74% CER Puerto Montt

80% Sistema 69 % Ventanas

U2

32% STATCOM

C.Navia

34% CER Cardones 9 Rucatayo 15% Petropower 17% Sistema 31% CER

Polpaico

-32%2 CER Pan de Azúcar 5% Valdivia 15% Campiche 10% Nehuenco

U2

8% Ventanas

U2

1 El CER de Pan de Azúcar entrega reactivos, lo que provoca que haya barras con una mayor cantidad de reactivos

que el total requerido en la zona para la absorción. 2 El signo negativo se debe a que el CER de Pan de azúcar se encuentra entregando reactivos.


4.2 Caracterización de los Recursos de Control de Tensión Las necesidades de los recursos de control de tensión dependen de la naturaleza de la evolución de la demanda en cada área de CT y de la gravedad de las contingencias, en términos de la sensibilidad de la tensión respecto de la variación de reactivos en cada barra y las exigencias adicionales de reactivos en el área de control correspondiente. En la Tabla 3 se muestran los atributos que presentan los recursos de control de tensión existentes en el SIC.

Tabla 3: Características de los recursos de control de tensión del SIC

Id Equipos

Control

Tipo Acción Función / Objetivo Respuesta Reserva

Automático Manual Continua Discreta

(switching) Tensión

Potencia reactiva

Seguridad de

Servicio Permanente Dinámica Permanente Dinámica

1 Banco de

condensadores X X X X X X X

2 Reactor X X X X X X X X

3 Compensación

estática de reactivos (CER)

X X X X X X X

4 STATCOM X X X X X X X

5

CTBC de transformadores de potencia del

sistema de transmisión

X X X X X

6

CTBC de transformadores de potencia de los sistemas de

transmisión zonal y

dedicados

X X X X

7 Unidades de

generación con AVR

X X X X X X X X X

8

Plantas de generación eólicas y

fotovoltaicas3

X X X X X X

9

Circuitos de líneas de

transmisión en paralelo y de

anillos

X X X X X X X

10 Transformadores

de paralelo X X X X X X

3 Cabe señalar que los parques eólicos y fotovoltaicos requieren controladores adecuados para proporcionar un

control de tensión dinámico (modo de operación PV).


4.3 Selección y Priorización del Uso de los Recursos de CT

4.3.1 Criterios Generales

La selección y priorización de los recursos que controlan los nudos de mayor tensión en cada área de CT, supone las siguientes condiciones de operación de los recursos que controlan las instalaciones de transmisión zonal, dedicado y de distribución:

Los recursos de reactivos disponibles en el nivel de tensión de instalaciones de distribución son utilizados por las empresas distribuidoras y por los clientes libres con el objeto de controlar la tensión y el factor de potencia en los puntos de inyección hacia sus instalaciones.

Los recursos de reactivos disponibles existentes en las instalaciones de los sistemas de transmisión zonal y dedicados son utilizados con el objeto de controlar la tensión en las barras del propio sistema y controlar el factor de potencia en los puntos de inyección/retiro hacia sus instalaciones.

El control de tensión, basado en cambios de posición de los cambiadores de tomas bajo carga (CTBC) de transformadores de poder de los sistemas de distribución, transmisión zonal y dedicados, es utilizado con el objeto de corregir las desviaciones de tensión originadas por los cambios significativos de los consumos.

El control de tensión, basado en la posición de los cambiadores de tomas (comúnmente en vacío y por tanto fijos) de los transformadores elevadores de unidades de generación, es utilizado con el objeto de obtener el máximo aprovechamiento del diagrama PQ de la unidad de generación, esto es, aprovechar al máximo las condiciones de inyección y de absorción de potencia reactiva de la unidad de generación.

A continuación se presentan los criterios generales de priorización de los recursos que permiten controlar los nudos de mayor tensión en cada área de CT.

1. Los bancos de condensadores (CCEE) se utilizan para dar soporte de reactivos al requerimiento derivado del accionamiento de CTBC de transformadores de poder y para otorgar margen de reserva de potencia reactiva a las unidades de generación despachadas en cada área de CT.

2. Las unidades de generación despachadas por orden de mérito económico y los compensadores estáticos de reactivos deben de disponer de una reserva de potencia reactiva que permita realizar la acción de control de tensión en las barras correspondientes y proporcionar seguridad de servicio al área, compensando los déficit o excedentes de reactivos que se pueden originar por la ocurrencia de las contingencias simples más exigentes. A su vez, las unidades de generación deben proveer suficientes reactivos que permitan al SVC plus de Diego de Almagro, los CER y el STATCOM de Cerro Navia mantener una reserva adecuada a los objetivos de control deseados, evitando en lo posible la saturación de estos equipos de compensación.

3. Las unidades de generación despachadas fuera del orden de mérito económico generalmente se emplean por seguridad de servicio con el fin de evitar colapsos de tensión ante la desconexión forzada de un circuito de las líneas del sistema de más alta tensión en el área de CT, particularmente en aquellos escenarios de operación con altas transferencias. Con la entrada en


servicio de estas unidades, proporcionando potencia activa y reactiva, se reducen los requerimientos de reactivos base, y por ende, se incrementa la reserva de reactivos necesaria para soportar tales contingencias.

4. Los parques eólicos y fotovoltaicos aportan reactivos que permiten a los generadores síncronos y a los compensadores estáticos de reactivos mantener una adecuada reserva para el control dinámico de la tensión, tanto en operación normal, como frente a contingencias.

5. Los reactores de barras, que generalmente se operan conectados, se emplean para proporcionar soporte de reactivos en condiciones de déficit de reactivos. De este modo, la desconexión del reactor libera potencia reactiva que permite contar con reserva para el control de la tensión y contribuir a la seguridad de servicio.

En el caso de los reactores de barra que se operan generalmente desconectados, se emplean para proporcionar soporte de reactivos de absorción en condiciones de excedentes de reactivos. De este modo, la conexión del reactor consume potencia reactiva que permite mejorar la reserva de absorción para el control de tensión y contribuir a la seguridad de servicio. Para limitar las sobretensiones que se puedan originar a consecuencia de una contingencia que involucre la pérdida de consumo, estos reactores se pueden controlar automáticamente, contribuyendo a la seguridad de servicio del sistema.

6. Los reactores de líneas, que cuentan con interruptores, se pueden emplear para proporcionar soporte de reactivos en caso de ser requeridos por el sistema a consecuencia de una contingencia que origine un déficit de reactivos, lo que contribuye a la seguridad de servicio.

7. La desconexión de un circuito, en líneas de alta tensión de doble circuito o más, se emplea para proporcionar reserva de absorción reactivos en las unidades de generación, en los CER y STATCOM u otros compensadores estáticos, que permitan controlar las sobretensiones originadas por excesos de potencia reactiva en escenarios de baja demanda, tanto en condiciones de operación normal como ante desconexiones intempestivas de consumos importantes en el área de CT. Las desconexiones de circuitos de líneas se deben restringir como último recurso a condiciones de emergencia.

8. Se debe disponer de una reserva de reactivos, con característica de control continuo y con respuesta dinámica ante contingencia, en cada área de CT, según los valores y distribución recomendados en el estudio CTyRPR del año 2016.

La priorización antes indicada, se debe entender como referencial ya que en ciertas condiciones de operación puede ser más efectivo cambiar el orden de priorización.


4.3.2 Priorización de Recursos de CT Área Norte

4.3.2.1 Consideraciones Generales

Las unidades de generación despachadas por orden económico, tales como las unidades de generación de la Central Guacolda, deben de disponer de una reserva de potencia reactiva que permita al SVC Plus de Diego de Almagro, a los CER´s de Cardones, de Maitencillo, y de Pan de Azúcar realizar la acción de control de tensión en las barras de Diego de Almagro 220 kV, Cardones 220 kV, Maitencillo 220 kV y Pan de Azúcar 220 kV, respectivamente. Por otro lado las unidades de generación que por mérito económico son despachadas con menor frecuencia, como las Centrales Taltal, Huasco, Termopacífico, Cenizas, El Peñón, etc., que generalmente se emplean por calidad y seguridad de servicio con el fin de regular tensión y evitar sobretensiones en la operación normal. Con la entrada en servicio de estas unidades, proporcionando potencia activa y reactiva, se reducen los requerimientos de reactivos base, de manera que se incrementa la reserva de reactivos necesaria para soportar contingencias. Además, durante la operación normal el CT en la S/E Diego de Almagro es la barra más débil frente a la salida del SVC plus de Diego de Almagro, esto debido a la gran penetración de generación renovable en la zona lo que limita la regulación de esa barra en ausencia de su principal fuente de CT. En esta área de CT se evalúa el ingreso de la Central Térmica Mejillones (CTM3), a modo de sensibilidad, mediante el sistema de transmisión de TEN desde Changos 500 kV hasta Nueva Cardones 500 kV y así analizar los recursos prioritarios para el control de tensión asociados.

4.3.2.2 Efectividad en el Control de Tensión en Operación Normal (E3)

En el Gráfico 1 se resume las sensibilidades dV_barra k/dQ_Recurso j. Este indicador se determina para cada una de las principales barras del Área de CT en condiciones de Operación Normal del escenario más exigente (E3), este es, aquel cuya contingencia simple deriva en un mayor requerimiento de potencia reactiva para el área de CT, según el Estudio de CTyRPR 2016.


Gráfico 1: Sensibilidad dV/dQ en operación Normal Área de CT Norte (E3)

Del Gráfico 1 es posible concluir que para operación normal, los recursos de reactivos más eficaces en el control de tensión, son los aportados por el SVC Plus de D. Almagro y los CER´s, con la excepción del CER de Polpaico el cual tiene una distancia eléctrica muy grande a las barras del área de control de tensión.

4.3.2.3 Reserva de Potencia Reactiva

La priorización debe considerar que los recursos cuenten con la suficiente reserva dinámica de potencia reactiva para poder afrontar contingencias de manera segura. De acuerdo con el Estudio CTyRPR del año 2016, en el escenario más exigente de inyección de potencia reactiva la contingencia más crítica corresponde a la falla de la línea Pan de Azúcar – Don Goyo 220 kV. En esta situación se requiere de una reserva dinámica mínima de 48 MVAr en la zona, con una distribución tal que, la mayor parte de los recursos de potencia reactiva son aportados principalmente por los CER de S/E Pan de Azúcar con un total de 68%, la central Guacolda con un 15%, el CER de S/E Cardones con un 7% y por el CER de la S/E Maitencillo con un 6%. El escenario más exigente de absorción de potencia reactiva corresponde a un escenario de demanda mínima, y de acuerdo con el Estudio de CTyRPR del año 2016 la contingencia más crítica corresponde a la desconexión del consumo El Salvador con 63 MW que requiere una absorción de recursos en la zona de

Diego deAlmagro220 kV

CarreraPinto

220 kV

Cardones220 kV

Maitencillo220 kV

Pan deAzucar220 kV

Los Vilos220 kV

SVC Plus D.Almagro 0,01355 0,01135 0,00237 0,00087 0,00052 0,00024

CER Cardones 0,00551 0,0117 0,008 0,00295 0,00176 0,00081

Guacolda 0,00144 0,00306 0,00209 0,00687 0,00399 0,00184

CER Maitencillo 0,00048 0,00101 0,00069 0,00227 0,00132 0,00061

CER P.Azucar 0,00033 0,00174 0,00047 0,00151 0,01488 0,00685

CER Polpaico 0,00002 0,00003 0,00002 0,00007 0,0007 0,00409

0

0,002

0,004

0,006

0,008

0,01

0,012

0,014

0,016dV/dQ [%/MVAr]


26 MVAr, con una distribución tal que, Pan de Azúcar entrega 8 MVAr de reactivos al sistema el SVC plus de la S/E de Diego de Almagro debe absorber 26 MVAr y el CER de la S/E Cardones absorber aproximadamente 8MVAr.

