ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIAS PARQUE EÓLICO PUNTA … · A fin de realizar el análisis, la...

V A L O R Y G E S T I Ó N

ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIAS

PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS



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ALONSO DE CÓRDOV A #5900 P ISO 4 OF 402 / (+562) 2224 9704 WWW. VALGESTA.COM TW ITTER: @V ALGESTA

RESUMEN EJECUTIVO

En el siguiente informe se presentan los resultados asociados al estudio de flujo de

potencias, realizado para analizar el impacto que tendrá la conexión de la central Punta

Palmeras, de propiedad de Acciona Energía Chile S.A., al Sistema Interconectado Central.

Esta central, corresponde a un parque eólico, de 45 [MW] de potencia nominal, que se

conectará al SIC por medio de la subestación Las Palmas, en un nivel de tensión de 220

[kV].

Para evaluar el impacto que tendrá la incorporación de la central en el SIC, se efectuó un

estudio de régimen permanente, analizando los flujos de potencias y los niveles de

tensión en los puntos eléctricamente adyacentes de la nueva instalación. Los parámetros

considerados para dicha evaluación corresponden a la potencia activa y reactiva que fluye

por los elementos serie contiguos, los niveles de tensión en las subestaciones cercanos a

la central analizada, y el factor de potencia en el punto de conexión de la central al SIC.

Todo lo anterior en base a las disposiciones establecidas en la Norma Técnica de

Seguridad y Calidad de Servicio vigente.

A fin de realizar el análisis, la empresa Acciona entregó la información necesaria para la

modelación del parque eólico Punta Palmeras, y la Subestación Las Palmas de propiedad

de Transelec, por medio de la cual se conecta al SIC.

Este estudio se realizó con la base de datos entregada por el CDEC-SIC, de Octubre de

2013, la cual se actualizó a Agosto de 2014, mes en que se espera la puesta en servicio

de la central Punta Palmeras. Esta actualización se efectuó incorporando en dicha base las

correspondientes actualizaciones de generación, transmisión y demanda, del programa

del SIC, publicado en el informe de fijación de precios de nudo de Octubre de 2013 de la

CNE. Adicionalmente, se consideró los proyectos de generación indicados en la carta D.O.

Nº0988/2013.

Para estudiar el impacto provocado por la inyección de la central, se analizaron distintos

escenarios operacionales, considerando diversas combinaciones de demanda. Estos

escenarios se evaluaron tanto en condición de operación normal como bajo contingencias

a las que puede verse afectado el sistema.

Finalmente, se observa que de concretarse los proyectos indicados por el CDEC para la

realización de este estudio, existirán problemas de transmisión por exceso de generación,

estos problemas se agravan a medida que la hidrología es más seca y se requiere un

mayor despacho de centrales térmicas al norte de la S/E Pan de Azúcar. Resulta

necesario realizar esquemas de reducción de generación ERAG e inclusive no se descarta



3


la necesidad de un EDAG (Esquema de Desconexión Automática de Generación) o un

ERAG (Esquema de Reducción Automática de Generación) para las plantas eólicas y

fotovoltaicas. Estas medidas requerirían estudios específicos para su dimensionamiento.

Se destaca que en la carta D.O. Nº0988/20 el Programa de Obras de Gx y Tx del SIC

indicado por el CDEC-SIC no concuerda con el listado obras de Gx (construcción y

estudio) indicado por la CNE en el Informe de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de

2013 (documento vigente). En particular no están contempladas todas las plantas

fotovoltaicas indicadas por CDEC para el análisis. Esto implica que las condiciones

objetivas del sistema pudieran no ser tan críticas como se indica en el estudio completo.

No obstante lo anterior, la interconexión de la central Punta Palmeras en la red del SIC,

no implica un impacto perjudicial en la zonas en estudio, manteniendo tensiones y

cargabilidades normales durante su funcionamiento y salida de servicio, y por lo tanto, el

ingreso a este Sistema Interconectado es técnicamente factible según los resultados de

este estudio de régimen permanente de flujos de potencia.



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ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIAS PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

REV. FECHA PREPARÓ REVISÓ APROBÓ DESCRIPCIÓN

0 25-11-2013 F.R.S L.C.B. J.A.C. Emitido para revisión Cliente

1 27-01-2014 F.R.S L.C.B. J.A.C. Emitido para revisión Cliente

VALGESTA ENERGÍA S.A.

Alonso de Córdova Nº 5900 Piso 4, Of. 402

Las Condes – Santiago – Chile

Tel: (+562) 2224 9704

Fax: (+562) 2229 3981

ENERO 2014

PREPAR ADO P AR A:

CDEC-SIC

POR ORDEN DE ACCION A ENERGÍ A CHILE S. A.

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

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

SU USO CONFIDENCIAL, NO PUDIENDO DIVULGARLO A TERCEROS



5


ABLA DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 10

2 OBJETIVOS ................................................................................................................. 11

3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES ............................................................................. 12

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO .................................................................... 12

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN .................................................................... 12

3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS .......................................................................... 16

3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES .......................................................................... 21

4 ASPECTOS CONSIDERADOS DE LA NORMA TÉCNICA .................................................... 24

5 ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIAS .............................................................................. 28

5.1 ESCENARIOS ANALIZADOS. ............................................................................................. 29

5.2 RESULTADOS SIMULACIONES.......................................................................................... 31

5.2.1 Escenario operacional 1: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Sin contingencias ......................................... 33

5.2.2 Escenario operacional 2: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida completa de Punta Palmeras ............ 36

5.2.3 Escenario operacional 3: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida simultánea de todos los parques

eólicos de la zona. .......................................................................................................................................... 38

5.2.4 Escenario operacional 4: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida de un circuito de Pan de Azúcar – Las

Palmas 220 kV. ............................................................................................................................................... 40

5.2.5 Escenario operacional 5: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida de un circuito de Las Palmas – Los Vilos

220 kV. 42

5.2.6 Escenario operacional 6: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida de una unidad de Central Guacolda. . 44

5.2.7 Escenario operacional 7: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Sin contingencias .................. 46

5.2.8 Escenario operacional 8: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Salida completa de Punta

Palmeras 50

5.2.9 Escenario operacional 9: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Salida simultánea de todos los

parques eólicos de la zona. ............................................................................................................................ 52

5.2.10 Escenario operacional 10: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Salida de un circuito de Pan de

Azúcar – Las Palmas 220 kV. ........................................................................................................................... 54

5.2.11 Escenario operacional 11: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Salida de un circuito de Las

Palmas – Los Vilos 220 kV. .............................................................................................................................. 56

5.2.12 Escenario operacional 12: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Salida de una unidad de

Central Guacolda. ........................................................................................................................................... 58

5.2.13 Escenario operacional 13: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Sin contingencias ................ 60

5.2.14 Escenario operacional 14: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Salida completa de Punta

Palmeras 64



6


5.2.15 Escenario operacional 15: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Salida simultánea de todos los

parques eólicos de la zona. ............................................................................................................................ 66

5.2.16 Escenario operacional 16: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Salida de un circuito de Pan de

Azúcar – Las Palmas 220 kV. ........................................................................................................................... 68

5.2.17 Escenario operacional 17: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Salida de un circuito de Las

Palmas – Los Vilos 220 kV. .............................................................................................................................. 70

5.2.18 Escenario operacional 18: Caso 3 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni.) - Salida de una unidad de

Central Guacolda. ........................................................................................................................................... 72

5.2.19 Escenario operacional 19: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Sin

contingencias .................................................................................................................................................. 74

5.2.20 Escenario operacional 20: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Salida

completa de Punta Palmeras .......................................................................................................................... 78

5.2.21 Escenario operacional 21: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Salida

simultánea de todos los parques eólicos de la zona. ..................................................................................... 80

5.2.22 Escenario operacional 22: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Salida de un

circuito de Pan de Azúcar – Las Palmas 220 kV. ............................................................................................. 82

5.2.23 Escenario operacional 23: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Salida de un

circuito de Las Palmas – Los Vilos 220 kV. ...................................................................................................... 84

5.2.24 Escenario operacional 24: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El Peñón 50 uni.) - Salida de

una unidad de Central Guacolda. ................................................................................................................... 86

6 CONCLUSIONES .......................................................................................................... 88



7


ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Centrales en construcción. ITD Octubre 2013 ........................................................................................... 16

Tabla 2: Centrales recomendadas. ITD Octubre 2013 ............................................................................................ 17

Tabla 3: Obras de Transmisión en construcción. ITD Octubre 2013 ....................................................................... 18

Tabla 4: Obras de Transmisión recomendadas. ITD Octubre 2013 ........................................................................ 18

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

................................................................................................................................................................................ 19

Tabla 6: Proyección de crecimiento, consumo Regulado, por zonas características. ITD Octubre 2013 ................ 19

Tabla 7: Proyección de crecimiento, consumo Industrial, por zonas características. ITD Octubre 2013 ................ 19

Tabla 8: Actualización de la demanda a Agosto 2014 (p.u.) realizado en la Base Digsilent .................................. 20

Tabla 9: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/2013 y D.O. Nº0043/2013 ................................................. 20

Tabla 10: Datos Generador .................................................................................................................................... 21

Tabla 11: Datos Cables Media Tensión ................................................................................................................... 21

Tabla 12: Datos Transformador de poder .............................................................................................................. 23

Tabla 13: Datos Línea de Transmisión .................................................................................................................... 23

Tabla 14: Escenarios Operacionales (24) solicitados en carta D.O. Nº0988/2013 .............................................. 29

