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Decreto Supremo 101 Y NTCO 2015

Noviembre, 2015.

Workshop Cigré 2015

Distribución VIII y IX Regiones

Distribución IX , X y XIV Regiones

Distribución X Región

Generación VIII y X Regiones

Comercialización de EnergíaDesarrollo de sistemas eléctricos propios y de terceros

Sistema IntegradoXI Región

Transmisión VIII, IX y X Regiones

Grupo Saesa

Nuestra Zona de Concesión cuenta conuna enorme cantidad de recursosnaturales que permiten la incorporaciónde Energías Renovables a Ia matrizenergética.

Una de las misiones que nos hemosplanteado como Distribuidora yTransmisora es ser capaces de sacaradelante proyectos de evacuación decentrales, con el fin de aportar a lacontingencia que vive el país.

Energía Renovable y Grupo SAESA

Centrales ERNCPMGD

Participamos y estamos participando en proyectos como Puyehue Rupanco, que es el primerSistema de Transmisión Adicional para evacuar exclusivamente centrales ERNC de una cuencajunto a otros proyectos de Transmisión y Subtransmisión.

Dentro del ámbito de la Distribución nos sentimos orgullosos de contar con una gran cantidad dePMGDs conectados y por conectar, que vienen a reforzar de manera local y limpia la energía conque abastecemos a nuestros clientes.

Centrales ERNCPMGD

Energía Renovable y Grupo SAESA

La nueva NTCO 2015, clasifica a los proyectos como Impacto significativo o nosignificativo, lo cual influye directamente en si tendrán que realizarmodificaciones en la red o no.

Proyecto PMGD

INS

<=1,5 MW

𝑃𝑀𝐼 ≤ 0,85

∆𝑉 ≤ 6%

∆𝑉 ≤ 8%

Corriente Cortocircuito <85%Cap Ruptura

Nivel de Cortocircuito no debe aumentar mas del 5%

Impacto Significativo

No cumple características INS

Obras Adicionales

¿Porqué revisar la nueva NTCO?Cambios relevante DS 101 y nueva NTCO

Capítulo 2 NTCO 2015: Procedimiento de conexión

Capítulo 3 NTCO 2015: Factor de Referenciación

Capítulo 4 Y 5 NTCO 2015: Exigencias Técnicas para laconexión al sistema de Distribución y Pruebas de conexión

Capítulo 6 NTCO 2015: Pruebas Periódicas de la instalaciónde conexión

Capítulo 7 NTCO 2015: Disposiciones Transitorias

1

2

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Revisión nueva NTCO

Articulo 2-12

Requisito de flujo de potencia

Capítulo 2

Nota: Este criterio se utilizará SOLO si no existen otros medios de generación en el Alimentador, ni existen PMGDprevistos de conectar.

PMI: Potencia máxima a inyectar por el PMGD del interesado en MW

Cap. diseño:

Capacidad de diseño del tramo de Alimentador donde se encontrará el Punto de Conexión del PMGD,expresada en MW. Se entenderá capacidad de diseño como la potencia máxima que puede trasmitir unasección de línea de distribución sin superar sus límites térmicos. A efectos de representar dicha capacidad enMVA, se debe suponer factor de potencia equivalente a 0,93.

Título 2-2: Determinación de Impacto no significativo

Articulo 2-3

Requisitos de variación de tensión en el Alimentador

S PMGD: Potencia aparente del PMGD en MVA.

Scc: Potencia de cortocircuito en el Punto de Conexión en MVA.

𝝋: Ángulo de la impedancia de la red en el Punto de Conexión en grados o radianes

𝝈𝟏: Ángulo entre la corriente y la tensión del PMGD o radianes


Capítulo 2

Articulo 2-18

Requisitos respecto al aporte de corriente de cortocircuito

Corriente Cortocircuito en mismo punto < 85% Capacidad de Ruptura Interruptor en la red


Capítulo 2

Artículo 2-16

Requisitos de coordinación de protecciones

Escenarios:a) Nivel si el sistema presenta curvaextremadamente inversas, entonces el PMGDdebe cumplir lo siguiente:

Nivel de cortocircuito no debe aumentar masdel 5%, respecto del mismo sin PMGD.

b) Nivel Si sistema no presenta curvaextremadamente inversas, entonces el PMGDdebe cumplir lo siguiente:

Nivel de cortocircuito no debe aumentar mas del10%, respecto del mismo sin PMGD.