4.3.2.4 Sensibilidad: Efectividad del Control de Tensión - escenario con CTM3 (E4 CTM3)

En esta sección se evalúa el ingreso de CTM3 al SIC, de acuerdo con lo indicado en el Informe Final del ECTyRPR 2016. En el Gráfico 2 se resume las sensibilidades dV_barra k/dQ_Recurso j. Este indicador se determina para cada una de las principales barras del Área de CT en condiciones de Operación Normal del escenario más exigente (E4 CTM3), este es, aquel cuya contingencia simple deriva en un mayor requerimiento de potencia reactiva considerando la entrada de CTM3 en esta zona de CT, según el Estudio de CTyRPR 2016.

Gráfico 2: dV/dQ en operación Normal en el Área de CT Norte incluyendo a CTM 3 (E4 CTM3)

LosChangos220 kV

Diego deAlmagro220 kV

CarreraPinto

220 kV

Cardones220 kV

Maitencillo

220 kV

Pan deAzucar220 kV

Los Vilos220 kV

CTM3 0,01376 0,0011 0,00232 0,00141 0,00063 0,0004 0,00019

SVC Plus D.Almagro 0,00175 0,01302 0,01045 0,00174 0,00078 0,00049 0,00023

CER Cardones 0,00592 0,00462 0,00969 0,00589 0,00265 0,00165 0,00079

Guacolda 0,00175 0,00137 0,00287 0,00174 0,00784 0,00479 0,00229

CER Maitencillo 0,00054 0,00043 0,00089 0,00054 0,00244 0,00149 0,00071

CER P.Azucar 0,00038 0,00031 0,00065 0,00039 0,00175 0,01651 0,00789

CER Polpaico 0,00002 0,00002 0,00003 0,00002 0,00009 0,00085 0,00449

0

0,002

0,004

0,006

0,008

0,01

0,012

0,014

0,016

0,018dV/dQ [%/MVAr]


Del gráfico anterior es posible concluir que para operación normal, los recursos de reactivos más eficaces en el control de tensión, son los aportados por el SVC Plus de D. Almagro y los CER´s, con la excepción del CER de Polpaico el cual tiene una distancia eléctrica muy grande a las barras del área de control de tensión. En la barra la S/E Los Changos es posible observar que el mayor soporte de tensión es realizado por CTM3, seguido por el CER de Cardones

4.3.2.5 Reserva de Potencia Reactiva - Escenario con CTM3

La priorización debe considerar que los recursos cuenten con la suficiente reserva dinámica de potencia reactiva para poder afrontar contingencias. De acuerdo con el Estudio CTyRPR del año 2016, en el escenario más exigente la contingencia más crítica corresponde a la falla de la línea Los Changos – Cumbre 500 kV, donde se requiere de una reserva dinámica de 78 MVAr en la zona, con una distribución tal que, la mayor parte de los recursos de potencia reactiva son aportados principalmente por la CTM3 con un 48%, el CER de Cardones con un 32%, Guacolda con un 8% y el SVC Plus de Diego de Almagro con un 9%.

Cabe señalar que de acuerdo con la NT de S y CS el estudio de CTyRPR no contempla la contingencia simple de reactores de barra. No obstante, en estudios preliminares de operación elaborados por la DO se ha establecido que la pérdida del reactor (150 MVAr) de la barra Los Changos 220 kV ocasiona el mayor requerimiento de absorción de reactivos. En estas circunstancias el principal aporte para la compensación de excedentes de reactivos lo realiza la unidad CTM3.

4.3.2.6 Funciones y Tipo de Control de los Recursos de CT

En la Tabla 4 se muestra las funciones y tipo de control que debe realizar cada uno de los recursos disponibles actualmente en el Área CT Norte

Prioridades de Uso de los Recursos para el Control de Tensión - Diciembre 2014 21


Tabla 4: Funciones y tipo de control de los recursos de CT del área de CT Norte

Control

Id Nombre Terminal S/E Barra a controlar (Nombre

y kV)

Tipo Acción Función/Objetivo Respuesta en Reserva

Automático Manual Continuo Discreto


Potencia Reactiva

Seguridad de Servicio

Permanente Dinámico Permanente Dinámica

Compensación Shunt

1 CCEE Cardones 13.2 kV 2x5.4 MVAr S/E Cardones Cardones 220 kV X X X X X

2 CCEE D. Almagro 13.2 kV 4x5.5 MVAr S/E Diego de Almagro D.Almagro 220 kV X X X X X

3 CCEE Pan de Azúcar 220 kV 1x 75 MVAR S/E Diego de Almagro D.Almagro 220 kV X X X X X

4 CCEE Maitencillo 13.2 kV 2x5 MVAr S/E Maitencillo Maitencillo 220 kV X X X X X

5 CCEE Dos Amigos 23 kV 2x1.25 MVAr S/E Dos Amigos Dos Amigos 110 kV X X X X X

6 CCEE Marquesa 23 kV 2x2.5 MVAr S/E Marquesa Marquesa 66 kV X X X X X

7 CCEE Ovalle 23 kV 2x7.5 MVAr S/E Ovalle Ovalle 66 kV X X X X X

8 CCEE Punitaqui 66 kV 1x2.5 MVAr S/E Punitaqui Punitaqui 66 kV X X X X X

9 CCEE Copiapó 110 kV 5 MVAr S/E Copiapó Copiapó 110 kV X X X X X

10 CCEE El Peñon 23kV 5 MVAr S/E El Peñon El Peñon 110 kV X X X X X

11 CCEE Plantas 110 kV 2x2.5 MVAr S/E Plantas Plantas 110 kV X X X X X

12 CCEE Paipote 6 kV 1x4.6 MVAr S/E Paipote S/E Paipote 110kV X X X X X

13 CCEE Atacama Kozan 4.16 kV 1x2.4 MVAr S/E Atacama Kozan S/E Atacama Kozan 4.16 kV X X X X X

14 CCEE Los Colorados 13.2 kV 1x1.5 MVAr S/E Los Colorados S/E Los Colorados 13.2 kV X X X X X

15 CCEE Magnetita 4.16 kV 1x1.5 MVAr S/E Magnetita S/E Magnetitta 4.16 kV X X X X X

16 CCEE San Juan 13.2 kV 2x2.5MVAr S/E San Juan San Juan 66 kV X X X X X

17 CCEE Salamanca 23 kV 1x5 MVAr S/E Salamanca Salamanca 110 kV X X X X X

18 CCEE Guayacán 13.2 kV 1x2.5 MVAr S/E Guayacán Guayacán 13.2 kV X X X X X

19 CCEE El Arrayán 33 kV 1x10 MVAr S/E El Arrayán El Arrayán 220 kV X X X X X



Control


y kV)




Potencia Reactiva



20 CCEE Punta Palmeras 12 kV 1x3.5 MVAr S/E Punta Palmeras Punta Palmeras 220 kV X X X X X

21 Reactor D. Almagro 220 kV 1x24 MVAr Paños de línea Paposo 220 kV Diego de Almagro 220 kV X X X X X X

CTBC de Transformador de Tres Devanados

1 Cardones 220/110kV-75MVA T1 S/E Cardones Cardones 110 kV X X X X




5 D.de Almagro 220/110kV - 120MVA S/E Diego de Almagro D:Almagro 110 kV X X X X

6 D.de Almagro 220/110kV - 120MVA S/E Diego de Almagro D:Almagro 110 kV X X X X

7 Maitencillo 220/110kV-90MVA T1 S/E Maitencillo Maitencillo 110 kV X X X X

8 Maitencillo 220/110kV-90MVA T2 S/E Maitencillo Maitencillo 110 kV X X X X

9 Choapa 220/110/23kV_75MVA_1 S/E Choapa Choapa 110 kV X X X X

10 Choapa 220/115/23 kV_75MVA_2 S/E Choapa Choapa 110 kV X X X X

11 Pazucar 220/115/13.2kV_90MVA_9 S/E Pan de Azúcar P. Azucar 110 kV X X X X

12 PAzucar 220/115/13.8kV_75MVA_3 S/E Pan de Azúcar P. Azucar 110 kV X X X X

13 PAzucar 220/115/13.8kV_75MVA_4 S/E Pan de Azúcar P. Azucar 110 kV X X X X

14 PAzucar 110/69/13.8kV 60MVA S/E Pan de Azúcar P. Azucar 110 kV X X X X

15 PAzucar 110/69/13.8kV 60MVA S/E Pan de Azúcar P. Azucar 110 kV X X X X

16 Ovalle 110/69/23kV_60MVA_4 S/E Ovalle Ovalle 66 kV X X X X

17 Los Vilos 220/23/13.8 10MVA_4 S/E Los Vilos Los Vilos 220 kV X X X X

Unidades de Generación

1 Guacolda U1 Central Guacolda Guacolda 13.8 kV X X X X X




Control


y kV)




Potencia Reactiva






6 Taltal U1 Central Taltal Taltal 15 kV 1 X X X X X X

7 Taltal U2 Central Taltal Taltal 15 kV 2 X X X X X X

8 Los Molles U1 Los Molles Los Molles 13.8 kV 1 X X X X X

9 Los Molles U2 Los Molles Los Molles 13.8 kV 1 X X X X X

10 Diego de Almagro S/E Diego de Almagro Diego de Almagro 11.5kV 1 X X X X X

11 El Salvador S/E Diego de Almagro Diego de Almagro 11.5kV 2 X X X X X

12 Huasco U1 Central Huasco Huasco 11.5 kV 1 X X X X X



15 Cenizas U1 Cenizas ___ X X X X X



18 Termopacifico N1 Central Termopacífico ___ X X X X X




22 El Peñón N1 Central El Peñón ___ X X X X X






Control


y kV)




Potencia Reactiva



26 Punta Colorada Central Punta Colorada ___ X X X X X

27 San Lorenzo de Almagro U1 San Lorenzo de Almagro ___ X X X X X

28 San Lorenzo de Almagro U2 San Lorenzo de Almagro ___ X X X X X

29 Emelda U1 Central Emelda ___ X X X X X

30 Emelda U2 Central Emelda ___ X X X X X

31 Espinos N1 Los Espinos ___ X X X X X





36 Olivos N1 Central Olivos ___ X X X X X




40 Monte Patria U1 S/E Monte Patria ___ X X X X X

41 Monte Patria U2 S/E Monte Patria ___ X X X X X

42 Punitaqui S/E Punitaqui ___ X X X X X

43 Cardones Central Cardones ___ X X X X X

44 Andes Generación U1-U4 Central Andes Generación Diego de Almagro 110 kV X X X X X

Compensador Estático de Reactivos

1 CER Maitencillo S/E Maitencillo Maitencillo 220 kV X X X X X

2 CER N°1 Pan de Azucar S/E Pan de Azucar P.Azucar 220 kV X X X X X

3 CER N°2 Pan de Azucar S/E Pan de Azucar P.Azucar 220 kV X X X X X



Control


y kV)