Tabla 15: Centrales Fotovoltaicas prontas a conectarse al SIC ............................................................................ 31

Tabla 16: Centrales Eólicas conectadas y prontas a conectarse al SIC ................................................................. 32

Tabla 17: Características centrales Guacolda, Taltal y El Peñón. ......................................................................... 32

Tabla 18: Despachos de interés realizados para los Escenarios 1-2-3-4-5-6 ........................................................ 34

Tabla 19: Potencias Activa y Reactiva Transmitidas, y Porcentaje de Carga, Escenario 1 .................................. 35

Tabla 20: Niveles de Tensión, Escenario 1 ............................................................................................................. 35











Tabla 31: Despachos de interés realizados para los Escenarios 7-8-9-10-11-12 .................................................. 47









8


Tabla 38: Potencias Activa y Reactiva Transmitidas, y Porcentaje de Carga, Escenario 10 ................................ 55

Tabla 39: Niveles de Tensión, Escenario 10 ........................................................................................................... 55





Tabla 44: Despachos de interés realizados para los Escenarios 13-14-15-16-17-18 ............................................ 61













Tabla 57: Despachos de interés realizados para los Escenarios 19-20-21-22-23-24 ............................................ 75













ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras ................... 13

Figura 2. Unilineal Parque Eólico y S/E Punta Palmeras ......................................................................................... 14

Figura 3. Diagrama Unilineal Digsilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC ........................................................... 15

Figura 4. Diagrama Unilineal simplificado de la zona ............................................................................................ 30



9




10


1 INTRODUCCIÓN

La empresa Acciona Energía Chile S.A., en adelante “el Cliente”, está construyendo el

parque eólico Punta Palmeras, en adelante “la central”, en la zona cercana a la ciudad de

Los Vilos y espera conectarla al SIC, específicamente a la subestación Las Palmas en 220

[kV]. Dicha subestación es propiedad de la empresa Transelec.

En el marco de la normativa vigente, todo central que desee conectarse al SIC, debe

cumplir con requerimientos técnicos identificados en la Norma Técnica de Seguridad y

Calidad de Servicio, NT de SyCS.

El presente documento corresponde al estudio de flujo de potencias, en el cual se

analizan la potencia activa y reactiva, niveles de tensión y factor de potencia en el punto

de conexión de la central al SIC.

Se proyecta que la central inyectará en el SIC, en condición de generación normal, una

potencia de 45 [MW]. Se estima que la central se incorporará al SIC en el mes de Agosto

de 2014.



11


2 OBJETIVOS

La conexión de la central debe ser evaluada técnicamente de acuerdo a las disposiciones

y normativas vigentes. Esto con el fin de determinar el impacto eléctrico que tendrá su

incorporación en el SIC.

El análisis del impacto se realiza en base a la representación del SIC, presente en la base

de datos entregada por el CDEC-SIC, a la cual se le agrega la central en estudio. Las

simulaciones se efectuaron utilizando el software Power Factory de Digsilent.

La evaluación se efectúa realizando simulaciones estáticas o de régimen permanente de

la operación del SIC, en distintas condiciones de operación, incluyendo en él la conexión

de la central, reflejando con esto las condiciones de operación futuras del sistema.

Al simular las distintas condiciones en que puede operar el sistema, es posible analizar los

niveles de carga de las líneas, los niveles de tensión en los puntos adyacentes, los

reactivos del sistema y el factor de potencia en el punto de conexión de la central, y así

determinar si la central y la subestación cumplen con las exigencias establecidas en la NT

de SyCS.



12


3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO

A objeto de poder realizar las modelaciones, el cliente ha enviado la información

necesaria de las instalaciones de la central y de la subestación de conexión, y los equipos

de ambas. Además se cuenta con la base de datos del programa Power Factory de

DigSilent, enviada por el CDEC-SIC en archivos de dicho software de simulación,

actualizada a Agosto de 2014, mes en que se espera que la central comience su inyección

al SIC.

Está proyectado que la central genere en 12 [kV] mediante 15 turbinas modelo AW109

3000 IECIIa [50Hz] Acciona Windpower de 3 [MW] de potencia cada una, con un

total de 45 [MW] para el parque eólico. Dichas unidades generadoras se conectarán

mediante tres alimentadores a la barra de 12 [kV] que conecta con el transformador de

12/220 [kV] y 50 [MVA] de potencia, ver Figura 1. Finalmente, y por medio de un línea

en 220 [kV] y de 6,4 [km] de longitud, se inyecta la potencia generada por la central al

SIC, conectándose a un paño de la subestación Las Palmas de Transelec.

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN

El diagrama unilineal que se expone a continuación, en la Figura 1, muestra la

configuración de la central en estudio modelo Digsilent, en la Figura 2 el unilineal

detallado de la S/E Punta Palmeras y en la Figura 3 la subestación de conexión y parte del

sistema SIC en la zona de conexión extraída de Digsilent.



13


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

Las Palmas J2

Punta Palmeras J

Punta Palmeras C

A6.1(14)A6.2(15)

A1.1(13)A1.2(12)

A2.1(11)A2.2(10)A2.3(9)

A3.1(8)A3.2(7)A3.3(6)

A4.1(5)A4.2(4)

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

WT 12kV

WF 12kV

WF 110kV

Grid 110kV

Configure Flicker Calculation

Lin

e(3

2)

Lin

e(3

2)

P P

alm

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11

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Lin

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SIL

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T



14


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

unilineal.pdf



15


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

OLIVOS

LOS ESPINOS

EL PEÑON

Out of Calculation

De-energized

Voltage Levels

500, kV

220, kV

154, kV

110, kV

66, kV

60, kV

44, kV

34,5 kV

33, kV

25, kV

24, kV

23, kV

20, kV

19, kV

18, kV

16,7 kV

15,75 kV

15, kV

14,8 kV

14,49 kV

13,9 kV

13,8 kV

13,35 kV

13,3 kV

13,2 kV

12,5 kV

12, kV

11,5 kV

11, kV

10,5 kV

10, kV

7,2 kV

6,9 kV

6,6 kV

6,3 kV

6, kV

5,5 kV

4,16 kV

3,3 kV

1,5 kV

0,69 kV

0,415 kV

0,4 kV

S/E El Arrayán

S/E Los Cururos

Tap Talinay

Tap MRedondo

Tap Romeral

S/E Incahuasi

S/E Pajonales

S/E Dos Amigos

S/E Algarrobo

Vicuña

Punta Palmeras J

San Juan 66 kV

Nogales J2

C1

Z

E2

E1

B2

B1

Central Totoral J

E

Central Canela J

Central Ventanas J

Nogales J1

M1

M2

Marquesa 66 kV

Mang. Atacama 66 kVGuayacán 66 kV

J

Q

H

E

E

J

E

Punta Colorada B0.1

Las Palmas J2

Punta Colorada B0.0

Los Vilos J..

H

H

H

Reg 1

Reg 2

H

H

H

R

H

H

C2

C

C2

H

C1

CER 2CER 1

B

C

B

Quillota J2

H1

Maitencillo ..

H2

Pan de Azucar J1

Pan de Azucar J2

Maitencillo ..

H2

Quillota J1

Lin

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2)

Lin

e(3

2)

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I. L

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esa

22

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V

VV

00

1

1

R. San Juan 66 kV

2

Totoral

2

1

I. S

S/A

A L

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Pa

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s

00

00

00

00

00

4

0

I. MCDA

R. Cabildo 110 kV

4

0

R. Guay acan 66 kV

3

I. Los Piuquenes 220 kV

0

4

G~G~

G~

1

G~

G~

00

R. El Espino 66 kV

I. SS/AA Los Espinos

I. SS/AA El Peñón

SS

/AA

Oliv

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G~

G~

00

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G ~G ~

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0000

00

R. E

l Sa

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66

kV

R . San Joaquin 110 kV

1111

-8-8

R. Quereo 110 kV

R. E

l Pe

ño

n 1

10

kV

12

12

9999

R. S

ala

ma

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11

0 k

V

I . SSAA Quillota

R. Las Compañias 110 kV

2

9

G~

Los Molles U2

1

R. Vicuña 110 kV

I. Punitaqui

R. Punitaqui

R. C

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6 k

V

0

R. Marquesa 66 kV

0

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CER N°2 P..

SVSCER N°1 P..

SS/AA Los..

33

G~

1

I. Ov alle 66 kV

R. M

arb

ella

11

0 k

V

I . Andacollo 66 kV

I. Algarrobo 110 kV

I. Dos Am igos 110 kV

R. Incahuas i 110 kV I. Incahuas i 110 kV

R. Ov alle 66 kV

R. I

llap

el 6

6 k

V

-2

10

R. Casas Viejas 110 kV

R. Andacollo 66 kV

I. Pajonales (ESO) 110 kV

8

3

8

3

I. El Romeral (CMP) 110 kV

DIg

SIL

EN

T



16


3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS

La base de datos entregada por el CDEC-SIC fue actualizada a agosto de 2014 ingresando

en esta las obras en construcción de: generación, transmisión y proyección de demanda

publicadas por la CNE en el informe de precios de nudo vigente: FIJACION DE PRECIOS

DE NUDO OCTUBRE DE 2013 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC),

OCTUBRE DE 2013, INFORME TECNICO DEFINITIVO. Así también los proyectos de

generación indicados en la carta D.O. Nº0988/2013 generada por el CDEC-SIC a

petición del cliente. Dichas actualizaciones se muestran en las tablas siguientes. Para

llevar el SIC al escenario futuro, se seleccionaron las obras que debieran estar en servicio

en agosto de 2014.