SIMBOLOGÍA

Procedimiento Distribuidora.

Procedimiento Cliente.

Interesados en conectar y/o modificar.

Empresa SubTx.

Capítulo 2

DIAGRAMA PROCESO DS 101 Y NTCO 2015 PMGD

Formulario n°1

Informar a interesados en conectar y/o modificar(zona

adyacente-Últimos 24 meses)

5 días 10 díasFormulario n°2

15 días

SCRFormulario n°3

Carta Complete Antecedentes

Informar a interesados en conectar y/o modificar

Últimos 24 meses.

10 días

10 días

15 días

SCR Completada

Estudios Técnicos Formulario n°4

INS

NO INS

NUEVA SCR

SI

NO

INS20 días

Revierte Flujo

DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Inicial

Capítulo 2

Nota:

Cada Formulario enviado por el cliente y la distribuidora debe ser enviado a la SEC y CDEC, en un plazo nosuperior a 3 días corridos.

Estudios técnicos Formulario n°4

Nueva SCR

Sin DxFormulario n°5

Con DxFormulario n°5

5 días hábiles SI NO

Resultados Estudios técnicos.

Formulario n°6B

ConformidadFormulario n°6

Envío EstudiosFormulario n°6A

ICC/COSTOS-RFFormulario n°7

REVISIÓN

20 días

SI

NO

ConformidadFormulario n°6

5 días hábiles

Nueva SCR

NO INFORMA


INS

NO INS

INS

Revierte Flujo

DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Impacto no significativo

Capítulo 2

Estudios técnicos Formulario n°4

ICC-COSTOS-RFFormulario n°7

4 mesesInformar a

interesados en conectar y/o

modificarÚltimos 24 meses.

Prorroga Antes vencimiento-

Informe de estado

9 meses

Prorroga Superintendencia

No se han ejecutado las

obras.

27

mes

es

Termino

10 días

Conformidad ICC Formulario n°8

Correcciones ICC

10 días

Empresa SubTx

10 días

SI

NO

9 meses

9 meses

20 días


INS

NO INS

INS

Revierte Flujo

DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Impacto no significativo

Capítulo 2

Conformidad ICC Formulario n°8

Correcciones ICC

20 días 10 díasICC-COSTOSFormulario n°4 Y 7

RespuestaSuperintendencia

5 días

Empresa SubTx

10 días

SI

NO

Informar a interesados en conectar y/o modificar

Últimos 24 meses.

10 días


INS

NO INS

INS

Revierte Flujo

DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Impacto significativo

Capítulo 2

Informar

Plan de trabajo(Plazos)

15 días Hábiles

Revierte FlujoInformar

Empresa SubTxFormulario n°3

SEC Informar PMGD


INS

NO INS

INS

Revierte Flujo

DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Revierte Flujo

Capítulo 2

Artículo 2-28

CDEC autoriza al propietario de la central alimitar las inyecciones del o los PMGD, tal queno se invierta el flujo hacia los serviciosauxiliares.

Título 2-3: Empresas de Distribución conectadas a los servicios auxiliares de un Generador

Capítulo 2

Título 2-5 Determinación de los costos de conexión

Valor presente de los costos asociados a la inversión, operación y mantenimiento, excluyendolas pérdidas, en que debe incurrir la Empresa Distribuida COSIDERANDO LA OPERACIÓN DELPMGD.

Valor presente de los costos asociados a la inversión, operación y mantenimiento, excluyendolas pérdidas, en que debe incurrir la Empresa Distribuida SIN COSIDERAR LA OPERACIÓN DELPMGD.

Artículo 2-31

Capítulo 2

Artículo 2-31

Etapa 1: Inversiones Estructurales

Las inversiones estructurales corresponderán a las inversiones necesarias para mantener las variableseléctricas del sistema de distribución dentro del rango determinado por la normativa vigente. Paradeterminar la necesidad de este tipo de inversiones, se deberá evaluar la red de distribución frente ados escenarios para c/año:


Capítulo 2

1) Escenario de demanda neta máxima en el sistema de distribución.

2) Escenario de demanda neta mínima en el sistema de distribución.

VNR: Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones del sistema de distribución bajo

estudio.

CE: Costos de explotación asociados a la zona de la distribuidora.

C Pérdidas: Costo de las pérdidas del sistema de distribución, valorizadas de acuerdo al Precio Equivalentede la subestación primaria de distribución menos el Ajuste o Recargo correspondiente de acuerdo alDecreto de Precio Nudo Promedio

vigente.