Potencia Reactiva



4 CER Cardones S/E Cardones Cardones 220 kV X X X X X

5 SVC Plus D.Almagro S/E D.Almagro D.Almagro 220 kV X X X X X

Líneas de transmisión

1 Paposo - Diego de Almagro 220 kV D.Almagro 220 kV X X X X X X X

2 Los Vilos - P.Azúcar 220 kV P.Azúcar 220 kV X X X X X X X

Plantas de generación eólicas y fotovoltaicas

1 PE Canela II S/E Central Elevadora Canela II 220 kV ___ X X X X X X

2 PE Monte Redondo S/E Monte Redondo 220 kV ___ X X X X X X

3 PE Totoral S/E Totoral 1 66kV ___ X X X X X X

4 PE Punta Colorada S/E Punta Colorada 220kV ___ X X X X X X

5 PE Talinay Oriente S/E Talinay Oriente 220kV ___ X X X X X X

6 PFV Llano De Llampos S/E Llano De Llampos 220 kV ___ X X X X X X

7 PFV San Andrés S/E San Andrés 220kV ___ X X X X X X

8 PFV Diego De Almagro S/E Diego De Almagro 220kV ___ X X X X X X

9 PE El Arrayán S/E El Arrayán 220kV ___ X X X X X X

10 PE Punta Palmeras S/E Punta Palmeras 220 kV ___ X X X X X X

11 PE Taltal S/E Taltal 220kV ___ X X X X X X

12 PFV Lalackama S/E Lalackama 220 kV ___ X X X X X X

13 PFV Chañares S/E Chañares 110kV ___ X X X X X X

14 PFV Salvador S/E Salvador 110kV ___ X X X X X X

15 PE Talinay Poniente S/E Talinay Poniente 220kV ___ X X X X X X

16 PFV Javiera S/E Javiera 110kV ___ X X X X X X

17 PE Los Cururos S/E La Cebada 220kV ___ X X X X X X



Control


y kV)




Potencia Reactiva



18 PFV Luz Del Norte S/E Luz Del Norte 220kV ___ X X X X X X

19 PFV Pampa Solar Norte S/E Cachiyuyal 220kV ___ X X X X X X

20 PFV Carrera Pinto S/E Carrera Pinto 220kV ___ X X X X X X

21 PFV Lalackama 2 S/E Lalackama 2 220kV ___ X X X X X X

23 PFV Los Loros S/E Los Loros 220kV ___ X X X X X X

24 PFV Conejo Solar S/E Francisco 220kV ___ X X X X X X


4.3.3 Priorización de Recursos de CT Área Sur


Las unidades de generación de la Central Canutillar, Central Rucatayo, Planta Valdivia, Central Pilmaiquén, Central Angostura y Central Pullinque, las que comúnmente son despachadas por mérito económico, deben de disponer de una reserva de potencia reactiva que permita un aceptable perfil de tensión del sistema de transmisión nacional del área. De esta manera estas centrales proporcionan suficiente margen al CER de Pto. Montt para controlar la tensión de la barra de 220 kV y también contribuir a la seguridad de servicio ante contingencias. Las otras unidades de generación existentes en esta área de CT, tales como las centrales Antilhue y Trapén, generalmente se emplean por calidad y seguridad de servicio en caso de necesitar regular tensión o evitar colapsos de tensión, ante la desconexión forzada del CER de Pto. Montt, en escenarios de operación con altas transferencias. A su vez las unidades de la zona de Chiloé como Ancud, Quellón y Degañ, generalmente se emplean por seguridad de servicio con el fin de evitar colapsos de tensión en la zona de Chiloé, ante la desconexión forzada de uno de los circuitos de las líneas del sistema de transmisión nacional sur, en escenarios de operación con altas transferencias en el sistema de transmisión zonal de Chiloé. En ambos casos con la entrada en servicio de estas unidades, proporcionando potencia activa y reactiva, se reducen los requerimientos de reactivos base, de manera que se incrementa la reserva de reactivos necesaria para soportar tales contingencias. También se despachan las centrales Collipulli y Curacautín para proporcionar soporte de tensión. Los reactores de líneas de 220 kV del sistema de de transmisión nacional sur, entre la S/E Cautín y Puerto Montt, son accionados por un esquema de protección llamado “CAR”, el cual opera por baja tensión de manera temporizada. La actuación del CAR permite compensar eventuales caídas de tensión por déficit de reactivos, de manera de evitar un colapso de tensión.


En el Gráfico 3 se resume las sensibilidades dV_barra k/dQ_Recurso j. Este indicador se determina para cada una de las principales barras del Área de CT en condiciones de Operación Normal del escenario más exigente (E2) para el área de CT, según el Estudio de CTyRPR 2016


Gráfico 3: Sensibilidad dV/dQ en operación Normal Área de CT Sur (E2)

Del gráfico anterior es posible concluir que para operación normal, los recursos de reactivos más eficaces en el control de tensión en el extremo sur son los aportados por el CER de Puerto Montt y en segunda instancia aquellos aportados por las centrales Canutillar, Angostura y Valdivia. Las centrales que inyectan sus reactivos en la barra Charrúa, tales como, Sta. Fé y Sta. María, no tienen mayor incidencia en el control de tensión de la zona Sur.


La priorización debe considerar que los recursos cuenten con la suficiente reserva dinámica de potencia reactiva para poder afrontar contingencias.

Según el Estudio de CTyRPR, del año 2016, para el escenario más exigente se tiene que la contingencia más crítica corresponde a la falla de la línea 2 Valdivia – Rahue 220 kV, que requiere de una reserva dinámica de 63 MVAr en la zona, con una distribución tal que, la mayor parte de los recursos de potencia reactiva son aportados por el CER de Puerto Montt con un 73% y Canutillar con un 16%.

El escenario más exigente de absorción de potencia reactiva corresponde a un escenario de demanda mínima, y de acuerdo con el Estudio de CTyRPR del año 2016 la contingencia más crítica corresponde a la desconexión de los consumos de la S/E Puerto Montt 23 kV con 48 MW, que generan un excedente de

Temuco220 kV

Cautín220 kV

Valdivia220 kV

Rahue220 kV

Puerto Montt220 kV

CER Puerto Montt 0,00321 0,00319 0,0111 0,0258 0,01299

Canutillar 0,00077 0,00076 0,00266 0,00618 0,00311

Angostura 0,00708 0,00703 0,00517 0,00429 0,00045

Valdivia 0,00283 0,00281 0,00699 0,00569 0,0006

0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

0,03

dV/dQ [%/MVAr]


recursos en la zona de 8,2 MVAr, con una distribución tal que, la mayor parte de la potencia reactiva es absorbida por el CER de la S/E Puerto Montt 74%, Rucatayo con 9% y Valdivia con 5%.


En la Tabla 5 se muestra las funciones y tipo de control que debe realizar cada uno de los recursos disponibles actualmente en el Área Sur.


Tabla 5: Funciones y tipo de control de los recursos de CT del área de CT Sur

Control

Nombre Terminal S/E Barra a controlar

(Nombre y kV)


Automático Manual Continuo Discreto Tensión Potencia Reactiva

Seguridad de

servicio Permanente Dinámico Permanente Dinámica

Compensación Shunt

CCEE Ancud 23 kV 1x3 MVAr Central Ancud Ancud 110 kV X X X X X

CCEE Chivilcan 66 kV 2x2.5 MVAr S/E Chivilcán Chivilcán 66 kV X X X X X

CCEE Chonchi 23 kV 1x12 MVAr S/E Chonchi (Castro) Chonchi 23 kV X X X X X

CCEE L. Union 13.2 kV 2x2.4 MVAr La Unión L.Unión 66 kV X X X X X

CCEE L. Union 13.2 kV 1x1.8 MVAr La Unión L.Unión 66 kV X X X X X

CCEE Loncoche 23 kV 1x1.25 MVAr S/E Loncoche Loncoche 66 kV X X X X X

CCEE Loncoche 23 kV 1x2.5 MVAr S/E Loncoche Loncoche 66 kV X X X X X

CCEE Los Lagos 13.22x1.2 MVAr S/E Los Lagos Los Lagos 66 kV X X X X X

CCEE Osorno 23 kV 1x5.1 MVAr S/E Osorno Osorno 66 kV X X X X X

CCEE P. Varas 66 kV 2x1.4 MVAr Pto. Varas P.Varas 66 kV X X X X X

CCEE P. Varas 66 kV 2x1.2 MVAr Pto. Varas P.Varas 66 kV X X X X X

CCEE Picarte 13.2 kV 1x2.7 MVAr Picarte Picarte 66 kV X X X X X

CCEE Picarte 13.2 kV 1x1.8 MVAr Picarte Picarte 66 kV X X X X X

CCEE Pitrufquén 1x2.5 MVAr Pitrufquén Pitrufquén 23 kV X X X X X

CCEE Pto Montt 23 kV 1x3 MVAr S/E Puerto Montt P.Montt 23 kV X X X X X

CCEE Pto Montt 23 kV 3x3.6 MVAr S/E Puerto Montt P.Montt 23 kV X X X X X

CCEE Pumahue 15 kV 2x2.5 MVAr S/E Pumahue Pumahue 66 kV X X X X X

CCEE Valdivia 13.2 kV 1x3 MVAr Eq. Valdivia Valdivia 66 kV X X X X X

CCEE Valdivia 13.2 kV 1x1.8 MVAr Eq. Valdivia Valdivia 66 kV X X X X X


Control


(Nombre y kV)



Seguridad de


CCEE Victoria 13.2 kV 1x2.5 MVAr S/E Victoria Victioria 66 kV X X X X X

CCEE San Pedro Dalcahue 30 kV 2x8.14 MVAr S/E Dalcahue Dalcahue 110 kV X X X X X

CCEE Pid Pid 23 kV 1x2.4 MVAr S/E Pid Pid Pid Pid 110 kV X X X X X

CCEE Padre de las Casas 15 kV 1x2.5 MVAr S/E Padre de las Casas Padre de las Casas 66 kV X X X X X

CCEE Villarrica 23 kV 1x2.5 MVAr S/E Villarrica Villarrica 66 kV X X X X X

CCEE Villarrica 23 kV 1x2.5 MVAr S/E Villarrica Villarrica 66 kV X X X X X

CCEE Chumpullo 6.3 kV 1x4.2 MVAr S/E Chumpullo Chumpullo 6.3 kV X X X X X

CCEE Pichirropulli 23 kV 2x2.4 MVAr S/E Pichirropulli Pichirropulli 23 kV X X X X X

CCEE Pucón 23 kV 1x 2.5 MVAr S/E Pucón Pucón 66 kV X X X X X

Puerto Montt 220 kV 1x15 MVAr

Puerto Montt - Rahue L1 Puerto Montt 220 kV X X X X X X (Reactor de Línea Puerto Montt- Rahue L1)

Puerto Montt 220 kV 1x15 MVAr

Puerto Montt - Rahue L2 Puerto Montt 220 kV X X X X X X (Reactor de Línea Puerto Montt- Rahue L2)

Reactor Cautín 220 kV 1x15 MVAr -1

S/E Cautín S/E Cautín X X X X X X (Reactor de Barra)

Reactor Cautín 220 kV 1x15 MVAr -2

S/E Cautín S/E Cautín X X X X X X (Reactor de Barra)


Barro Blanco 220/66kV-60 MVA T1 S/E Barro Blanco Barro Blanco 66 kV X X X X

Barro Blanco 220/66kV-60 MVA T2 S/E Barro Blanco Barro Blanco 66 kV X X X X

Melipulli 230/115/69kV_60MVA S/E Melipulli Melipulli 66 kV X X X X




Control


(Nombre y kV)



Seguridad de


Temuco 230/69/13,8kV_60MV S/E Temuco Temuco 66 kV X X X X

Temuco 220/66kV-75 MVA S/E Temuco Temuco 66 kV X X X X



Valdivia 220/66kV-60 MVA S/E Valdivia Valdivia 66 kV X X X X

Valdivia 220/66kV-60 MVA 2 S/E Valdivia Valdivia 66 kV X X X X

Pilauco 220/66/23kV-120 MVA S/E Pilauco Pilauco 66 kV X X X X

Chiloé 220/110/23kV 90MVA S/E Chiloé Chiloé 110 kV X X X X

Antillanca 220/110kV-180 MVA S/E Antillanca Antillanca 110 kV X X X X

Copihues 115/69/13.8kV-30 MVA S/E Copihues Copihues 66 kV X X X X


Canutillar U1 Central Canutillar Canutillar 13.8 kV 1 X X X X X

Canutillar U2 Central Canutillar Canutillar 13.8 kV 2 X X X X X

Rucatayo Central Rucatayo Rucatayo 13.8 kV X X X X X

Valdivia Central Valdivia Valdivia 15 kV X X X X X

Pilmaiquen U1 Central Pilmaiquén Pilmaiquén 6.9 kV 1 X X X X X





Pullinque U1 Central Pullinque Pullinque 13.8 kV 1 X X X X X



Control


(Nombre y kV)