Tabla 1: Centrales en construcción. ITD Octubre 2013



17


Tabla 2: Centrales recomendadas. ITD Octubre 2013



18


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

Tabla 4: Obras de Transmisión recomendadas. ITD Octubre 2013



19


Tabla 5: Proyección de crecimiento, consumo Regulado + Industrial, por zonas

características. ITD Octubre 2013

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

Octubre 2013

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

Octubre 2013



20


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

Tabla 9: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/2013 y D.O. Nº0043/2013

SISTEMA ago-14 SISTEMA ago-14

SIC NORTE 1,04 SIC NORTE 1,13

SIC CENTRO 1,05 SIC CENTRO 1,01

SIC ITAHUE 1,06 SIC ITAHUE 1,06

SIC CONCEP 1,06 SIC CONCEP 1,03

SIC SUR 1,07 SIC SUR 1,07

SIC AUSTRAL 1,07 SIC AUSTRAL 1,01

CONSUMO RESIDENCIAL CONSUMO INDUSTRIAL

Proyecto Generación Punto de ConexiónCapacidad

Instalada MWFecha de Puesta en Servicio

Proyecto Fotovoltaico JavieraBarra seccionadora en LT 110 kV Diego de

Almagro - Taltal (*)70 4º trimestre 2014

Proyecestos Fotovoltaicos Canto del

Agua, Denersol II y Denersol IIIS/E Maitencillo 110 kV 59 Julio 2014

Central Fotovoltaica Llano de LlamposBarra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Cerro Negro Norte100 Diciembre 2013

Parque Eólico El ArrayánBarra seccionadora en LT 220 kV Las Palmas -

Pan de Azúcar C2115 2014

Proyecto Fotovoltaico San AndrésBarra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Carrera Pinto50 Diciembre 2013

Parque Eólico Pacífico y La Cebada (Los

Cururos)

S/E Seccionadora circuito 1 Las Palmas - Pan de

Azúcar 220 kV (a 30 km de Las Palmas)72 Fines de 2013

Proyectos Fotovoltaicos Inca de Varas I y

IIS/E Carrera Pinto 50 1º semestre 2014

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

Salvador68 1º semestre 2014

Proyectos Fotovoltaicos Valleland I y

Valleland IITap-Off en LT 220 kV Maitencillo - Cardones c1 67 1º semestre 2014

Proyectos Fotovoltaica Solar Atacama S/E Carrera Pinto 135 Julio 2014

Proyecto Solar SolaireDirect Generation x

05S/E Los Loros 50 3º trimestre 2014

Suma 836

(*) De acuerdo a lo indicado en la carta D.O. Nº0043/2013 de fecha 15 de Enero de 2014, se cambia el punto de conexióndel Proyecto

Fotovoltaico Javiera de "Barra seccionador LT 220 kV Diego de Almagro - Paposo" a "Barra seccionadora LT 110 kV Diego de Almagro -

Taltal"



21


3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES

Tabla 10: Datos Generador

Tabla 11: Datos Cables Media Tensión

Cables de Media Tensión (1)

Tipo (cable aislado) XLPE Al

Sección 500 kCM

Voltaje nominal 15 kV

Corriente nominal (subt.) 0.436 kA

Corriente nominal (aéreo) 1 kA

Frecuencia nominal 50 Hz

Resistencia R1 (20 ºC) 0.168 Ω/km

Reactancia X1 0.119 Ω/km



Cantidad de unidades del Parque 15

Modelo AW109/3000 IECIIa [50Hz]

Fabricante Acciona Windpower S.A.

Tipo de generador Máquina asíncrona

Tipo de máquina Doblemente alimentada (DFIG)


Potencia Aparente Nominal 3599 kVA

Potencia activa nominal 3000 kW


Zecuencia cero R0 0.01 p.u.

Zecuencia cero X0 0.1 p.u.

Resistencia estator Rs 0.01118 p.u.

Mreactancia mag. Xm 3.18658 p.u.

Reactancia estator Xs 0.20744 p.u.

Resistencia rotor RrA 0.011422 p.u.

Reactancia estator XrA 0.110718 p.u.

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

R/X de roto bloqueado 0.053904 p.u.

Datos Generador



22




Sección 1000 kCM











Sección 1250 kCM










Tipo (cable desnudo) LA-180

Sección (total) 182 mm2


Corriente nominal (subt.) ---

Corriente nominal (aéreo) 0.4313 kA








23


Tabla 12: Datos Transformador de poder

Tabla 13: Datos Línea de Transmisión

Tipo de transformador 2 enrollados

Potencia nominal 50 MVA

Tensión 220/12 kV

Tipo de conexión YNd11

R1 0,00392 p.u.

X1 0,1197358 p.u.

R0 0,0 p.u.

X0 0,06 p.u.

Corriente en vacío 0,08 %

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

Cambiador de Tap lado AT

Taps ± 10 x 1,25 % (bajo carga

Datos Transformador de poder

Tipo de transformador 2 enrollados

Potencia nominal 50 MVA

Tensión 220/12 kV

Tipo de conexión YNd11

R1 0.00392 p.u.

X1 0.1197358 p.u.

R0 0 p.u.

X0 0.06 p.u.

Corriente en vacío 0.08 %

Pérdidas en vacío 33.76 kW

Cambiador de Tap lado AT

Taps ± 11 x 1.25% (bajo carga)

Datos Transform ador de Poder

Tipo AAAC Flint

Sección 375 mm2

Largo 6.4 km


Corriente nominal 0.587 kA


Resistencia R1 (20º C) 0.0996 Ohm/km

Reactancia X1 0.39 Ohm/km

Resistencia R0 0.2324 Ohm/km

Reactancia X0 1.3038 Ohm/km

Línea de transmisión



24


4 ASPECTOS CONSIDERADOS DE LA NORMA TÉCNICA

Cabe mencionar que de acuerdo con los artículos 1-4, 1-5 y 2-7 de la NT de SyCS vigente

(año 2010 Modif. Rex442), todas sus disposiciones son aplicables a las instalaciones de la

Central en estudio tanto en los aspectos de diseño de las instalaciones que las

interconectan al SIC, como en cuanto a las condiciones de operación y su correspondiente

coordinación operativa con el centro de despacho económico de carga, en adelante CDEC-

SIC.

Los estudios desarrollados permiten verificar el cumplimiento de aquellos aspectos que

tienen relación con las condiciones de operación de la instalación con el resto del SIC.

Enmarcado en el capítulo 5, en donde se establecen las exigencias para estándares de

seguridad y calidad de servicio, a continuación se destacan alguno de sus artículos.

Artículo 5-2

El alcance del presente capítulo es:

a) Establecer estándares de SyCS que permitan calificar los estados de operación del

SI y discriminar los estados aceptables de aquellos que no lo son, a partir de la definición

de un conjunto de indicadores característicos de la operación del SI.

b) Establecer las exigencias mediante las cuales se definen las capacidades y

condiciones de operación de las instalaciones del SI.

c) Definir las especificaciones y requerimientos de los Estudios Específicos que debe

realizar la DO para la determinación de los límites o márgenes operacionales.

Artículo 5-23

Las Instalaciones de Clientes no sometidos a regulación de precios deberán tener un

Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 60 minutos, en cualquier

condición de carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel

de tensión como se indica a continuación:

a) 0,93 inductivo y 0,96 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con

tensión nominal inferior a 30 [kV].

b) 0,96 inductivo y 0,98 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con

tensiones nominales iguales o superiores a 30 [kV] e inferiores a 100 [kV].

c) 0,98 inductivo y 0,995 capacitivo en la Instalación de Conexión de Cliente con

tensiones nominales iguales o superiores a 100 [kV] e inferiores a 200 [kV].



25


d) 0,98 inductivo y 1,000 en la Instalación de Conexión de Cliente con tensiones

nominales iguales o superiores 200 [kV].

El factor de potencia se deberá calcular de la siguiente forma:

FP = Coseno(ArcoTangente((QST+QGI)/(PST+PGI)))

Donde:

PST: Potencia Media Real Activa medida en la Instalación de Conexión de Cliente con el

Sistema de Transmisión. Valor positivo cuando fluye desde el Sistema de Transmisión.

QST: Potencia Media Real Reactiva medida en la Instalación de Conexión de Cliente con el

Sistema de Transmisión. Valor positivo cuando fluye desde el Sistema de Transmisión.

PGI: Potencia Media Real Activa total medida en las Instalaciones de Conexión de la

Generación Interna a las Instalaciones del Cliente Libre correspondiente a la Instalación

de Conexión en cuestión. Valor positivo cuando fluye desde la Generación Interna.

QGI: Potencia Media Real Reactiva medida en las Instalaciones de Conexión de la

Generación Interna a las Instalaciones del Cliente Libre correspondiente a la Instalación

de Conexión en cuestión. Valor positivo cuando fluye desde la Generación Interna.

En el caso de existir más de un Punto de Conexión de un mismo Cliente en la misma

instalación del Sistema de Transmisión, el cálculo del Factor de Potencia se realizará

sumando las mediciones de cada Instalación de Conexión del Cliente.

En caso de existir Instalaciones de Conexión de Clientes enmalladas, el factor de potencia

deberá calcularse para el conjunto de instalaciones que presentan esta característica.

La exigencia del factor de potencia medido deberá cumplirse en al menos un 98% del

tiempo estadístico de cada mes.