Artículo 2-31

Etapa 2:


Capítulo 2


Capítulo 2

Deberá considerarse los PMGD que se encuentran en funcionamiento en la fecha deevaluación y aquellos que se encuentren con su ICC vigente. No podrán formar parte deninguna de estas dos etapas los Generadores de Emergencia Móvil y generadoresconvencionales que presenten un factor de planta menor al 5%, durante el año anterior.

Debe realizarse : flujos de potencia horarios y técnica de reducción deescenarios (vente días representativos del año).

El primer año se podrá evaluar si requiere Expansiones adicionales, encaso de justificarse una expansión en el ultimo año, se debe aplicar lametodología para cada año del horizonte de evaluación, paradeterminar el año exacto en que el costo de pérdidas justificaexpansión.

La valorización de las instalaciones deberá basarse en los componentes:costos de montaje asociado y recargos, establecidos en el VNR vigenteen la Empresa Distribuidora.

Artículo 2-31Etapa 1 y 2

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Título 3-2: Responsabilidades y plazos

Capítulo 3

La empresa Distribuidora debe entregar las bases de datos y toda la información necesaria para que los FR puedan ser revisados y producidos pro cualquier interesado.

FR de un alimentador deberá ser calculado por la empresa Distribuidora dos veces al año; 1 de Diciembre y 1 de Junio. Para cada caso, se deberán utilizar como datos de demanda del alimentador y generación de los PMGD, los registros de la operación real de los doce meses inmediatamente anterior a la fecha de realización del cálculo.

Artículo 3-2

Artículo 3-3

Informar al CDEC respectivo y propietarios PMGD, a más tardar los días 7 de diciembre y junio, respectivamente, en caso de observaciones deben ser remitidas a la Distribuidora el día 15 de diciembre y junio, para ser entregados los resultados finales por parte de la Distribuidora antes del 25 de diciembre y junio.

Artículo 3-4

Artículo 3-5

Bloques Horarios (1 factor por cada período):

– Día: 8:01-18:00

– Tarde: 18:01-23:59

– Noche: 00:00-08:00

Perdidas en el alimentador, sin considerar ningún PMGD conectado

Perdidas en el alimentador, considerando a los PMGD conectados

Potencia generada por el PMGD

Título 3-3: Metodología de cálculo del FR

Capítulo 3

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Título 4-1: Exigencias Generales

Artículo 5-1

Previo a la entrada en operación del PMGD el propietario deberá comunicar la puesta en servicioa la SEC y CDEC, por lo menos 15 días de anticipación, indicando lo siguiente:

Capítulo 4 y 5

a) Una declaración que indique que se cumple la normativa eléctrica vigente yacredite la conformidad con las pruebas de diseño eléctrico, firmada por elpropietario y el instalador eléctrico responsable de la instalación eléctrica delPMGD

b) Antecedentes mínimos del proyecto, tales como: Descripción de losprincipales características del PMGD, como ubicación, potencia, tecnología,diagrama unilineal, planos, memoria de cálculo y estudios, según corresponda.

Título 4-2: Interruptor de acoplamiento e instalación de conexión

Artículo 5-9

Las pruebas de puesta en servicio que seaplicarán a cada equipo serán las siguientes:

a) Respuesta a tensión y frecuenciaanormales

b) Respuesta a sobre corrientes residual y defase

c) Pruebas de aislación

d) Pruebas de formación fortuita de islaeléctrica

e) Limitación de inyecciones de potencia ydisparo transferido

Artículo 4-6, 4-7-,5-10.

Inspecciones Visuales:

a) Elementos mínimos ordenados desde elSD hasta las unidades generadoras:

Desconectador

Equipamiento de medida

Protección RI

Interruptor de Acoplamiento

Capítulo 4 y 5

Artículo 4-6, 4-7-,5-10.

Inspecciones Visuales:

b) Confirmar la existencia delInterruptor de Acoplamiento, esteequipo de maniobras deberá contarcon capacidad de interrupción antelas corrientes de falla previstar en elPunto de Conexión.

c) Los ajustes de la protección RI, tantode los parámetros dedesacoplamiento como de los dereconexión, según las siguientestablas:


Capítulo 4 y 5


Título 4-3: Dispositivos de Sincronización

Capítulo 4 y 5

El desconectador (Interruptor de Acoplamiento) deberá ser de apertura visible, estará ubicado en el punto de conexión al SD y será accesible en todo momento al personal de la Empresa Distribuidora.