Seguridad de



Licán Central Licán Licán 13.2 kV X X X X X X

Capullo Central Capullo Capullo 13.8 kV X X X X X

Generador Antilhue U1 Central Antilhue Antilhue 11.5 kV 1 X X X X X X

Generador Antilhue U1 Central Antilhue Antilhue 11.5 kV 2 X X X X X X

Trapen N1 Central Trapen ___ X X X X X X




Chuyaca U1-U4 Central Chuyaca ___ X X X X X X



Calle Calle U1-U7 Central Calle Calle ___ X X X X X X

Calle Calle U8 Central Calle Calle ___ X X X X X X

Ancud Central Ancud ___ X X X X X X

Callao Central Callao ___ X X X X X X

Chiloé Central Chiloé ___ X X X X X X

Comasa Central Comasa ___ X X X X X X

Chufquén Central Chufquén ___ X X X X X X

Collipulli Central Collipulli ___ X X X X X X

Curacautin U1-U3 Central Curacautín ___ X X X X X X

Curacautin U2 Central Curacautín ___ X X X X X X


Control


(Nombre y kV)



Seguridad de


Degañ Central Degañ ___ X X X X X X

El Manzano Central El Manzano ___ X X X X X X

Las Nalcas Central Las Nalcas ___ X X X X X X

Pelohuén Central Pelohuén ___ X X X X X X

Quellón II Central Quellón II ___ X X X X X X

Truful-Truful Central Truful-Truful ___ X X X X X X

Angostura U1 Central Angostura Angostura 13.8 kV X X X X X X



Rucatayo Central Rucatayo Rucatayo 13.8 kV X X X X X X

Lautaro S/E Lautaro Lautaro 13.2 kV X X X X X X

Pulelfu Central Pulelfu Pulelfu 66 kV X X X X X X

Río Picoiquén S/E Río Picoiquén Río Picoiquén 66 kV X X X X X X


CER Puerto Montt S/E Pto. Montt P.Montt 220 kV X X X X X


PE San Pedro Dalcahue S/E San Pedro de Dalcahue 110 kV ___ X X X X X X

PE Renaico S/E PE Renaico 220 kV ___ X X X X X X


4.3.4 Priorización de Recursos de CT Área Concepción


Las unidades de generación de la Central Bocamina (I y II) y Central Petropower, comúnmente despachadas por mérito económico, deben de disponer de una reserva de potencia reactiva que permita realizar un adecuado control de tensión en la barra de Coronel 154 kV. Las otras unidades de generación, como Coronel, Horcones y Newén, generalmente se emplean por calidad y seguridad de servicio con el fin de mejorar la regulación de tensión o evitar sobrecargas que produzcan la salida en cascada de otras instalaciones en esta área, ante la desconexión forzada de uno de los circuitos de las líneas que unen esta área de CT con la S/E Charrúa, en escenarios donde no se pueda contar con las unidades de central Bocamina. Con el despacho de estas unidades se reducen los requerimientos de reactivos base, de manera que se incrementa la reserva de reactivos necesaria para soportar tales contingencias.


En el Gráfico 4 se resume las sensibilidades dV_barra k/dQ_Recurso j. Este indicador se determina para cada una de las principales barras del Área de CT en condiciones de Operación Normal del escenario más exigente (E4) para el área de CT, según el Estudio de CTyRPR 2016.


Gráfico 4: Sensibilidad dV/dQ en operación Normal Área de CT Concepción (E4)

Del gráfico anterior es posible concluir que para operación normal, los recursos de reactivos más eficaces en el control de tensión son los aportados por la central Petropower seguido de la central Pangue y Antuco. Cabe señalar que este escenario más desfavorable contempla las unidades de Bocamina I y II fuera de servicio, situación factible en condiciones de hidrología húmeda. Sin embargo, estando Bocamina I y/o Bocamina II despachadas, se reduce los requerimientos de potencia reactiva de las centrales que inyectan en S/E Charrúa y del total del sistema, siendo principalmente más eficaces los aportes de las unidades de Bocamina


La priorización debe considerar que los recursos cuenten con la suficiente reserva dinámica de potencia reactiva para poder afrontar contingencias. Según el Estudio de CTyRPR, del año 2016, para el escenario más exigente se tiene que la contingencia más crítica corresponde a la falla de la línea Charrúa – Concepción 220 kV, para la que se requiere de una reserva dinámica total de 106 MVAr, la que se entrega principalmente de los aportes del sistema (Charrúa) alcanzando 91 MVAr (85%), esto debido a la falta de recursos de potencia reactiva, ya que Bocamina U1 y U2 se encuentran fuera de servicio que son los principales recursos para el CT en la zona.

S/E Concepción154 kV

S/E San Vicente154 kV

S/E Hualpen154 kV

S/E Lagunillas154 kV

S/E Coronel154.0 kV

PetroPower 0,0036 0,008 0,0041 0,0041 0,0045

Arauco 0,0015 0,0032 0,0016 0,0031 0,0039

Pangue 0,0033 0,0065 0,0031 0,0039 0,0043

El Toro 0,0029 0,0055 0,0027 0,0033 0,0037

Antuco 0,0033 0,0064 0,0031 0,0038 0,0043

0

0,001

0,002

0,003

0,004

0,005

0,006

0,007

0,008

0,009

dV/dQ [%/MVAr]


El escenario más exigente de absorción de potencia reactiva corresponde a un escenario de demanda mínima, y de acuerdo con el Estudio de CTyRPR del año 2016 la contingencia más crítica corresponde a la desconexión de los consumos Oxy + Eka Nobel + Petrodow 154 kV, con una magnitud de 57 MW, que generan un excedente de recursos en la zona de 18.1 MVAr, con una distribución tal que, la mayor parte de la potencia reactiva es absorbida por el sistema por la S/E Charrúa con un 80% y el restante 15% por la Central Petropower.


En la Tabla 6 se muestra las funciones y tipo de control que debe realizar cada uno de los recursos disponibles actualmente en el Área Concepción.


Tabla 6: Funciones y tipo de control de los recursos de CT del área de CT Concepción

Control

Id Nombre Terminal S/E

Barra a controlar Tipo Acción Función/Objetivo Respuesta en Reserva

(Nombre y kV) Automático Manual Continuo Discreto


Potencia Reactiva



Compensación Shunt

1 CCEE Chiguayante 15 kV 2x2.5 MVAr S/E Chiguayante Chiguayante 66 kV X X X X X

2 CCEE Colo Colo 66 kV 2x2.5 MVAr S/E Colo Colo Colo Colo 66 kV X X X X X

3 CCEE Concepcion1 13.2 kV 4X5 MVAr S/E Concepción Concepción 154 kV X X X X X

4 CCEE Concepcion 13.2 kV-1x20 MVAr S/E Concepción Concepción 154 kV X X X X X

5 CCEE Coronel 66 kV 1x5 MVAr S/E Coronel Coronel 66 kV X X X X X

6 CCEE Curalinahue 13.2 kV 1x2.5 MVAr Curanilahue Curalinahue 66 kV X X X X X

7 CCEE Curanilahue 23 kV 1x2.5 MVAr Curanilahue Curalinahue 66 kV X X X X X

8 CCEE Ejercito 66 kV 2x2.5 MVAr S/E Ejercito Ejercito 66 kV X X X X X

9 CCEE Escuadrón 8.95 kV 1x1.25 MVAr S/E Escuadron Escuadrón 66 kV X X X X X

10 CCEE Escuadrón 8.95 kV 1x2.5 MVAr S/E Escuadron Escuadrón 66 kV X X X X X

11 CCEE Latorre 15 kV 2x2.5 MVAr S/E Latorre Latorre 66 kV X X X X X

12 CCEE Lebu 13.2 kV 1x2.5 MVAr Lebu 66 kV Lebu 66 kV X X X X X

13 CCEE Perales 15 kV 2x2.5 MVAr S/E Perales Perales 66 X X X X X

14 CCEE PetroPower 20 kV 1x25 MVAr Central PetroPower Petro Power 66 kV X X X X X

15 CCEE S.Vicente 13.2 kV 1x10MVAr S/E San Vicente San Vicente 154 kV X X X X X

16 CCEE San Vicente 154kV 1x40 MVAr S/E San Vicente San Vicente 154 kV X X X X X

17 CCEE Tumbes 15 kV 1x2.5 MVAr S/E Tumbes Tumbes 66 kV X X X X X

18 CCEE Lirquén 15 kV 1x1.9 MVAr S/E Lirquén Lirquén 66 kV X X X X X

19 CCEE Lirquén (INDURA) 6.2 kV 1x1.2 MVAr Tap Lirquén (INDURA) Lirquén 66 kV X X X X X

20 CCEE Loma Colorada 15 kV 1x2.5 MVAr S/E Loma Colorada Loma Colorada 66 kV X X X X X

21 CCEE Arenas Blancas 8.95 kV 1x2.5 MVAr S/E Arenas Blancas Arenas Blancas 66 kV X X X X X

22 CCEE Arenas Blancas 8.95 kV 1x1.25 MVAr S/E Arenas Blancas Arenas Blancas 66 kV X X X X X

23 CCEE Retiro13.8 kV 1x2.5 MVAr S/E Retiro Retiro 66 kV X X X X X

24 CCEE Celulosa Pacífico 13.2 kV 1x2.4 MVAr S/E Pacífico Pacífico 220 kV X X X X X

25 CCEE Parral 15 kV 1x5 MVAr S/E Parral Parral 154 kV X X X X X


1 Alonso de Ribera 154/66kV_75MVA_2 S/E A. Ribera A. de Ribera 66 kV X X X X X

2 Alonso de Ribera 154/66kV_75MVA_1 S/E A. Ribera A. de Ribera 66 kV X X X X X

3 C. Petropower 66/11/6.6 kV 85MVA Central PetroPower PetroPower 66 kV X X X X

4 Concepcion 22/161/13.2kV-260MVA S/E Concepción Concepcion 154 kV X X X X

5 Coronel 154/69kV-60MVA _T4 S/E Coronel Coronel 66 kV X X X X X

6 Hualpen 220/161/66kV-300MVA S/E Hualpen Hualpen 154 kV X X X X

7 Talcahuano 154/69kV_75MVA__2 S/E Talcahuano Talcahuano 66 kV X X X X X


1 Arauco Central Arauco Arauco 13.2 kV 1 X X X X X

2 Arauco U6 Central Arauco Arauco 13.2 kV 6 X X X X X

3 Bocamina U1 Central Bocamina Bocamina 13.8 kV X X X X X

4 Bocamina U2 Central Bocamina Bocamina 18 kV X X X X X


Control

Id Nombre Terminal S/E

Barra a controlar Tipo Acción Función/Objetivo Respuesta en Reserva

(Nombre y kV) Automático Manual Continuo Discreto


Potencia Reactiva



5 PetroPower Central PetroPower Petropower 11.5 kV X X X X X

6 Coronel Central Coronel Coronel 11 kV X X X X X

7 Cañete Central Cañete ___ X X X X X

8 FPC Central Fopaco ___ X X X X X

9 FPC U2 Central Fopaco ___ X X X X X

10 Horcones Central Horcones ___ X X X X X

11 Newen Central Newen ___ X X X X X

12 Trongol Central Trongol ___ X X X X X


4.3.5 Priorización de Recursos de CT Área V Región


Las unidades de generación de la Central Ventanas y Central Campiche, que comúnmente se despachan por mérito económico, deben disponer de una reserva de potencia reactiva que permita realizar la acción de control de tensión para evitar que la tensión de la barra de la S/E Las Vegas 110 kV, esté por debajo del valor mínimo permitido por la NT, ya que esta barra es corresponde a la más débil. Dada la existencia de un doble circuito en la línea San Luis – Agua Santa 220 kV y la entrada en servicio de la Central Campiche, el despacho de las otras unidades de generación de esta área de CT se produce sólo en casos excepcionales.