Artículo 5-25

El SI deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones del Sistema

de Transmisión y compensación de potencia reactiva disponibles, y suficientes márgenes

y reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras, compensadores estáticos y

sincrónicos, para lo cual el CDC y los CC, según corresponda, deberán controlar que la

magnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:



26


a) 0,97 y 1,03 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 500 [kV].

b) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal inferior a 200 [kV].|

En casos debidamente justificados en reemplazo de las tensiones nominales a que se

refiere el presente artículo, la DO podrá definir tensiones de servicio para las distintas

instalaciones del SI.

La DO deberá justificar el uso de las tensiones de servicio mediante un Estudio Específico

que se actualizará cada 2 años el cual deberá ser enviado a la SEC.

En todo caso, en sus respectivas evaluaciones, el Estudio de Transmisión Troncal y los

Estudios de Subtransmisión sólo deberán utilizar tensiones nominales.

Artículo 5-27

En Estado Normal, el control de las tensiones del SI dentro de la banda de variación

permitidas deberá efectuarse manteniendo la potencia reactiva de las unidades

generadoras dentro del Diagrama PQ, de acuerdo a lo especificado en el TÍTULO 6-7 de la

presente NT

Artículo 5-28

Para cumplir con lo indicado en el artículo precedente, el aporte de potencia reactiva de

las unidades generadoras estará limitado por los valores de la tensión máxima admisible

en terminales de la unidad.

Artículo 5-29

En Estado de Alerta el CDC y los CC deberán controlar que la magnitud de la tensión en

las barras del SI esté comprendida entre:

a) 0,96 y 1,04 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 500 [kV].

b) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,91 y 1,09 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal inferior a 200 [kV].

En casos debidamente justificados en reemplazo de las tensiones nominales a que se

refiere el presente artículo, la DO podrá definir tensiones de servicio para las distintas

instalaciones del SI.



27


La DO deberá justificar el uso de las tensiones de servicio mediante un Estudio Específico

que se actualizará cada 2 años el cual deberá ser enviado a la SEC.

En todo caso, en sus respectivas evaluaciones, el Estudio de Transmisión Troncal y los

Estudios de Subtransmisión sólo deberán utilizar tensiones nominales.

Artículo 5-32

La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada

Elemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o máxima

corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión, el Límite por

Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DO deberá mantener

debidamente actualizada esta información en la página WEB del CDEC.

Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente la máxima

transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en riesgo el

sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas determinadas por los

extremos receptor y el emisor de la instalación de transmisión.

EL CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo la

corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100 % de la Capacidad

de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de

Alerta.



28


5 ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIAS

El estudio de flujo de potencias busca analizar el impacto que tendrá en el SIC la

incorporación de la nueva central. Este análisis se hace por medio de simulaciones de

distintos escenarios operacionales. El impacto en el SIC de la conexión de la central se

realiza comparando la situación actual respecto de la situación proyectada. Se verificará

el cumplimiento de las exigencias normativas.

Primeramente, se tienen casos base, que corresponden a los generados con la base de

datos Digsilent, enviada por el CDEC-SIC, con las modificaciones correspondientes al

aumento proyectado de la demanda, ingreso previsto de centrales y obras de transmisión

informadas en el informe de fijación de precios de nudo de corto plazo de la CNE para la

fecha de puesta en servicio de la central, así también, los proyectos indicados en la carta

D.O. 0988/2013. Estos casos base, que son la combinación de topología, generación y

demanda, en que se tienen todos los elementos del sistema disponibles, se entienden

como escenarios normales de operación, pudiendo denominarse escenarios de estado N.

Posteriormente, a estos escenarios base se le aplican distintas contingencias simples a las

que puede verse afectado el sistema, analizando el comportamiento de las variables a

estudiar, obteniendo así escenarios de estado N-1. Estas contingencias son las solicitadas

por el CDEC-SIC en la carta D.O. Nº0988/2013.

En los escenarios que se produzcan sobrecargas en los elementos serie, o que las

tensiones en los puntos estudiados estén fuera de lo exigido por la normativa vigente,

estos se simularán considerando la central no despachada, para así determinar si estas

salidas de norma corresponden al ingreso de la central al sistema, o a una pre-existencia.

Los casos operacionales que resulten de la combinación de topologías, generación y

demandas, se exponen a continuación en la Tabla 14.



29


5.1 ESCENARIOS ANALIZADOS.

A continuación, se muestran en la Tabla 14, los escenarios operacionales analizados para

determinar el impacto de la incorporación de la central. Se considera un nivel de

demanda alta en la Zona Norte (demanda medida desde el extremo norte del SIC hasta

S/E Nogales), tomando como base un escenario con hidrología seca.

Tabla 14: Escenarios Operacionales (24) solicitados en carta D.O. Nº0988/2013

El objetivo es ir formando escenarios de generación que correspondan a hidrologías cada

vez más secas, mediante la incorporación de centrales térmicas ubicadas en la zona

norte. Obviamente la inclusión de estas centrales en los despachos, debe considerar el

respeto de los límites de transferencias que tienen las líneas de transmisión de la zona.

Se utilizarán líneas

En todos los casos descritos en la Tabla 14 se deben considerar la generación de todo el

conjunto de parques eólicos de la zona, con condiciones similares de viento.

En la siguiente figura se muestra un unilineal simplificado de la zona que identifica las

subestaciones troncales y las centrales fotovoltaicas (FV), eólicas (PE) y térmicas (CT)

que son de interés en las simulaciones del estudio.

Nº Caso Demanda Generación

1 1.0 Sin contingencia

2 1.1 Totalidad del Parque Eólico Punta Palmeras

3 1.2 Totalidad de los Parques Eólicos de la zona

4 1.3 Un circuito de LT 2x220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas

5 1.4 Un circuito de LT 2x220 kV Las Palmas - Los Vilos

6 1.5 Una unidad de Central Guacolda



















Salida de Servico no simultánea

Central Guacolda (4 uni.)

Demanda Alta en Zona Norte

(extremo norte del SIC hasta

S/E Nogales)



S/E Nogales)

Caso 1 + Taltal (1 uni.)

Caso 1 + Taltal (2 uni.)



S/E Nogales)

Caso 3 + El Peñón (50 uni.)



S/E Nogales)

Caso 1

Caso 2

Caso 3

Caso 4



30


______________________________________-

Figura 4. Diagrama Unilineal simplificado de la zona



31


5.2 RESULTADOS SIMULACIONES

En esta sección se exponen en tablas los resultados obtenidos de las simulaciones de flujo

de potencias realizadas en cada escenario descrito en el punto 5.1. Se tienen en total 4

casos de generación y 6 casos de contingencias, dando como resultado 24 escenarios de

operación a simular. Estos corresponden a potencias activas y reactivas transmitidas, y

niveles de carga de los elementos serie analizados. Por su parte, también se muestran los

niveles de tensión en los distintos puntos del sistema estudiados.

En todos los 24 escenarios a simular, se busca despachar 4 unidades de la central

Guacolda las que para dar seguridad al sistema deben estar siempre en servicio, además

se requiere despachar los parques FV y eólicos, con régimen similar de generación. En las

siguientes tablas se muestra la generación fotovoltaica y eólica disponible en la zona.

Tabla 15: Centrales Fotovoltaicas prontas a conectarse al SIC

Central Fotovoltaica Punto de ConexiónCapacidad

Instalada MW

Solar Atacama S/E Carrera Pinto 220 kV 135

Llano de Llampos LT 220 kV Cardones - Cerro Negro Norte 100

Javiera LT 220 kV Diego de Almagro - Paposo 70

Salvador LT 110 kV Diego de Almagro - Salvador 68

Valleland I y II LT 220 kV Maitencillo - Cardones C1 67

Canto del Agua, Denersol II y II S/E Maitencillo 110 kV 59

San Andrés LT 220 kV Cardones - Carrera Pinto 50

Inca de Varas I y II S/E Carrera Pinto 50

SolaireDirect Generation x 05 S/E Los Loros 50

Suma 649



32


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

Así también son de interés las características de las centrales Guacolda, Taltal y El Peñón,

las que serán incorporadas paulatinamente a medida que se avanza a hidrologías más

secas por los 24 escenarios a simular.

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

Central Eólica Punto de ConexiónCapacidad

Instalada MW

El Arrayan LT Pan de Azúcar - Las Palmas L2 220 kV 115

Talinay LT Pan de Azúcar - Las Palmas L2 220 kV 90

Los Cururos LT Pan de Azúcar -Las Palmas L1 220 kV 72

Canela 2 Las Palmas 220 kV 60

Monte Redondo LT Pan de Azúcar -Las Palmas L1 220 kV 48

Punta palmeras Las Palmas 220 kV 45

Totoral Las Palmas 220 kV 35

Punta Colorada S/E Punta Colorada 220 kV 20

Canela 1 Las Palmas 220 kV 18

Suma 503

Nombre unidad Combustible

Capacidad

Máxima

MW

Potencia Mínimo

Técnico

MW

Guacolda 1 Carbón 152 75




Total 608 300

Taltal 1 Gas/Diesel 123,4 75

Taltal 2 Gas/Diesel 123,4 75

Total 247 150

El Peñón Gas 1,36 0,468

Total (50 unidades) 68 24



33


5.2.1 Escenario operacional 1: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Sin contingencias

En los escenarios 1 al 6 de la Tabla 14, vale decir en el Caso 1, se busca observar el

comportamiento de la zona al despachar 4 unidades de Guacolda; El Peñón y Taltal sin

despachar. La central Guacolda, por motivos de seguridad del sistema ante contingencias,

debe estar siempre en servicio, por otra parte, se requiere despachar los parques FV y

eólicos, con régimen similar de generación.