Los PMGD sincrónicos conectados directamente a la red de media tensión del SD, debe ser automático y contener un equipamiento de medida, consistente en un doble medidor de frecuencia, un doble medidor de tensión y un medidor de tensión de secuencia cero

Artículo 4-8

Artículo 4-12

Título 4-4: Instalaciones de control y medida

Artículo 5-17

El PMGD deberá realizar pruebas a laspuestas a tierra de la instalación deConexión y Unidad Generadora.

Artículo 4-14,4-17,5-18.

El PMGD debe contar con un SISTEMA DEMEDIDAS DE TRANSFERENCIA ECONÓMICA, conun equipo de respaldo mediante batería osistema de almacenamiento de energía, paraoperar 2 horas luego de la interrupción desuministro. Si el PMGD utilizar este sistema,deberá contar con un canal de comunicaciónexclusivo al CDEC y habilitar un acceso a laEmpresa Distribuidora.

El equipo debe con sus respectivos certificadosde aprobación y comprobación de exactitudemitidos por entidades autorizadas.

Capítulo 4 y 5

Artículo 4-15

Los mediares de energía y los EquiposCompacto podrán cumplir con la clase deprecisión igual al 0,5% siempre que lapotencia del PMGD sea menor o igual a 1MW.

Artículo 4-16

Si el PMGD esta compuesto por unidades dedistintas tecnologías, debe tener un equipo demedida que agrupe dichas unidades..

Título 4-4: Instalaciones de control y medida

Capítulo 4 y 5

Artículo 4-19

Todos los PMGD deberán contar con unaprotección RI, la que deberá estar ubicadacercana al equipo de medida o punto a convenirentre las partes. Si el equipo de Acoplamiento esun reconectador, la protección RI podrá estarintegrada a éste.

Artículo 4-18

Para el canal de comunicación hacia la DP delCDEC, el PMGD podrá implementar un canalGPRS o superior con la Empresa Distribuidora,este debe permitir a la Distribuidora acceso alas mediciones del PMGD.

Título 4-4: Instalaciones de control y medidaArtículo 4-20

Artículo 4-24

Los PMGD deben dispones de Sistemas de Comunicación, ya sea telefónico, radiocomunicaciones.

Capítulo 4 y 5

Funcionalidades Protección RI (Interruptor de Acoplamiento):

a) Subtensión

b) Sobretensión

c) Subfrecuencia

d) Sobrefrecuencia

e) Anti isla eléctrica

f) Sobrecorriente de Fase, Residual y Sobretensión de Secuencia Cero

Título 4-5: Comportamiento en estado normal en la red media tensión

Artículo 5-4

Los PMGD que operan con inversoresdeberán cumplir con los límites deinyección de corriente continuaprescritos en el Artículo 4-40 (UnPMGD y su Instalación no deberán unacorriente continua superior al !% delvalor de la corriente nominal en elPunto de Conexión).

Artículo 4-27, 5-7.

Las Pruebas de sincronización, deberán demostrarque se cumple con las exigencias:

a) Oscilaciones de tensión en el Punto deConexión menores a un 6%

b) Generadores sincrónicos, los ajustes máximosdel equipo:

Diferencia de tensión (∆𝑉 =< ±10%)

Diferencia de frecuencia (∆𝑓 < ±0,5𝐻𝑧)

Diferencia de ángulo de fase (∆𝜑 < ±10°)

Capítulo 4 y 5

PMGD Sincrónicos:

1. Aislación del Sistema

2. Variación de tensión y frecuencia

3. Ángulo de fase

PMGD Asincrónicos:

1. Aislación del Sistema

2. Corriente Inrush

Artículo 4-29

La compensación de reactivos asociadas a unPMGD deberá ser consistente con la banda deregulación de tensión, para el punto derepercusión respectivo, si la potencia reactivainyectada por el PMGD presenta oscilacionesque generan variaciones superiores o iguales al5% de la tensión de suministro en el puntorepercusión asociado, la compensación dereactivos deberá ser regulada automáticamente.

Título 4-5: Comportamiento en estado normal en la red media tensión

Capítulo 4 y 5

Título 4-6: Comportamiento estado de falla

Capítulo 4 y 5

Todos los parámetros de tensiones y frecuencias establecida en las disposiciones, deben ser cumplidos en el Punto de Conexión.