A continuación se presenta el gráfico que resume las sensibilidades dV_barra k/dQ_Recurso j. Este indicador se determina para cada una de las principales barras del Área de CT en condiciones de Operación Normal del escenario más exigente (E1) para el área de CT, según el Estudio de CTyRPR 2016

Gráfico 5: Sensibilidad dV/dQ en operación Normal Área de CT V Región (E1)

S/E AguaSanta 110 kV

S/E SanPedro 110 kV

S/EMiraflores

110 kV

S/E Las Vegas110 kV

CER Polpaico 0,007 0,005 0,006 0,009

Campiche 0,004 0,003 0,003 0,004

Ventanas 0,013 0,011 0,013 0,016

STATCOM C.Navia 0,007 0,006 0,006 0,015

0

0,002

0,004

0,006

0,008

0,01

0,012

0,014

0,016

0,018

dV/dQ [%/MVAr]


Del gráfico es posible concluir que en operación normal los recursos más eficaces en el control de tensión en las barras de 110 kV corresponden, en primera instancia a las unidades de Ventanas. El CER de Polpaico y el STATCOM de Cerro Navia también son recursos eficaces, especialmente para el caso de la barra Las Vegas 110 kV, donde incluso el STATCOM pasa a ser el segundo recurso más efectivo para el CT.


La priorización debe considerar que los recursos cuenten con la suficiente reserva dinámica de potencia reactiva para poder afrontar contingencias. Según el estudio de CTyRPR, del año 2016, en el escenario más exigente se tiene que la contingencia más crítica corresponde a la desconexión de Ventanas 2, para la cual se requiere de una reserva dinámica de 73 MVAr en la zona, aportados principalmente por Nueva Ventanas y Campiche con un 40% cada una, mientras que el aporte externo que proviene principalmente de la de la S/E Quillota y S/E Agua Santa corresponde al 20% restante.

El escenario más exigente de absorción de potencia reactiva corresponde a un escenario de demanda mínima, y de acuerdo con el Estudio de CTyRPR del año 2016 la contingencia más crítica corresponde a la desconexión del consumo Enami con 39 MW que generan un excedente de recursos en la zona de 20,5 MVAr, con una distribución tal que, la mayor parte de la potencia reactiva es absorbida la unidad 2 de Ventanas con un 69%, la central Campiche con un 15% y el aporte externo de 17%.


En la Tabla 7 se muestra las funciones y tipo de control que debe realizar cada uno de los recursos disponibles actualmente en el Área V Región.


Tabla 7: Funciones y tipo de control de los recursos de CT del área de CT V Región

Control


y kV)




Potencia Reactiva



Compensación Shunt

1 CCEE Agua Santa 60 kV 2x20 MVAr S/E Agua Santa Agua Santa 110 kV X X X X X

2 CCEE Casa Blanca 12 kV 1x0.9 MVAr Casa Blanca 66 kV Casa Blanca 66 kV X X X X X

3 CCEE Casa Blanca 12 kV 2x1.2 MVAr Casa Blanca 66 kV Casa Blanca 66 kV X X X X X

4 CCEE Esperanza 12 kV 1x4.8 MVAr S/E Esperanza (HASA) Esperanza 66 kV X X X X X

5 CCEE Esperanza 12 kV 1x3.2 MVAr S/E Esperanza (HASA) Esperanza 66 kV X X X X X

6 CCEE La Calera 44 kV 1x6 MVAr S/E La Calera La Calera 110 kV X X X X X

7 CCEE La Calera 12 kV 3x1.2 MVAr S/E La Calera La Calera 110 kV X X X X X

8 CCEE Cerro Calera 12 kV 2x2.5 MVAr S/E Cerro Calera Cerro Calera 110 kV X X X X X

9 CCEE Miraflores 12 kV 2x2.4 MVAr S/E Miraflores Miraflores 110 kV X X X X X

10 CCEE Miraflores 12 kV 2x4.26 MVAr S/E Miraflores Miraflores 110 kV X X X X X

11 CCEE Placeres 12 kV 1x2.4 MVAr Placeres 110 kV Placeres 110 kV X X X X X

12 CCEE Placeres 12 kV 2x1.2 MVAr Placeres 110 kV Placeres 110 kV X X X X X

13 CCEE Quilpue 12 kV 4x1.2 MVAr S/E Quilpue Quilpué 110 kV X X X X X

14 CCEE San Pedro 12 kV 1x2.5 MVAr S/E San Pedro San Pedro 110 kV X X X X X

15 CCEE San Sebastian 12 kV 2x1.2 MVAr San Sebastian 66 kV San Sebastian 66 kV X X X X X

16 CCEE Tap Achupallas 110 kV 1x2.7 MVAr S/E Reñaca Reñaca 110 kV X X X X X

17 CCEE Reñaca 12kV 1x1.8 MVAr S/E Reñaca Reñaca 110 kV X X X X X

18 CCEE Reñaca 12kV 2x1.2 MVAr S/E Reñaca Reñaca 110 kV X X X X X

19 CCEE Valparaiso 12 kV 1x2.1 MVAr S/E Valparaiso Valparaiso 110 X X X X X



22 CCEE Punta Peuco 110 kV 2x20 MVAr S/E Punta Peuco Punta Peuco 110 kV X X X X X

23 CCEE Cemento Polpaico 44 kV 1x10 MVAr S/E Cemento Polpaico Cemento Polpaico 44 kV X X X X X

24 CCEE Cabildo 23kV 1x5 MVAr S/E Cabildo Cabildo110 kV X X X X X

25 CCEE Playa Ancha 12 kV 1x1.2 MVAr S/E Playa Ancha Playa Ancha 110 kV X X X X X

26 CCEE Concón 12 kV 3x1.2 MVAr S/E Concón Concón 110 kV X X X X X

27 CCEE Las Vegas 12 kV 1x1.2 MVAr S/E Las Vegas Las Vegas 110 kV X X X X X

28 CCEE Cordillera 110 kV 30 MVAr S/E Las Cordillera Cordillera 110 kV X X X X X


1 Agua Santa 220/110/66 kV 300 MVA S/E Agua Santa Agua Santa 110 kV X X X X

2 Los Maquis 220/110/12 95 MVA S/E Los Maquis Los Maquis 110 kV X X X X

3 Ventanas 220/110/12kV_300MVA S/E Ventanas Ventanas 110 kV X X X X

4 Quillota 220/115/13.8 kV 150 MVA S/E Quillota Quillota 110 kV X X X X

5 Quillota 220/115/13.8kV-75 MVA S/E Quillota Quillota 110 kV X X X X

6 Quillota 220/115/13.8kV-75 MVA S/E Quillota Quillota 110 kV X X X X

7 Aconcagua 110/66/12kV 50 MVA S/E Aconcagua Aconcagua 66 kV X X X X


1 Ventanas 1 Central Ventanas Ventanas 13.2 kV X X X X X

2 Ventanas 2 Central Ventanas Ventanas 18 kV 2 X X X X X


Control


y kV)




Potencia Reactiva



3 Nueva Ventanas Central Ventanas Ventanas 18 kV 3 X X X X X

4 Blanco (Aconcagua 1) Central Blanco (Aconcagua 1) Aconcagua 12 kV 1 X X X X X

5 Juncal (Aconcagua 2) Central Juncal (Aconcagua 2) Aconcagua 12 kV 2 X X X X X

6 Los Quilos 1 Central Los Quilos Los Quilos 6.6 kV 1 X X X X X



9 Los Vientos Central Los Vientos Los Vientos 15 kV X X X X X

10 Chacabuquito 1 Central Chacabuquito Chacabuquito 6.6 kV X X X X X




14 Colmito 1 Central Colmito Colmito 11.5 kV 1 X X X X X

15 Hornitos Central Hornitos Hornito 11 kV X X X X X

16 Laguna Verde 1 Central Laguna Verde Laguna Verde 12 kV 1 X X X X X

17 Laguna Verde 2 Central Laguna Verde Laguna Verde 12 kV 2 X X X X X

18 Laguna Verde TG Central Laguna Verde Laguna Verde 12 kV 3 X X X X X

19 Concón U1 S/E Concón ___ X X X X X

20 Concón U2 y U3 S/E Concón ___ X X X X X

21 Curauma U1 S/E Placilla ___ X X X X X

22 Curauma U2 y U3 S/E Placilla ___ X X X X X

23 El Totoral U1 y U2 S/E El Totoral ___ X X X X X

24 El Totoral U3 S/E El Totoral ___ X X X X X

25 Las Vegas U1 y U2 S/E Las Vegas ___ X X X X X

26 Placilla U1 y U2 S/E Placilla ___ X X X X X

27 Placilla U3 S/E Placilla ___ X X X X X

28 Quintay U1 y U2 S/E Quintay ___ X X X X X

29 Quintay U3 S/E Quintay ___ X X X X X

30 Campiche Central Campiche Ventanas 4 18 kV X X X X X


4.3.6 Priorización de Recursos de CT Área Centro


Las unidades de generación, que generalmente son despachadas por mérito económico, deben disponer de una reserva de potencia reactiva que permita que el CER de Polpaico realice la acción de control de tensión en su respectiva barra, y además que tengan el margen suficiente para afrontar contingencias. El STATCOM de la S/E Cerro Navia es uno de los elementos de control de tensión más relevantes en la zona y de la misma forma que el CER de Polpaico debe disponer de una reserva que permita que, por un lado, opere en estado normal dentro los valores umbrales y además, una vez ocurrida la contingencia, sea posible la reasignación potencia reactiva para permitir que el STATCOM recupere su reserva sin producir un detrimento en la seguridad del sistema. Los reactores de barras de 220 kV y de líneas de 500 KV, del sistema de transmisión nacional comprendido entre las SS/EE Polpaico y Charrúa, son accionados a través de un automatismo denominado MAIS. La actuación del MAIS permite, por una parte, la desconexión temporizada de los reactores por baja tensión y por tasa de caída de tensión, y por otra, la conexión temporizada de los reactores por sobre tensión, operando como protección sistémica para evitar colapsos de tensión y sobretensiones.


A continuación se presenta el gráfico que resume las sensibilidades dV_barra k/dQ_Recurso j. Este indicador se determina para cada una de las principales barras del Área de CT en condiciones de Operación Normal del escenario de demanda máxima más exigente (E2) para esta área de CT, según el Estudio de CTyRPR 2016.


4.3.6.2.1 Caso 220 kV

Gráfico 6: Sensibilidad dV/dQ en operación Normal Área de CT Centro 220 kV (E2)

A partir del gráfico se puede concluir que para todas las barras del sistema Centro 220 kV se tiene que para Operación Normal, los recursos más eficaces en el control de tensión son el CER de Polpaico y el STATCOM de Cerro Navia. La central Nehuenco tiene la mejor efectividad en el CT de la barra Quillota y una buena efectividad en la barra Polpaico. La central Nueva Renca tiene una buena efectividad en el CT en las barras de Cerro Navia, Lo Aguirre, Alto Jahuel y Chena.