El despacho solicitado en los escenarios 1 al 6 tiene tres variables a considerar:

1. Porcentaje de generación fotovoltaica (todas las centrales FV está al norte de

Maitencillo)

2. Potencia despachada en la central Guacolda

3. Porcentaje de generación eólica a despachar

Se observa que las centrales FV y Guacolda tienen como “cuello de botella” para su

máximo despacho la línea Maitencillo – Punta Colorada. Para las centrales eólicas la

limitación está en la línea Las Palmas – Los Vilos. Además, un aumento del despacho al

norte de Maitencillo, sea Guacolda o fotovoltaico, provoca un copamiento de la línea Las

Palmas – Los Vilos.

Señalado lo anterior, se privilegió un alto despacho eólico que permitirá observar de

mejor manera el efecto que provoca la inclusión de la central en estudio. De este modo se

despacharon todos los parques eólicos de la zona a un 80% de su capacidad nominal, las

centrales FV todas a un 20%, el despacho de Guacolda fue desplazado por la generación

fotovoltaica, quedando Guacolda a un 70% de su capacidad máxima. Se privilegio una

alta penetración eólica y es por esto que Guacolda se despacha en un punto intermedio

entre el máximo y su mínimo técnico. Con estos despachos, la línea Los Vilos – Las

Palmas queda con una cargabilidad cercana al 50% por cada circuito lo que corresponde a

su límite N-1.

Para el caso de las centrales fotovoltaicas, al desconocer el mínimo técnico de cada

proyecto incorporado, se utiliza el supuesto que estas centrales se componen de 5

arreglos de 20% de la generación total cada uno, luego, al desprender 4 de estos

photovoltaic array las centrales FV quedarían despachadas a un 20% de su máxima

capacidad cada una.

En la Tabla 18 se muestran los despachos de interés para los escenarios 1 al 6.



34


Tabla 18: Despachos de interés realizados para los Escenarios 1-2-3-4-5-6

Para mantener los niveles de tensión dentro de los valores indicados en el punto 5-25 de

la NTSyCS, se despachó reactivos desde los parques eólicos que cuentan con máquinas

de inducción doblemente alimentadas (DFIG) y desde las centrales FV incorporadas. Se

ajustaron para disminuir los niveles de tensión, vale decir absorbiendo reactivos, a un

factor de potencia de entre 0.97 – 0.98 capacitivo (nomenclatura utilizada en Digsilent).

En la Tabla 19 y Tabla 20 se observan las cargabilidades de las líneas de la zona y los

niveles de tensión, para determinar la cargabilidad para los escenarios del Caso 1 se

considera al conductor operando a una temperatura ambiente de 25ºC, con sol. Se

observa que en las condiciones de despacho ajustadas el sistema se encuentra con las

características exigidas para un escenario en estado normal de operación. Las tensiones

en las barras Maintencillo 220 kV y Punta Colorada 220 kV son mayores a las señaladas

en el Art. 5-25 de la NTSyCS en ausencia del Parque Eólico Punta Palmeras, esta

operación es la que se encuentra en la base Digsilent del CDEC-SIC.

Central Fotovoltaica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 21%

[MW]Central Eólica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 80%

[MW]

Solar Atacama 135 27,6 El Arrayan 115 92,0

Llano de Llampos 100 20,5 Talinay 90 72,0

Javiera 70 14,3 Los Cururos 72 57,6

Salvador 68 13,9 Canela 2 60 48,0

Valleland I y II 67 13,7 Monte Redondo 48 38,4

Canto del Agua 59 14,3 Punta palmeras 45 36,0

San Andrés 50 10,2 Totoral 35 28,0

Inca de Varas I y II 50 10,2 Punta Colorada 20 16,0

SolaireDirect Gener. 50 10,2 Canela 1 18 14,4

Total 649 135,0 Total 503 402,4

Central a Carbón

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 70%

[MW]Central a Gas/Diesel

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 0%

[MW]

Guacolda 1 152 100 Taltal 1 125 0


Guacolda 3 152 100 Total 250 0

Guacolda 4 152 120

Total 608 420

Central a Gas

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 0%

[MW]

El Peñón (50 uni) 68 0

Total 68 0



35


Tabla 19: Potencias Activa y Reactiva Transmitidas, y Porcentaje de Carga, Escenario 1

Tabla 20: Niveles de Tensión, Escenario 1

P Q % de

[MW] [Mvar] carga

Diego de Almagro Carrera Pinto 220 -114,7 3,3 58,4

Carrera Pinto San Andrés FV 220 -81,1 -1,3 40,7

San Andrés Cardones 220 -71,5 -0,4 35,6

Cardones L1 Valleland FV 220 -96,1 10,7 47,9

Valleland FV Maitencillo 220 -83,6 -10,0 41,0

Cardones L2-L3 Maitencillo 220 -83,7 -13,5 25,0

Maitencillo C1-C2 Punta Colorada 220 23,1 -9,4 12,0

Punta Colorada C1-C2 Pan de Azúcar 220 31,0 4,5 17,2

Pan de Azúcar L1 Los Cururos 220 -50,1 -2,5 21,8

Los Cururos L1 Monte Redondo 220 7,0 2,2 3,2

Monte Redondo L1 Las Palmas 220 45,1 -0,8 19,4

Pan de Azúcar L2 El Arrayán 220 -103,1 18,2 46,0

El Arrayán L2 Talinay 220 -12,5 4,0 6,7

Talinay L2 Las Palmas 220 59,3 -23,2 27,4

Las Palmas L1-L2 Los Vilos 220 113,8 -17,2 49,4

Los Vilos C1-C2 Nogales 220 97,7 -15,2 42,7

Desde Hasta

Dirección de los Flujos de PotenciaNivel de

Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]

Diego de Almagro 220 0,997 219,34

Carrera Pinto 220 1,011 222,42

San Andrés 220 1,019 224,18

Cardones 220 1,023 225,06

Maitencilo 220 1,054 231,88

Punta Colorada 220 1,051 231,22

Pan de Azúcar 220 1,038 228,36

El Arrayán 220 1,040 228,80

Talinay 220 1,038 228,36

Los Cururos 220 1,044 229,68

Monte Redondo 220 1,043 229,46

Las Palmas 220 1,041 229,02

Punta Palmeras 220 1,042 229,24

Los Vilos 220 1,035 227,70

Nogales 220 1,026 225,72

Sin Central

Voltaje CalculadoSubestación / Nodo

Voltaje

Nominal

[kV]



36


5.2.2 Escenario operacional 2: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida completa

de Punta Palmeras

En el escenario 2 se requiere observar el sistema ante la salida completa del parque

eólico Punta Palmeras. Para realizar este escenario se toma como base el escenario sin

contingencias del Caso 1, vale decir el escenario 1, y en esta base se aplica la salida

completa de la central en estudio. Por lo tanto, para este escenario son válidos los

despacho y consideraciones del escenario 1 con la adición de la salida de servicio del PE

Punta Palmeras. No se realizaron cambios en los despachos luego de ocurrida la

contingencia ya que se entiende que se busca observar el sistema inmediatamente

después de aplicada la contingencia, esto es, en cuanto el sistema alcanza el régimen

permanente.

En las siguientes tablas se observan las cargabilidades de las líneas de la zona y los

niveles de tensión. Se observa que ante la contingencia aplicada el sistema mantiene las

características exigidas para un escenario en estado normal de operación tanto para

líneas de transmisión como SS/EE.

El efecto neto sobre el sistema de la salida de la central, el que puede observarse al

realizar comparaciones con las tablas del escenario 1, es una disminución de la potencia

que va desde Las Palmas a Los Vilos de 36 MW que equivalen al 80% de la generación

máxima del Parque eólico Punta Palmeras, según se puede observar los despachos

entregado en la Tabla 18. También se observa un aumento despreciable de la tensión en

las SS/EE Los Vilos y Monte Redondo que se debe a que Punta Palmeras se encontraba en

modo absorber reactivos antes de salir de servicio, de todos modos, el efecto en la

tensión es apenas perceptible.



37




P Q % de

[MW] [Mvar] carga




Cardones L1 Valleland FV 220 -96,1 -10,7 47,9













Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,019 224,18

Cardones 220 1,023 225,06

Maitencilo 220 1,054 231,88


Pan de Azúcar 220 1,038 228,36

El Arrayán 220 1,040 228,80

Talinay 220 1,039 228,58

Los Cururos 220 1,044 229,68


Las Palmas 220 1,041 229,02

Punta Palmeras 220 --- ---

Los Vilos 220 1,036 227,92

Nogales 220 1,026 225,72

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



38


5.2.3 Escenario operacional 3: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida simultánea

de todos los parques eólicos de la zona.

En el escenario 3 se requiere observar el sistema ante la salida simultánea de todos los

parques eólicos de la zona. Para realizar este escenario se toma como base el escenario

sin contingencias, vale decir el escenario 1, y en esta base se aplica la salida simultánea

de todos los parques eólicos de la zona. Por lo tanto, para este escenario son válidos los

despachos y consideraciones del escenario 1 con la adición de la salida de servicio de

todas las centrales eólicas. No se realizaron cambios en los despachos luego de ocurrida

la contingencia ya que se entiende que se busca observar el sistema inmediatamente


permanente.



características exigidas para un escenario de operación en estado normal tanto para


El efecto neto sobre el sistema de la salida de la central es la inversión del flujo de

potencia desde Nogales hasta Pan de Azúcar debido a la pérdida de 402 MW que

corresponden al 80% de la generación eólica del norte del SIC, Tabla 18. Se observa que

la diferencia de potencia fluye desde Nogales hacia el Norte.