Cuando el PMGD este conectado a MT de un SD en el que existe reconexión, el tiempo de despeje de la Protección TI deberá ser lo suficientemente breve para garantizar que el PMGD separe la red MT durante el periodo sin tensión.

Artículo 4-33

Artículo 4-34

Artículo 4-39,5-19

Los PMGD podrán reconectarse automáticamente, si la tensión y frecuencia de la red esta dentro delos siguientes rangos:

Artículo 5-20

Prueba de funcionamiento (una vez conectado el PMGD) de la no formación de isla:

Título 4-6: Comportamiento estado de falla

Capítulo 4 y 5

Red Urbana: 0,94 a 1,06 𝑉𝐶 y 49,6 a 50,4 Hz, durante al menos 5 minutos

Red Rural: 0,92 a 1,08 𝑉𝐶 y 49,6 a 50,4 Hz, durante al menos 5 minutos

Cuando un PMGD se reconecte al SD, luego de una falla el SD o de una isla no intencionada, la potencia inyectada no debe superar el gradiente de 10% de su Capacidad Instalada por minuto.

Comprobar el funcionamiento de separación del SD, operando une quipo que interrumpa la carga

Verificar que la instalación de Conexión deja de energizar sus terminales de salida, y no reconecta o no recomienza su operación dentro del rango de tiempo requerido

Título 4-7: Calidad del servicio del PMGD

Titulo 4-8: Operación en Isla

Capítulo 4 y 5

Un PMGD y Instalación de Conexión no deberán inyectar una corriente continua superior al 1% del valor de corriente nominal en el Punto de Conexión.

Los autoproductores, podrán abastecer su propio consumo, mientras permanezcan aislados del SD, para esto deben implementar un esquema de protecciones que garantice que no inyectarán energía a la red mientras ésta permanezca desenergizada.

Artículo 4-40

Artículo 4-43

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Pruebas Periódicas (Pruebas de Conexión)

Capítulo 6

La empresa Distribuidora podrá solicitar encualquier momento una verificación delInterruptor de Acoplamiento, de los ajustes dela Protección RI, así como la exigencia delinforme de Pruebas.En caso de irregulares la Empresa Distribuidoradeberá solicitar al PMGD la regularización enun plazo no superior a 10 días hábiles, de locontrario la Empresa Distribuidora estaráfacultada para desconectar el PMGD del SD

Artículo 6-1

La empresa Distribuidora, podrádesconectar a un PMGD del SD, sin previoaviso, en caso que compruebe peligroinminente y además perturbaciones queencontrándose fuera de los rengosestablecidos en la Norma Técnicacorrespondiente que afecten sus propiasinstalaciones. Esto también es válido parael caso en que la superación de la potenciainyectada ´máxima comprometa laoperación del SD o que afecte que losajustes de las protecciones de la red seencuentran adulteradas..

Artículo 6-2

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Disposiciones Transitorias

Capítulo 7

SCR favorable

Debe continuar con tramitación

SCR desfavorable

Distribuidora debe enviar el Formulario 6B

El PMGD debe responder con un Formulario 6A

Los interesados cuya SCR se encuentra en trámite, tendrán el derecho de retirar sus solicitudes e iniciar un nuevo proceso de conexión bajo el amparo de la nueva regulación

Artículo 7-2

Artículo 7-2

Los PMGD que ya se encuentrenconectados a una red de distribucióndeberán comunicar a la Superintendenciacon copia a la Empresa Distribuidora, a mástardar el 1 de Diciembre de 2015, losantecedentes que permiten comprobarque sus instalaciones cumplen con lasexigencias que establece la normas, de locontrario deberán indicar el plazo en elcual ejecutará las adecuacionespertinentes, presentando un plan detrabajo con una duración que no podrásuperar los 18 meses.


Artículo 7-3

Los PMGD que hayan resulto el pasoasociado a las pérdidas, por un periodo detiempo definido, previamente al ingreso dela norma, tendrán un factor dereferenciación igual a uno.

Una vez que el periodo haya caducadodeberán ser referenciados con el FRL delalimentador al que se encuentreconectado y participar del cálculo deacuerdo a lo dispuesto en el CAPÍTULO 3.

Capítulo 7


Capítulo 7

Artículo 7-4PMGD

ConectadosAdaptar

instalaciones

Artículo 7-5PMGD

Conectado6 meses envío

informe

Decreto Supremo 101 Y NTCO 2015

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