Quillota220 kV

Polpaico 220 kV

CerroNavia 220

kV

Lo Aguirre220 kV

Alto Jahuel220 kV

Chena220 kV

CER Polpaico 0,00147 0,00148 0,00048 0,00091 0,00074 0,00063

Nueva Renca 0,00031 0,00028 0,00044 0,0007 0,0006 0,0006

STATCOM Cerro Navia 0,00112 0,00109 0,00244 0,00374 0,00241 0,00275

Alfalfal 0,00016 0,00016 0,0002 0,00034 0,00054 0,00033

Pehuenche 0,00018 0,00018 0,00018 0,00038 0,00046 0,00029

Colbún 0,00021 0,00021 0,00021 0,00044 0,00054 0,00034

Nehuenco U2 0,0021 0,00064 0,00022 0,00041 0,00033 0,00028

Rapel 0,00007 0,00007 0,00012 0,00046 0,00014 0,00014

0

0,0005

0,001

0,0015

0,002

0,0025

0,003

0,0035

0,004

dV/dQ [%/MVAr]


4.3.6.2.2 Caso 500 kV

Gráfico 7: Sensibilidad dV/dQ en operación Normal Área de CT Centro 500 kV (E2)

A partir del gráfico se puede concluir que para las barras Polpaico, Lo Aguirre y Alto Jahuel 500 kV se tiene que para Operación Normal, los recursos más eficaces en la inyección de potencia reactiva son el STATCOM de Cerro Navia, CER de Polpaico y la central Colbún. Cabe mencionar que en el caso de Charrúa 500 kV, debido al gran número de unidades que inyectan en dicha zona, si se desea realizar alguna acción para modificar la tensión, es importante llevarlo a cabo colectivamente. De lo contrario, las unidades cuyas consignas de tensión no son modificadas comienzan a reaccionar de manera opuesta a lo deseado (mantienen su tensión en bornes).


La priorización debe considerar que los recursos cuenten con la suficiente reserva dinámica de potencia reactiva para poder afrontar contingencias. Según el estudio de CTyRPR del año 2016, en el escenario

Polpaico500 kV

Lo Aguirre500 kV

Alto Jahuel500 kV

Ancoa500 kV

Charrua500 kV

CER Polpaico 0,00117 0,00105 0,00078 0,00063 0,00051

Nueva Renca 0,00042 0,00044 0,00036 0,0003 0,00024

STATCOM Cerro Navia 0,00177 0,00192 0,00153 0,00126 0,00103

Alfalfal 0,00028 0,0003 0,00027 0,00023 0,00018

Pehuenche 0,00048 0,00052 0,00052 0,00065 0,00053

Colbún 0,00056 0,00061 0,0006 0,00076 0,00062

Nehuenco U2 0,00051 0,00046 0,00034 0,00027 0,00022

Campiche 0,00023 0,0002 0,00015 0,00012 0,0001

0

0,0005

0,001

0,0015

0,002

0,0025

dV/dQ [%/MVAr]


más exigente se tiene que la contingencia más crítica corresponde a la falla de la central Nueva Renca, donde se requiere de una reserva dinámica de 295 MVAr en los generadores y dispositivos de compensación reactiva de la zona, con una distribución tal que, la mayor parte de los recursos de potencia reactiva son aportados por el STATCOM de Cerro Navia con un 36% y el CER de Polpaico con un 12%. En menor medida existe también un aporte de las unidades de la Pehuenche, Colbún, Alfalfal y unidades de Ventanas. El escenario más exigente de absorción de potencia reactiva corresponde a un escenario de demanda mínima, y de acuerdo con el Estudio de CTyRPR del año 2016 la contingencia más crítica corresponde a la desconexión del consumo Maitenes en 220 kV con 162 MW que generan un excedente de recursos en la zona de 90,3 MVAr, con una distribución tal que, la potencia reactiva es absorbida por el STACOM de la S/E Cerro Navia con un 32%, el CER de la S/E Polpaico con un 31% y las centrales Nehuenco U2 y Ventanas U2 con un 10% y 8%, respectivamente. Cabe mencionar que dichos valores de reserva consideran un estado post-contingencia inmediato, con el objeto de evaluar si el sistema resiste satisfactoriamente. Posterior a dicha condición es necesario disponer de recursos de potencia reactiva suficiente para permitir que el STATCOM, el CER y las unidades generadoras de la zona recuperen su reserva dinámica.


En la Tabla 8 se muestra las funciones y tipo de control que debe realizar cada uno de los recursos disponibles actualmente en el Área Centro.


Tabla 8: Funciones y tipo de control de los recursos de CT del área de CT Centro

Control

Id Nombre Terminal S/E Barra a controlar

(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de

Servicio Permanente Dinámico Permanente Dinámica

Compensación Shunt

1 CCEE Buin 110 kV 2x40 MVAr S/E Buin Buin 110 kV X X X X X

2 CCEE Chena 110 kV 2x40 MVAr S/E Chena Chena 110 kV X X X X X

3 CCEE Polpaico 110 kV 2x10 MVAr S/E Polpaico-CHI Polpaico 110 kV X X X X X

4 CCEE Maipo 220 kV 4x60 MVAr S/E Maipo Maipo 220 kV X X X X X

5 CCEE A.Jahuel 220 kV 1x50 MVAr S/E Alto Jahuel A.Jahuel 220 kV X X X X X

6 CCEE A.Jahuel 220 kV 1x65 MVAr S/E Alto Jahuel A.Jahuel 220 kV X X X X X

7 CCEE Alto Jahuel 13.2kV 3x30 MVAr S/E Alto Jahuel A.Jahuel 110 kV X X X X X

8 CCEE Alto Jahuel 66kV 8x33MVAr S/E Alto Jahuel A.Jahuel 220 kV X X X X X

9 CCEE Alto Melipilla 13.2 kV 4x3.6 MVAr S/E Alto Melipilla Alto Melipilla 110 kV X X X X X

10 CCEE Ancoa 220 kV 1x65 MVAr S/E Ancoa Ancoa 220 kV X X X X X

11 CCEE Cerro Navia 220 kV 1x50 MVAr S/E Cerro Navia Cerro Navia 220 kV X X X X X

12 CCEE Las Arañas 15 kV 2x5 MVAr S/E Las Arañas Las Arañas 66 kV X X X X X

13 CCEE Melipilla 66 kV 1x2.5 MVAr S/E Melipilla Melipilla 66 kV X X X X X

14 CCEE Polpaico 220 kV 100 MVAr S/E Polpaico Polpaico 220 kV X X X X X

15 CCEE Portezuelo 15 kV 4x2.5 MVAr S/E Portezuelo Portezuelo 66 kV X X X X X

16 CCEE Sauzal 13.2kV 1x20 MVA Central Sauzal Sauzal 13.2 kV X X X X X

17 CCEE Maule 66 kV 15 MVAr S/E Maule Maule 154 kV X X X

18 Reactor A.Jahuel 242 kV 1x91 MVAr S/E Alto Jahuel A.Jahuel 220 kV X X X X X X

19

Reactor A.Jahuel 525 kV 1x84 MVAr – 1

Reactor A. Jahuel L2 S/E A.Jahuel X X X X X X (Linea Ancoa - A.Jahuel L1)


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


20



1



2



21 Reactor Ancoa 242 kV 1x91 MVAr S/E Ancoa Ancoa 220 kV X X X X X X

22

Reactor Ancoa 525 kV 1x84 MVAr - 1

Reactor Ancoa-Polpaico L2 S/E Ancoa X X X X X X (Linea Ancoa - A.Jahuel L1)

23


Reactor Ancoa-AJahuel L2 S/E Ancoa X X X X X X (Linea Ancoa - A.Jahuel L2)

24


Reactor Ancoa-Charrúa L1 S/E Ancoa X X X X X X (Linea Ancoa - Charrua L1)

25


Reactor Ancoa-Charrúa L2 S/E Ancoa X X X X X X (Linea Ancoa - Charrua L2)

26


Reactor Ancoa-Charrúa L3 S/E Ancoa X X X X X X (Linea Ancoa - A.Jahuel L3)

27


Reactor Ancoa-Charrúa L4 S/E Ancoa X X X X X X (Linea Ancoa - A.Jahuel L4)

26

Reactor Charrua 525 kV 1x84 MVAr – 1

Reactor Charrua-Ancoa L1 S/E Charrua X X X X X X (Linea Ancoa - Charrua L1)

27

Reactor Charrua 500 kV 1x84 MVAr – 2

Reactor Charrua-Ancoa L2 S/E Charrua X X X X X X (Linea Ancoa - Charrua L2)


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


28

Reactor Polpaico 500 kV 1x75 MVAr – 1

Reactor Polpaico L2 S/E Polpaico X X X X X X (Línea Polpaico - Ancoa)

29

Reactor Polpaico 500 kV 1x75 MVAr – 2

S/E Polpaico S/E Polpaico X X X X X (Barra S/E Polpaico)

30 CCEE Alameda 66 kV 2x2.5 MVAr S/E Alameda Alameda 66 kV X X X X X

31 CCEE Buin 15 kV 2x2.5 MVAr S/E Buin Buin 66 kV X X X X X

32 CCEE Cachapoal 15 kV 2x2.5MVAr S/E Cachapoal Cachapoal 66 kV X X X X X

33 CCEE Chillán 66 kV 1x10 MVAr S/E Chillán Chillan 66 kV X X X X X

33 CCEE Chillán 15 kV 1x0.2 MVAr S/E Chillán Chillan 66 kV X X X X X

34 CCEE Colchagua 15 kV 2x2.5 MVAr S/E Colchagua Colchagua 66 kV X X X X X

35 CCEE Constitucion 23 kV 1x2.5 MVAr S/E Constitucion Constitución 23 kV X X X X X

36 CCEE Curico 13.2 kV 2x2.5 MVAr S/E Curico Curicó 66kV X X X X

37 CCEE Isla de Maipo 66 kV 4x2.5 MVAr S/E Isla de Maipo Isla de Maipo 66 kV X X X X X

38 CCEE Itahue 13.8 kV 4x5.4 MVAr S/E Itahue Isla de Maipo 66 kV X X X X X

39 CCEE Fátima 15 kV 1x2.5 MVAr S/E Fátima Fátima 15.5 kV X X X X X

40 CCEE Fátima 15 kV 1x5 MVAr S/E Fátima Fátima 15.5 kV X X X X X

41 CCEE Itahue 13.8 kV 4x5.4 MVAr S/E Itahue Isla de Maipo 66 kV X X X X X

42 CCEE Linares 7.63 kV 2x0.6 MVAr S/E Linares Linares 66 kV X X X X X

43 CCEE Linares 7.63 kV 1x0.45 MVAr S/E Linares Linares 66 kV X X X X X

44 CCEE Maule 13.2 kV 1x7.5 MVAr S/E Maule Maule 66 kV X X X X X

45 CCEE Maule 15 kV 2x6 MVAr S/E Maule Maule 66 kV X X X X X

46 CCEE Rancagua 13.8 kV 1x4.4 MVAr S/E Rancagua Rancagua 66 kV X X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de




49 CCEE San Francisco 15 kV 2x8 MVAr Tap San Francisco San Francisco 66 kV X X X X X

50 CCEE Santa Elvira 66 kV 2x2.5 MVAr S/E Santa Elvira Santa Elvira 66 kV X X X X X

51 CCEE Sn Vic Tagua Tagua 66 kV 2x2.5 MVAr S/E San Vicente de Tagua Tagua Sn Vic Tagua Tagua 66 kV X X X X X

52 CCEE Talca 66 kV 1x2.5 MVAr S/E Talca Talca 66 kV X X X X X

53 CCEE Talca 66 kV 1x5 MVAr S/E Talca Talca 66 kV X X X X X

54 CCEE Las Cabras 15 kV 1x2.5 MVAr S/E Las Cabras Las Cabras 66 kV X X X X X

55 CCEE Teno 66 kV 2x5 MVAr S/E Teno Teno 66 kV X X X X X

56 CCEE Angol 13.2 kV 1x2.5 MVAr S/E Angol Angol 66 kV X X X X X

57 CCEE Charrua 13.2 kV 1x15 MVAr S/E Charrua Charrua 154 kV X X X X X



60 CCEE Charrua 154 kV 1x55 MVAr S/E Charrua Charrua 154 kV X X X X X

61 CCEE Charrua 220 kV 1x65 MVAr S/E Charrua Charrua 220 kV X X X X X

62 CCEE Cholguan 13.2 kV 2x2.4 MVAr Tap Cholguán Cholguan 220 kV X X X X X

63 CCEE Laja 13.2 kV 1x8.2 MVAr S/E Laja (CMPC) Laja 220 kV X X X X X

64 CCEE Laja 6 kV 2x5.4 MVAr S/E Laja (CMPC) Laja 220 kV X X X X X



67 CCEE Los Angeles 13.2 kV 1x 2.5 MVAr S/E Los Angeles Los Angeles 66 kV X X X X X

68 CCEE Los Angeles 15 kV 1x 2.5 MVAr S/E Los Angeles Los Angeles 66 kV X X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