39




P Q % de

[MW] [Mvar] carga









Pan de Azúcar L1 Los Cururos 220 -84,5 9,3 37,3

Los Cururos L1 Monte Redondo 220 -86,1 20,9 38,1

Monte Redondo L1 Las Palmas 220 -86,3 22,2 38,7



Talinay L2 Las Palmas 220 -85,9 19,4 38,1

Las Palmas L1-L2 Los Vilos 220 -86,7 26,6 40,5

Los Vilos C1-C2 Nogales 220 -102,2 31,3 48,1

Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,018 223,96

Cardones 220 1,022 224,84

Maitencilo 220 1,054 231,88


Pan de Azúcar 220 1,038 228,36

El Arrayán 220 1,041 229,02

Talinay 220 1,042 229,24

Los Cururos 220 1,042 229,24


Las Palmas 220 1,041 229,02


Los Vilos 220 1,035 227,70

Nogales 220 1,029 226,38

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



40


5.2.4 Escenario operacional 4: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida de un

circuito de Pan de Azúcar – Las Palmas 220 kV.

En el escenario 4 se requiere observar el sistema ante la salida de servicio de la línea Pan

de Azúcar – Las Palmas, se consideró apertura en ambos extremos de la línea. En ambos

circuitos de esta línea existen inyecciones de centrales eólicas: en el circuito 2 El Arrayán

y Talinay; en el circuito 1 Los Cururos y Monte Redondo, se observan condiciones

similares al seleccionar para esta contingencia el circuito 1 o el 2. Se escoge para salida

de servicio el circuito 1, por lo tanto implica la salida de servicio de los Parques eólicos

Los Cururos y Monte Redondo que de acuerdo a la Tabla 18 aportan 57.6 y 38.4 MW,

respectivamente. Por lo tanto se tiene la pérdida de un circuito además de los 96 MW

eólicos, esto junto con la pérdida de la absorción de reactivos realizada por ambas

centrales mencionadas. Por otra parte la cargabilidad de esta línea, antes de la salida de

servicio del circuito 1, está bajo el 50% (según se puede observar en el escenario 1) en

todos los tramos, con inyección bidireccional por parte de Los Cururos.



características exigidas para un escenario de operación en estado de alerta tanto para

líneas de transmisión como SS/EE. Se marcan en rojo los tramos de línea que salen de

servicio y lo mismo las SS/EE.

En las Tablas de resultados de este escenario se observa que el circuito “sano” presenta

cargabilidades por sobre el 50 y bajo el 100%, lo cual está de acuerdo con el escenario en

estado de alerta que debiera levantar la restricción N-1 al tramo dado que se cuenta con

solo un circuito.



41




P Q % de

[MW] [Mvar] carga


Carrera Pinto San Andrés FV 220 -81,1 0,0 40,8

San Andrés Cardones 220 -71,5 0,9 35,7






Pan de Azúcar L1 Los Cururos 220 0,0 0,0 0,0


Monte Redondo L1 Las Palmas 220 0,0 0,0 0,0






Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,017 223,74

Cardones 220 1,021 224,62

Maitencilo 220 1,052 231,44


Pan de Azúcar 220 1,032 227,04

El Arrayán 220 1,034 227,48

Talinay 220 1,034 227,48

Los Cururos 220 0,000 0,00


Las Palmas 220 1,038 228,36


Los Vilos 220 1,036 227,92

Nogales 220 1,027 225,94

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



42


5.2.5 Escenario operacional 5: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida de un

circuito de Las Palmas – Los Vilos 220 kV.

En el escenario 5 se requiere observar el sistema ante la salida de servicio de un circuito

la línea Las Palmas – Los Vilos, se consideró apertura en ambos extremos de la línea. En

esta contingencia no hay diferencias al seleccionar el circuito 1 o el 2. La cargabilidad de

esta línea, antes de la salida de servicio de un circuito, está bajo el 50% cada circuito

(según se puede observar en el escenario 1).





servicio.




solo un circuito.



43




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

















Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,018 223,96

Cardones 220 1,022 224,84

Maitencilo 220 1,053 231,66


Pan de Azúcar 220 1,035 227,70

El Arrayán 220 1,035 227,70

Talinay 220 1,033 227,26

Los Cururos 220 1,037 228,14


Las Palmas 220 1,034 227,48


Los Vilos 220 1,026 225,72

Nogales 220 1,024 225,28

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



44


5.2.6 Escenario operacional 6: Caso 1 (Guacolda 4 uni.) - Salida de una

unidad de Central Guacolda.

En el escenario 6 se requiere observar el sistema ante la salida de servicio de una de las

4 unidades de central Guacolda, se consideró sacar de servicio la unidad Guacolda U4. En

el Caso 1, Guacolda U4 se encuentra despachada a 120 MW, controlando la tensión en

sus bornes a 0.967 [p.u.]. En este escenario, antes de salir de servicio, la unidad 4 de

Guacolda está absorbiendo 11,6 [Mvar].





En las Tablas de resultados de este escenario se observa que el sistema opera en

condiciones de estado normal no obstante la salida de Guacolda U4.



45




P Q % de

[MW] [Mvar] carga


Carrera Pinto San Andrés FV 220 -81,3 4,8 40,6





Maitencillo C1-C2 Punta Colorada 220 -32,3 20,1 18,4

Punta Colorada C1-C2 Pan de Azúcar 220 -24,5 30,2 19,0






Talinay L2 Las Palmas 220 -2,1 -8,9 5,5



Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,017 223,74

Cardones 220 1,020 224,40

Maitencilo 220 1,052 231,44


Pan de Azúcar 220 1,036 227,92

El Arrayán 220 1,038 228,36

Talinay 220 1,038 228,36

Los Cururos 220 1,044 229,68


Las Palmas 220 1,043 229,46


Los Vilos 220 1,039 228,58

Nogales 220 1,028 226,16

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



46


5.2.7 Escenario operacional 7: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) - Sin

contingencias

En los escenarios del 7 al 12 que se mostraron en la Tabla 14, vale decir en el Caso 2, se

busca observar el comportamiento de la zona al despachar 4 unidades de Guacolda y 1

unidad de Taltal, El Peñón queda sin despachar. Por otra parte, se requiere despachar los

parques FV y eólicos, con régimen similar de generación.

El despacho solicitado en los escenarios 7 al 12 tiene cuatro variables a considerar:


Maitencillo)



4. Potencia a despachar en la central Taltal

Se observa que las centrales FV, Guacolda y Taltal tienen como “cuello de botella” para su



norte de Maitencillo, sea Guacolda, Taltal o fotovoltaico, provoca un copamiento de la

línea Las Palmas – Los Vilos.

Señalado lo anterior, se privilegiará, al igual que en el Caso 1, un alto despacho eólico

que permitirá observar de mejor manera el efecto que provoca la inclusión de la central

en estudio. De este modo, se comenzó por despachar las centrales FV todas a un 20%,

luego Taltal a potencia cercana de mínimo técnico 1x85 MW, así mismo Guacolda queda

en 4x85 MW cercana a mínimo técnico. Se prefirió bajar todas las unidades de Guacolda a

mínimo técnico antes que sacar de servicio una unidad. En el caso de Taltal también fue

dejada cercana a mínimo técnico para permitir una mayor penetración eólica, esto se

sostiene en el hecho de que aún en este despacho que considera las centrales térmicas a

mínimo técnico, sólo es posible despachar los parques eólicos a un 75% de su capacidad

máxima, antes de copar la línea Las Palmas Los Vilos que queda cercana al 50% cada

circuito, que corresponde a su límite N-1.

Para el caso de las centrales fotovoltaicas, se hizo al 20% el igual que en el escenario 1.

En la Tabla 31 se muestran los despachos de interés.



47



(*) El despacho realizado es cercano al mínimo técnico (para Guacolda 1-4 y Taltal1)


la NTSyCS se despachó reactivos desde los parques eólicos que cuentan con máquinas de

inducción doblemente alimentadas (DFIG) y desde las centrales FV incorporadas. Se




Capacidad

Máxima

MW

Despacho 21%

[MW]Central Eólica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 75%

[MW]

Solar Atacama 135 27,6El Arrayan 115

86,3

Llano de Llampos 100 20,5Talinay 90

67,5



Valleland I y II 67 13,7Monte Redondo 48

36,0

Canto del Agua 59 14,3Punta palmeras 45

33,8


Inca de Varas I y II 50 10,2Punta Colorada 20

15,0

SolaireDirect Gener. 50 10,2Canela 1 18

13,5

Total 649 135,0 Total 503 377,25

Central a Carbón

Capacidad

Máxima

MW

Despacho (*)


Capacidad

Máxima

MW

Despacho (*)

[MW]




Guacolda 4 152 85

Total 608 340

Central a Gas

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 0%

[MW]


Total 68 0



48


En las tablas siguientes se observan las cargabilidades de las líneas de la zona y los

niveles de tensión, para determinar la cargabilidad para los escenarios del Caso 2, al igual

que en el Caso 1, se considera al conductor operando a una temperatura ambiente de

25ºC, con sol. Se observa que en las condiciones de despacho ajustadas el sistema se

encuentra con las características exigidas para un escenario en estado normal de

operación. Las tensiones en las barras Maintencillo 220 kV y Punta Colorada 220 kV son

mayores a las señaladas en el Art. 5-25 de la NTSyCS en ausencia del Parque Eólico

Punta Palmeras, esta operación es la que se encuentra en la base Digsilent del CDEC-SIC.