69 CCEE M.Velasco 66 kV 1x2.5 MVAr S/E Manso de Velasco Manso de Velasco 66 kV X X X X X

70 CCEE San Fco. de Mostazal 15 kV 1x1.25 MVAr

S/E San Francisco de Mostazal San Francisco de Mostazal 66 kV

X X X X X

71 CCEE San Fco. de Mostazal 15 kV 1x2.5 MVar

S/E San Francisco de Mostazal San Francisco de Mostazal 66 kV

X X X X X

72 CCEE Imperial 23 kV 1x2.4 MVAr S/E Imperial Imperial 66 kV X X X X X

73 CCEE Molina 13.2 kV 1x5MVAr S/E Molina Molina 66 kV X X X X X

74 CCEE Molina 13.2 kV 1x2.7MVAr S/E Molina Molina 66 kV X X X X X

75 CCEE Rauquén 15.5 kV 1x1.25MVAr S/E Rauquén Raquén 66 kV X X X X X

76 CCEE Rauquén 15.5 kV 1x2.5 MVAr S/E Rauquén Raquén 66 kV X X X X X

77 CCEE Rengo 15 kV 1x2.5 MVAr S/E Rengo Rengo 66 kV X X X X X

78 CCEE Lo Miranda 15 kV 2x2.5 MVAr S/E Lo Miranda Lo Miranda 66 kV X X X X X

79 CCEE Cementos Bio Bio 6.3 kV 2x1.2 MVAr S/E Cementos Bio Bio Cementos Bio Bio 66 kV X X X X X

80 CCEE Cementos Bio Bio 6.3 kV 1x1.8 MVAr S/E Cementos Bio Bio Cementos Bio Bio 66 kV X X X X X

81 CCEE Los Maitenes 15 kV 6x6 MVAr S/E Los Maitenes Los Maitenes 220 kV X X X X X

82 CCEE La Confluencia 23 kV 2x10.9 MVAr S/E La Confluencia La Confluencia 220 kV X X X X X



85 CCEE Las Tórtolas 23 kV 2x7 MVAr S/E Las Tórtolas Las Tórtolas 220 kV X X X X X

86 CCEE Santa Filomena 23 kV 1x8 MVAr S/E Santa Filomena Santa Filomena 220 kV X X X X X

87 CCEE Chagres 12kV 1x3 MVAr S/E Chagres Santa Chagres 110 kV X X X X X

88 CCEE Panimavida 7.6 kV 1x1 MVAr S/E Panimavida Panimavida 66 kV X X X X X

89 CCEE Panimavida 7.6 kV 1x0.45 MVAr S/E Panimavida Panimavida 66 kV X X X X X

90 CCEE Longavi 7.6 kV 1x1 MVAr S/E Longaví Longaví 66 kV X X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


91 CCEE San Gregorio 7.6 kV 1x0.6 MVAr S/E San Gregorio San Gregorio 66 kV X X X X X

92 CCEE San Felipe 12 kV 3x1.2 MVAr S/E San Felipe San Felipe 110 kV X X X X X

93 CCEE San Rafael 12 kV 2x3 MVAr S/E San Rafael San Rafael 110 kV X X X X X

94 CCEE San Rafael 12 kV 1x2.18 MVAr S/E San Rafael San Rafael 110 kV X X X X X

CTBC en Transformador de Tres Devanados

1 Buin 220/110kV-400MVA S/E Buin Buin 110 kV X X X X

2 Cerro Navia 220/110/13.2 kV 400 MVA (Hyosung)

S/E C.Navia C.Navia 110 kV X X X X

3 Cerro Navia 220/110/13.2 kV 400 MVA (Hyundai) S/E C.Navia C.Navia 110 kV X X X X

4 Chena 220/110kV-400MVA 1 S/E Chena Chena 110 kV X X X X

5 Chena 220/110kV-400MVA 2 S/E Chena Chena 110 kV X X X X

6 El Salto 220/110kV-400MVA T1 S/E El Salto El Salto 110 kV X X X X

7 El Salto 220/110kV-400MVA T2 S/E El Salto El Salto 110 kV X X X X

8 Los Almendros 220/110kV 400MVA S/E Los Almendros Los Almendros 110 kV X X X X

9 Colbún 230/66/13,8 Kv 25MVA S/E Colbun Colbun 66 kV X X X X

10 Minero 230/115/13.8 kV – 167 MVAT1 S/E Minero Minero 110 kV X X X X

11 Minero 230/115/13.8 kV – 167 MVA T2 S/E Minero Minero 110 kV X X X X

12 Minero 230/115/13.8 kV – 167 MVA T3 S/E Minero Minero 110 kV X X X X

13 A.Jahuel 525/230/66kV-750MVA-A1 S/E A.Jahuel A.Jahuel 220 kV X X X X

14 A.Jahuel 525/230/66kV-750MVA-A2 S/E A.Jahuel A.Jahuel 220 kV X X X X

15 AJahuel 220/110/13.2kV-390MVA S/E A.Jahuel A.Jahuel 110 kV X X X X

16 Alto Jahuel 220/154kV-300MVA S/E A.Jahuel A.Jahuel 154 kV X X X X

17 Alto Melipilla 220/110kV-150MVA S/E A.Melipilla A.Melipilla 110 kV X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


18 Las Arañas 110/66/13.8kV-50MVA T1 S/ Las Arañas Las Arañas 66 kV X X X X

19 Las Arañas 110/66/13.8kV-50MVA T2 S/ Las Arañas Las Arañas 66 kV X X X X

20 Portezuelo 110/66/13.8kV-50MVA T1 S/E Portezuelo Portezuelo 66 kV X X X X

21 Portezuelo 110/66/13.8kV-18MVA T2 S/E Portezuelo Portezuelo 66 kV X X X X

22 Quelentaro 220/110kV-65MVA S/E Quelentaro Quelentaro 110 kV X X X X

23 Quintero 220/110 kV_65 MVA Central Quintero Quintero 110 kV X X X X

24 Chillan 154/66kV_75MVA_3 S/E Chillan Chillan 66 kV X X X X

25 Itahue 154/66kV 56MVA-1 S/E Itahue Itahue 66 KV X X X X

26 Itahue 154/69/13.8Kv 75MVA_2 S/E Itahue Itahue 66 KV X X X X

27 Itahue 220/154/66 kV 300 MVA S/E Itahue Itahue 154 KV X X X X

28 Linares 154/69kV_75MVA_1 S/E Linares Linares 66 kV X X X X

29 Malloa 154/66/15kV 75MVA S/E Malloa Malloa 66 kV X X X X

30 Maule 154/69kV-60MVA 1 S/E Maule Maule 66 kV X X X X

31 Maule 154/69kV-60MVA 2 S/E Maule Maule 66 kV X X X X

32 PCortes 154/69kV_56MVA_1 S/E Pcortes PCortes 66 kV X X X X

33 PCortes 154/69kV_60MVA_2 S/E Pcortes PCortes 66 kV X X X X

34 Paine 154/66 kV_75MVA_2 S/E Paine Paine 66 kV X X X X

35 Parral 154/66 kV_75MVA S/E Parral Parral 66 kV X X X X

36 Rancagua 154/69kV_56MVA_1 S/E Rancagua Rancagua 66 kV X X X X

37 Rancagua 154/69kV_75MVA_4 S/E Rancagua Rancagua 66 kV X X X X

38 San Fernando 154/69 kV 56 MVA 1 S/E San Fernando San Fernando 66 kV X X X X

39 San Fernando 154/69 kV 75 MVA 2 S/E San Fernando San Fernando 66 kV X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