P Q % de

[MW] [Mvar] carga

Diego de Almagro Carrera Pinto 220 -30,5 -25,7 20,2

Carrera Pinto San Andrés FV 220 4,7 -23,8 12,1

San Andrés Cardones 220 14,9 -20,6 12,5







Los Cururos L1 Monte Redondo 220 6,7 -0,7 2,9







Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central



49



[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,026 225,72

Cardones 220 1,029 226,38

Maitencilo 220 1,057 232,54


Pan de Azúcar 220 1,037 228,14

El Arrayán 220 1,036 227,92

Talinay 220 1,036 227,92

Los Cururos 220 1,041 229,02


Las Palmas 220 1,039 228,58


Los Vilos 220 1,035 227,70

Nogales 220 1,026 225,72

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



50


5.2.8 Escenario operacional 8: Caso 2 (Guacolda 4 uni. + Taltal 1 uni.) -

Salida completa de Punta Palmeras









permanente.









entregado en la Tabla 31. Respecto de la tensión, los voltajes en barras del sistema se

mantienen incólumes frente a la salida de la central Punta Palmeras.



51




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

















Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,026 225,72

Cardones 220 1,029 226,38

Maitencilo 220 1,057 232,54


Pan de Azúcar 220 1,037 228,14

El Arrayán 220 1,036 227,92

Talinay 220 1,036 227,92

Los Cururos 220 1,041 229,02


Las Palmas 220 1,039 228,58

Punta Palmeras 220 --- ---

Los Vilos 220 1,035 227,70

Nogales 220 1,026 225,72

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



52



Salida simultánea de todos los parques eólicos de la zona.



sin contingencias del Caso 2, vale decir el escenario 7, y en esta base se aplica la salida

simultánea de todos los parques eólicos de la zona. Por lo tanto, para este escenario son

válidos los despachos y consideraciones del escenario 7 con la adición de la salida de

servicio de todas las centrales eólicas. No se realizaron cambios en los despachos luego

de ocurrida la contingencia ya que se entiende que se busca observar el sistema

inmediatamente después de aplicada la contingencia, esto es, en cuanto el sistema

alcanza el régimen permanente.







corresponden al 75% de la generación eólica del norte del SIC, Tabla 31 . Se observa una

gran cantidad de potencia fluyendo desde Nogales hacia el Norte.



53




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

















Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,026 225,72

Cardones 220 1,030 226,60

Maitencilo 220 1,058 232,76


Pan de Azúcar 220 1,039 228,58

El Arrayán 220 1,043 229,46

Talinay 220 1,044 229,68

Los Cururos 220 1,044 229,68


Las Palmas 220 1,043 229,46


Los Vilos 220 1,036 227,92

Nogales 220 1,029 226,38

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



54



Salida de un circuito de Pan de Azúcar – Las Palmas 220 kV.

En el escenario 10 se requiere observar el sistema ante la salida de servicio de la línea

Pan de Azúcar – Las Palmas, se consideró apertura en ambos extremos de la línea. En

ambos circuitos de esta línea existen inyecciones de centrales eólicas; en el circuito 2 El

Arrayán y Talinay, en el circuito 1 Los Cururos y Monte Redondo, se observan condiciones



Los Cururos y Monte Redondo que de acuerdo a la Tabla 31 aportan 54 y 36 MW,

respectivamente. Por lo tanto se tiene la pérdida de un circuito además de 90 MW eólicos

junto con la pérdida de la absorción de reactivos realizada por ambas centrales

mencionadas. Por otra parte la cargabilidad de esta línea, antes de la salida de servicio

del circuito 1, está bajo el 50% (según se puede observar en el escenario 7, es decir sin

contingencias) en todos los tramos, con inyección bidireccional por parte de Los Cururos.









solo un circuito.



55




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

















Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,024 225,28

Cardones 220 1,028 226,16

Maitencilo 220 1,055 232,10


Pan de Azúcar 220 1,032 227,04

El Arrayán 220 1,031 226,82

Talinay 220 1,032 227,04

Los Cururos 220 0,000 0,00


Las Palmas 220 1,038 228,36


Los Vilos 220 1,035 227,70

Nogales 220 1,027 225,94

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



56



Salida de un circuito de Las Palmas – Los Vilos 220 kV.










servicio.




solo un circuito.



57




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

















Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,025 225,50

Cardones 220 1,029 226,38

Maitencilo 220 1,056 232,32


Pan de Azúcar 220 1,035 227,70

El Arrayán 220 1,031 226,82

Talinay 220 1,030 226,60

Los Cururos 220 1,035 227,70


Las Palmas 220 1,033 227,26


Los Vilos 220 1,026 225,72

Nogales 220 1,024 225,28

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



58



Salida de una unidad de Central Guacolda.



el Caso 2, Guacolda U4 se encuentra despachada a 85 MW, controlando la tensión en sus

bornes a 0.967 [p.u.]. En este escenario, antes de salir de servicio, la unidad 4 de






servicio.

En las Tablas de resultados de este escenario se observa que el sistema opera en

condiciones de estado normal no obstante la salida de Guacolda U4.



59




P Q % de

[MW] [Mvar] carga






Cardones L2-L3 Maitencillo 220 -56,5 19,0 17,5

Maitencillo C1-C2 Punta Colorada 220 -11,1 18,2 10,3

Punta Colorada C1-C2 Pan de Azúcar 220 -3,7 28,9 14,2








Los Vilos C1-C2 Nogales 220 47,6 8,0 21,0

Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,027 225,94

Cardones 220 1,030 226,60

Maitencilo 220 1,058 232,76


Pan de Azúcar 220 1,038 228,36

El Arrayán 220 1,037 228,14

Talinay 220 1,037 228,14

Los Cururos 220 1,043 229,46


Las Palmas 220 1,042 229,24


Los Vilos 220 1,038 228,36

Nogales 220 1,028 226,16

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



60



Sin contingencias

En los escenarios del 13 al 18 que se mostraron en la Tabla 14, vale decir en el Caso 3,

se busca observar el comportamiento de la zona al despachar 4 unidades de Guacolda

junto con 2 unidades de Taltal; El Peñón queda sin despachar. Por otra parte, se requiere

despachar los parques FV y eólicos, con régimen similar de generación.

El despacho solicitado en los escenarios 13 al 18 tiene cuatro variables a considerar:


Maitencillo)



4. Potencia a despachar en la central Taltal (2 unidades)

Se observa que las centrales FV, Guacolda y Taltal tienen como “cuello de botella” para su



norte de Maitencillo, sea Guacolda, Taltal o fotovoltaico, provoca un copamiento de la

línea Las Palmas – Los Vilos.

Señalado lo anterior, se privilegiará, al igual que en los Casos 1 y 2, un alto despacho

eólico que permitirá observar de mejor manera el efecto que provoca la inclusión de la

central en estudio. De este modo, se comenzó por despachar las centrales FV todas a un

20% de su capacidad máxima nominal, luego las unidades 1 y 2 de Taltal a potencia

cercana de mínimo técnico 2x85 MW, así mismo, la central Guacolda queda en 4x85 MW

cercana a mínimo técnico. Se prefirió bajar todas las unidades de Guacolda a mínimo

técnico antes que sacar de servicio una unidad. En el caso de las dos unidades de Taltal

también fueron dejadas a mínimo técnico para permitir una mayor penetración eólica,

esto se sostiene en el hecho de que aún en este despacho que considera las centrales

térmicas a mínimo técnico, sólo es posible despachar los parques eólicos a un 58% de su

capacidad máxima, antes de copar la línea Las Palmas Los Vilos que queda cercana al

50% cada circuito, que corresponde a su límite N-1.

Para el caso de las centrales fotovoltaicas, se despachar al 20% al igual que en el caso 1.

En las tablas siguientes se muestran los despachos de interés.



61



(*) El despacho realizado es cercano al mínimo técnico (para Guacolda 1-4 y Taltal 1-2)



inducción doblemente alimentadas (DFIG) y desde las centrales FV incorporadas. Se




Capacidad

Máxima

MW

Despacho 21%

[MW]Central Eólica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 58%

[MW]










Total 649 135,0 Total 503 291,74

Central a Carbón

Capacidad

Máxima

MW

Despacho (*)


Capacidad

Máxima

MW

Despacho (*)

[MW]




Guacolda 4 152 85

Total 608 340

Central a Gas

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 0%

[MW]


Total 68 0



62




que en los Casos 1 y 2, se considera al conductor operando a una temperatura ambiente

de 25ºC, con sol. Se observa que en las condiciones de despacho ajustadas el sistema se

encuentra con las características exigidas para un escenario en estado normal de

operación. Las tensiones en las barras Maintencillo 220 kV y Punta Colorada 220 kV son





63




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

Diego de Almagro Carrera Pinto 220 52,5 -43,6 34,5




Valleland FV Maitencillo 220 -27,0 20,9 16,6



Punta Colorada C1-C2 Pan de Azúcar 220 71,6 -4,5 34,6





El Arrayán L2 Talinay 220 13,3 -2,5 5,8




Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,024 225,28

Cardones 220 1,028 226,16

Maitencilo 220 1,057 232,54


Pan de Azúcar 220 1,038 228,36

El Arrayán 220 1,041 229,02

Talinay 220 1,040 228,80

Los Cururos 220 1,045 229,90


Las Palmas 220 1,043 229,46


Los Vilos 220 1,037 228,14

Nogales 220 1,026 225,72

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



64



Salida completa de Punta Palmeras









permanente.










mantienen incólumes frente a la salida de la central Punta Palmeras.