40 Teno 154/66/14.8kV_75MVA_1 S/E Teno Teno 66 kV X X X X

41 Campanario 220/110kV-75MVA S/E Campanario Campanario 110 kV X X X X

42 Charrua 220/154kV-390MVA S/E Charrua Charrúa 154 kV X X X X

43 Charrua 525/230/66kV-750MVA-TR5 S/E Charrua Charrúa 220 kV X X X X



46 Lo Aguirre 525/230/66kV-750MVA-TR1 S/E Lo Aguirre Lo Aguirre 220 kV X X X X

47 Planta Cholguán 66/13.2/4.16kV_20MVA S/E Cholguan Cholguan 66 kV X X X X

48 Zona Caída 220/66/13.8kV_37MVA S/E Zona de Caída Zona de Caída 220 kV X X X X


1 Alfalfal U1 Central Alfalfal Alfalfal 12 kV 1 X X X X X

2 Alfalfal U2 Central Alfalfal Alfalfal 12 kV 2 X X X X X

3 El Volcán Central El Volcán El Volcán 13.8 kV X X X X X

4 Florida S/E Florida Florida 12 kV X X X X X

5 Guayacán U1-U2 Central Guayacán Guayacán 6.3 kV X X X X X

6 Maitenes U1-U5 Central Maitenes Maitenes 6.6 kV X X X X X

7 Nueva Renca TG Central Renca N.Renca TG 15.75 kV X X X X X X

8 Nueva Renca TV Central Renca N.Renca TV 15.75 kV X X X X X X

9 Queltehues U1 Central Queltehues Queltehues 12 kV 1 X X X X X



12 Carena Central Carena ___ X X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


13 Central Puntilla U1 S/E Puntilla ___ X X X X X



16 Loma Los Colorados I (x4) S/E Lomas Los Colorados ___ X X X X X

17 Loma Los Colorados II (x11) S/E Lomas Los Colorados ___ X X X X X

18 Renca S/E Renca ___ X X X X X

19 Candelaria U1 Central Candelaria Candelaria 15 kV 1 X X X X X

20 Candelaria U2 Central Candelaria Candelaria 15 kV 2 X X X X X

21 Chacayes U1 Central Chacayes Chacayes 13.8 kV 1 X X X X X

22 Chacayes U2 Central Chacayes Chacayes 13.8 kV 2 X X X X X

23 Colbun U1 Central Colbun Colbun 13.8 kV 1 X X X X X

24 Colbun U2 Central Colbun Colbun 13.8 kV 2 X X X X X

25 Machicura U1 Central Machicura Machicura 13.8 kV 1 X X X X X

26 Machicura U2 Central Machicura Machicura 13.8 kV 2 X X X X X

27 Chiburgo U1 Central Chiburgo ___ X X X X X

28 Chiburgo U2 Central Chiburgo ___ X X X X X

29 San Clemente Central San Clemente ___ X X X X X

30 Loma Alta Central Loma Alta Loma Alta 13.8 kV X X X X X

31 Nehuenco I TG Central Nehuenco Nehuenco I TG 15.75 kV X X X X X

32 Nehuenco I TV Central Nehuenco Nehuenco I TV 10.5 kV X X X X X

33 Nehuenco II TG Central Nehuenco Nehuenco II TG 15.75 kV X X X X X

34 Nehuenco II TV Central Nehuenco Nehuenco II TV 15.75 kV X X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


35 Nehuenco III Central Nehuenco Nehuenco III 10.5 kV X X X X X

36 Pehuenche U1 Central Pehuenche Pehuenche 13.8 kV 1 X X X X X

37 Pehuenche U2 Central Pehuenche Pehuenche 13.8 kV 2 X X X X X

38 Quintero TG1A Central Quintero Quintero TG1A 15 kV X X X X X

39 Quintero TG1B Central Quintero Quintero TG1B 15 kV X X X X X

40 Rapel U1 Central Rapel Rapel 13.8 kV 1 X X X X X





45 San Isidro II TG Central San Isidro San Isidro II TG 15 kV X X X X X

46 San Isidro II TV Central San Isidro San Isidro II TV 13.2 kV X X X X X

47 San Isidro TG Central San Isidro San Isidro TG 13.8 kV X X X X X

48 San Isidro TV Central San Isidro San Isidro TV 15 kV X X X X X

49 Sauzal U1 Central Sauzal Sauzal 13.2 kV 1 X X X X X



52 Sauzalito Central Sauzalito Sauzalito 13.2 kV X X X X X

53 Coya Central Coya Coya 13.8 kV X X X X X

54 Celco Central Celco Celco 6 kV X X X X X

55 Cipreses U1 Central Cipreses Cipreses 13.8 kV 1 X X X X X



Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de



58 Confluencia U1 Central Confluencia Confluencia 15 kV 1 X X X X X

59 Confluencia U2 Central Confluencia Confluencia 15 kV 2 X X X X X

60 Curillinque Central Curillinque Currillinque 13.8 kV X X X X X

61 Isla U1 Central Isla Isla 13.8 kV 1 X X X X X

62 Isla U2 Central Isla Isla 13.8 kV 2 X X X X X

63 La Higuera U1 Central La Higuera La Higuera 13.8 kV 1 X X X X X

64 La Higuera U2 Central La Higuera La Higuera 13.8 kV 2 X X X X X

65 Nueva Aldea G1 Central Nueva Aldea N.Aldea L2 15 kV X X X X X

66 Nueva Aldea G2 Central Nueva Aldea N.Aldea B4 15 kV X X X X X

67 Nueva Aldea G3 Central Nueva Aldea N.Aldea B5 15 kV X X X X X

68 Nueva Aldea G4 Central Nueva Aldea N.Aldea B1 11.5 kV X X X X X

69 San Ignacio Central San Ignacio San Ignacio 13.8 kV X X X X X

70 Viñales Planta Viñales Viñales 13.2 kV X X X X X

71 Cementos Bio Bio S/E Cementos Bio Bio ___ X X X X X

72 Colihues U1 S/E Minera Valle Central ___ X X X X X

73 Colihues U2 S/E Minera Valle Central ___ X X X X X

74 Constitución 2A S/E Central Constitución ___ X X X X X

75 Constitución 2B S/E Central Constitución ___ X X X X X

76 Constitución U1 S/E Central Constitución ___ X X X X X

77 DS1 S/E Minera Valle Central ___ X X X X X

78 DS2 S/E Minera Valle Central ___ X X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


79 Esperanza U1 S/E Minera Valle Central ___ X X X X X

80 Lincanten S/E Licanten ___ X X X X X

81 Lircay U1 S/E Lircay ___ X X X X X

82 Lircay U2 S/E Lircay ___ X X X X X

83 Mallarauco S/E El Paico ___ X X X X X

84 Mariposas S/E Mariposas ___ X X X X X

85 Ojos de Agua S/E Cipreses ___ X X X X X

86 Pacífico S/E Pacífico ___ X X X X X

87 San Francisco de Mostazal Central San Francisco de

Mostazal ___ X X X X X

88 San Gregorio S/E San Gregorio ___ X X X X X

89 Teno G1 S/E Aguas Negras ___ X X X X X



92 Abanico U1-U6 S/E Abanico Abanico 13.8 kV X X X X X

93 Antuco U1 S/E Antuco Antuco 13.8 kV X X X X X

94 Antuco U2 S/E Antuco Antuco 13.8 kV X X X X X

95 Yungay U1-U4 S/E Yungay Campanario 11.5 kV 1 X X X X X

96 El Toro U1-U4 S/E El Toro El Toro 13.8 kV 1 X X X X X

97 Mampil U1 Central Mampil Mampil 13.8 kV X X X X X

98 Mampil U2 Central Mampil Mampil 13.8 kV X X X X X

99 Palmucho Central Palmucho Palmucho 13.8 kV X X X X X

100

Pangue U1 Central Pangue Pangue 13.8 kV 1 X X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de


101

Pangue U2 Central Pangue Pangue 13.8 kV 2 X X X X X

102

Peuchen U1 Central Peuchen Peuchen 13.8 kV X X X X X

103

Peuchen U2 Central Peuchen Peuchen 13.8 kV X X X X X

104

Llauquereo U1 Central Llauquereo Llauquereo 23 kV

105

Quilleco U1 Central Quilleco Quilleco 13.8 kV 1 X X X X X

106

Quilleco U2 Central Quilleco Quilleco 13.8 kV 2 X X X X X

107

Ralco U1 Central Ralco Ralco 13.8 kV 1 X X X X X

108

Ralco U2 Central Ralco Ralco 13.8 kV 2 X X X X X

109

Rucue U1 Central Rucue Rucue 13.8 kV 1 X X X X X

110

Laja 1 Central Laja 1 Laja 1 11 kV X X X X X

111

Rucue U2 Central Rucue Rucue 13.8 kV 2 X X X X X

112

Santa María Central Santa María Santa María 18 kV X X X X X

113

Cholguan Central Cholguan ___ X X X X X

114

Itata Central Itata ___ X X X X X

115

Laja (CMPC) S/E Laja (CMPC) ___ X X X X X

116

Laja (Energía Verde) S/E Bucalemu ___ X X X X X

117

Los Pinos Central Los Pinos ___ X X X X X

118

Los Sauces Central Los Sauces ___ X X X X X

119

Masisa S/E Masisa ___ X X X X X

120

Orafti Orafti ___ X X X X X

121

Santa Lidia Central Santa Lidia ___ X X X X X

122

CMPC Tissue S/E Isla de Maipo Isla de Maipo 66kV X X X X X


Control


(Nombre y kV)




Potencia Reactiva

Seguridad de



1 CER Polpaico S/E Polpaico Polpaico 220 kV X X X X X X X

2 STATCOM Cerro Navia S/E Cerro Navia Cerro Navia 220 kV X X X X X X X


1 PE Cuel S/E Cuel 23 kV ___ X X X X X X

2 PE Los Buenos Aires S/E Buenos Aires 66 kV ___ X X X X X X

3 PFV Quilapilún S/E Quilapilún 220 kV ___ X X X X X X


5 Comentarios y Conclusiones

En primera instancia, en base a los atributos y características de los recursos de CT existentes en el SIC, se establecen criterios generales de priorización. Luego para cada una de las áreas de CT se realiza la asignación de prioridad de uso de recursos de CT, tomando como criterio la efectividad en el control de tensión que tienen los recursos en cada una de las barras más importantes, estimada para los escenarios más exigentes en el caso de operación normal. Para lo anterior, debe considerarse que en todo momento y en todos los escenarios, en cada área de CT debe existir un monto de reserva de potencia reactiva de características dinámicas que permita afrontar las contingencias simples más exigentes. Para efectos de evaluar los requerimientos del presente estudio, se utilizaron como escenarios de operación base los examinados en el estudio de “Control de Tensión y Requerimiento de potencia reactiva” del año 2016. Además, se pueden hacer los siguientes comentarios finales en relación al uso de los diferentes tipos de recursos para el control de tensión:

Los elementos con acción discreta, tales como los bancos de condensadores y reactores de barras ubicados en el sistema de transmisión nacional, se deben emplear para proporcionar mayor margen de reserva de potencia reactiva a los generadores y a los CER, de forma que estos puedan mantener suficiente reserva que les permita efectuar el control de tensión en las barras del sistema en condiciones de operación normal y también para afrontar contingencias. Por otra parte, estos elementos también se pueden emplear en forma automática para evitar sobretensiones, colapsos de tensión u otros fenómenos derivados por desprendimiento significativo de consumos, o perturbaciones que provoquen notables incrementos en los requerimientos de reactivos del sistema.

El control de los bancos de condensadores ubicados en los sistemas de transmisión zonal puede ser manual o automático. El control automático se debiera realizar en aquellas barras donde el consumo presenta variaciones significativas durante el día, como por ejemplo, en consumos predominantemente residenciales. El control manual es aceptable en aquellas barras donde el consumo no presenta estas variaciones durante el día, aunque estos consumos sí puedan variar estacionalmente. Además, se debieran operar de forma manual aquellos bancos que se utilicen para contribuir a restablecer la reserva de potencia reactiva requerida en los generadores y CER.

Los parques eólicos y fotovoltaicos aportan reactivos que permiten a los generadores síncronos y a los compensadores estáticos de reactivos mantener una adecuada reserva para el control dinámico de la tensión, tanto en operación normal como frente a contingencias. Por otra parte, debido a la mayor penetración de parques eólicos y fotovoltaicos, y de acuerdo con lo establecido en el art. 3-12 de la NT de S y CS, es necesario la implementación de controles conjuntos de potencia reactiva/tensión, acorde con las necesidades del sistema. La función de estos controles conjuntos es controlar de forma dinámica la tensión en barras de alta tensión de los respectivos parques. Además, en horas de baja demanda se requiere que los parques fotovoltaicos y los parques eólicos full converter puedan controlar tensión incluso en ausencia del recurso primario. Al


respecto, debido al desarrollo del sistema de transmisión en la zona norte del SIC, se prevé la necesidad de una importante participación de los parques eólicos y fotovoltaicos en el control dinámico de la tensión para mantener una adecuada calidad y seguridad del servicio.

Los CTBC de los transformadores de las S/E que enlazan al sistema de transmisión nacional con los sistemas de transmisión zonal se pueden controlar en forma manual o automática. El control manual se debe aplicar en los casos que el sistema de transmisión zonal se opere enmallado con el sistema de transmisión nacional, para un manejo eficaz y eficiente de las transferencias de reactivos entre los sistemas. También se debe controlar manualmente en aquellas condiciones de operación en que el cambio de tap provoque un requerimiento adicional de reactivos desde el sistema de transmisión nacional que origine un colapso de tensión. El control automático se puede aplicar en los casos que el sistema de transmisión zonal no se opera en forma enmallada con el sistema de transmisión nacional y la variación horaria de su carga amerite el automatismo para mantener un perfil de tensión admisible. En el caso particular de los CTBC de los transformadores ubicados en el sistema de transmisión de transmisión nacional que permite enlazar el sistema de 500 kV con el de 220 kV, se controlan en forma manual, según el nivel de transferencias del sistema de transmisión nacional de 500 kV que determina el despacho económico del sistema, sin comprometer las exigencias de la normativa técnica vigente.

Los CTBC de los transformadores de las S/E que enlazan distintos sistemas de transmisión zonal o un sistema de transmisión zonal con sistemas de distribución, se pueden controlar en forma manual o automática. El control automático se debiera realizar en aquellas barras donde el consumo presenta variaciones significativas durante el día, como por ejemplo, en consumos predominantemente residenciales. El control manual es aceptable en aquellas barras donde el consumo no presenta variaciones significativas durante el día, aunque éstos si puedan variar estacionalmente.

Finalmente, para cada área de CT se han proporcionado tablas con la asignación de las funciones de control que debe realizar cada elemento de control de tensión existente en cada área de CT.

“PRIORIDADES DE USO DE LOS RECURSOS PARA EL ......Prioridades de Uso de los Recursos para el...

Documents

Transcript of “PRIORIDADES DE USO DE LOS RECURSOS PARA EL ......Prioridades de Uso de los Recursos para el...