65




P Q % de

[MW] [Mvar] carga





Valleland FV Maitencillo 220 -27,0 20,9 16,6












Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,024 225,28

Cardones 220 1,028 226,16

Maitencilo 220 1,057 232,54


Pan de Azúcar 220 1,038 228,36

El Arrayán 220 1,041 229,02

Talinay 220 1,040 228,80

Los Cururos 220 1,045 229,90


Las Palmas 220 1,043 229,46


Los Vilos 220 1,037 228,14

Nogales 220 1,027 225,94

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



66



Salida simultánea de todos los parques eólicos de la zona.
















corresponden al 58% de la generación eólica del norte del SIC, Tabla 44. Se observa una

que la potencia compensatoria fluye desde Nogales hacia el Norte.



67




P Q % de

[MW] [Mvar] carga












Pan de Azúcar L2 El Arrayán 220 -39,2 -9,0 17,3





Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,024 225,28

Cardones 220 1,029 226,38

Maitencilo 220 1,058 232,76


Pan de Azúcar 220 1,041 229,02

El Arrayán 220 1,048 230,56

Talinay 220 1,050 231,00

Los Cururos 220 1,050 231,00


Las Palmas 220 1,049 230,78


Los Vilos 220 1,042 229,24

Nogales 220 1,03 226,60

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



68



Salida de un circuito de Pan de Azúcar – Las Palmas 220 kV.



















cargabilidades bajo el 50%, lo cual cumple con la restricción N-1 aunque el sistema se

encuentra en estado de contingencia.



69




P Q % de

[MW] [Mvar] carga













El Arrayán L2 Talinay 220 -1,2 -1,2 1,8




Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,022 224,84

Cardones 220 1,027 225,94

Maitencilo 220 1,055 232,10


Pan de Azúcar 220 1,033 227,26

El Arrayán 220 1,037 228,14

Talinay 220 1,037 228,14

Los Cururos 220 0,000 0,00


Las Palmas 220 1,040 228,80


Los Vilos 220 1,037 228,14

Nogales 220 1,027 225,94

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



70



Salida de un circuito de Las Palmas – Los Vilos 220 kV.










servicio.




solo un circuito.



71




P Q % de

[MW] [Mvar] carga













El Arrayán L2 Talinay 220 13,2 0,6 6,2




Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,023 225,06

Cardones 220 1,028 226,16

Maitencilo 220 1,056 232,32


Pan de Azúcar 220 1,037 228,14

El Arrayán 220 1,036 227,92

Talinay 220 1,040 228,80

Los Cururos 220 1,040 228,80


Las Palmas 220 1,037 228,14


Los Vilos 220 1,028 226,16

Nogales 220 1,025 225,50

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



72



Salida de una unidad de Central Guacolda.










En las Tablas de resultados de este escenario se observa que la tensión en Maitencillo y

Punta Colorada se eleva sobre el valor de estado normal (escenario 13) esto se asocia

con el hecho que Guacolda U4 ya no absorbe potencia reactiva al salir de servicio.



73




P Q % de

[MW] [Mvar] carga
















Los Vilos C1-C2 Nogales 220 48,8 0,0 21,7

Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,030 226,60

Cardones 220 1,035 227,70

Maitencilo 220 1,065 234,30


Pan de Azúcar 220 1,043 229,46

El Arrayán 220 1,046 230,12

Talinay 220 1,046 230,12

Los Cururos 220 1,051 231,22


Las Palmas 220 1,049 230,78


Los Vilos 220 1,042 229,24

Nogales 220 1,028 226,16

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



74


5.2.19 Escenario operacional 19: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. + El

Peñón 50 uni.) - Sin contingencias

En los escenarios del 19 al 24 que se mostraron en la Tabla 14, vale decir en el Caso 4,

se busca observar el comportamiento de la zona al despachar 4 unidades de Guacolda

junto con 2 unidades de Taltal y 50 unidades de El Peñón. Por otra parte, se requiere

despachar los parques FV y eólicos, con régimen similar de generación.

El despacho solicitado en los escenarios 19 al 24 tiene cinco variables a considerar:


Maitencillo)



4. Potencia a despachar en la central Taltal (2 unidades)

5. Potencia a despachar en la central El Peñón

Se observa que las centrales FV, Guacolda, Taltal y El Peñón tienen como “cuello de

botella” para su máximo despacho la línea Maitencillo – Punta Colorada. Para las centrales

eólicas la limitación está en la línea Las Palmas – Los Vilos. Además, un aumento del

despacho al norte de Maitencillo, sea Guacolda, Taltal, El Peñón o fotovoltaico, provoca un

copamiento de la línea Las Palmas – Los Vilos.

Señalado lo anterior, se privilegiará, al igual que en los Casos 1 y 2, un alto despacho

eólico que permitirá observar de mejor manera el efecto que provoca la inclusión de la

central en estudio. De este modo, se comenzó por despachar las centrales FV todas a un

20%, luego Taltal 1 y 2 a potencia cercana de mínimo técnico 2x85 MW, así mismo

Guacolda queda en 4x85 MW cercana a mínimo técnico. Se prefirió bajar todas las

unidades de Guacolda a mínimo técnico antes que sacar de servicio una unidad. En el

caso de las dos unidades de Taltal también fueron dejadas a mínimo técnico para permitir

una mayor penetración eólica. En el caso de la central El Peñón, esta central inyecta al

sistema a través de S/E Pan de Azúcar y por lo tanto, al igual que los parques eólicos,

tiende a copar la línea Las Palmas – Los Vilos 220 kV. La central El Peñón fue despachada

cercana a mínimo técnico, ya que aún en esta condición de despacho que considera a

todas las centrales térmicas a mínimo técnico, sólo es posible despachar los parques

eólicos a un 55% de su capacidad máxima, antes de copar la línea Las Palmas Los Vilos

que queda cercana al 50% cada circuito, que corresponde a su límite N-1.

Para el caso de las centrales fotovoltaicas, se tomó las consideraciones del Caso 1.

En las tablas siguientes se muestran los despachos de interés.



75



(*) El despacho realizado es cercano al mínimo técnico (para Guacolda 1-4, Taltal 1-2 y el

Peñón (50 uni.)



inducción doblemente alimentadas (DFIG) y desde las centrales FV incorporadas, así

también desde la central El Peñón. Se ajustaron para disminuir los niveles de tensión,

vale decir absorbiendo reactivos, a un factor de potencia de entre 0.97 – 0.98 capacitivo

(nomenclatura utilizada en Digsilent).



que en los primeros Casos, se considera al conductor operando a una temperatura

ambiente de 25ºC, con sol. Se observa que en las condiciones de despacho ajustadas el


Capacidad

Máxima

MW

Despacho 21%

[MW]Central Eólica

Capacidad

Máxima

MW

Despacho 55%

[MW]










Total 649 135,0 Total 503 276,65

Central a Carbón

Capacidad

Máxima

MW

Despacho (*)


Capacidad

Máxima

MW

Despacho (*)

[MW]




Guacolda 4 152 85

Total 608 340

Central a Gas

Capacidad

Máxima

MW

Despacho (*)

[MW]


Total 68 25



76


sistema se encuentra con las características exigidas para un escenario en estado normal

de operación. Las tensiones en las barras Maitencillo 220 kV y Punta Colorada 220 kV son




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

















Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central



77



[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,024 225,28

Cardones 220 1,028 226,16

Maitencilo 220 1,056 232,32


Pan de Azúcar 220 1,039 228,58

El Arrayán 220 1,042 229,24

Talinay 220 1,040 228,80

Los Cururos 220 1,045 229,90


Las Palmas 220 1,043 229,46


Los Vilos 220 1,036 227,92

Nogales 220 1,026 225,72

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



78



Peñón 50 uni.) - Salida completa de Punta Palmeras









permanente.







que va desde Las Palmas a Los Vilos de 24.8 MW que equivalen al 55% de la generación



mantienen dentro de valores normales frente a la salida de la central Punta Palmeras.



79




P Q % de

[MW] [Mvar] carga















Las Palmas L1-L2 Los Vilos 220 98,4 15,3 42,7


Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,024 225,28

Cardones 220 1,028 226,16

Maitencilo 220 1,057 232,54


Pan de Azúcar 220 1,039 228,58

El Arrayán 220 1,041 229,02

Talinay 220 1,040 228,80

Los Cururos 220 1,045 229,90


Las Palmas 220 1,043 229,46


Los Vilos 220 1,037 228,14

Nogales 220 1,026 225,72

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



80



Peñón 50 uni.) - Salida simultánea de todos los parques eólicos de la

zona.
















corresponden al 55% de la generación eólica del norte del SIC, Tabla 57. Se observa que

la potencia compensatoria fluye desde Nogales hacia el Norte.



81




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

Diego de Almagro Javiera FV 220 52,5 -44,4 34,8

Javiera Carrera Pinto 220 66,4 -45,0 40,3












El Arrayán L2 Talinay 220 -26,2 -2,1 11,2




Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]


Javiera 220 1,009 221,98


San Andrés 220 1,025 225,50

Cardones 220 1,029 226,38

Maitencilo 220 1,058 232,76


Pan de Azúcar 220 1,043 229,46

El Arrayán 220 1,050 231,00

Talinay 220 1,052 231,44

Los Cururos 220 1,052 231,44


Las Palmas 220 1,052 231,44


Los Vilos 220 1,044 229,68

Nogales 220 1,03 226,60

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



82


5.2.22 Escenario operacional 22: Caso 4 (Guacolda 4 uni. + Taltal 2 uni. +

El Peñón 50 uni.) - Salida de un circuito de Pan de Azúcar – Las Palmas

220 kV.



















cargabilidades bajo el 50%, lo cual cumple con la restricción N-1 aunque el sistema se

encuentra en estado de contingencia.



83




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

















Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,022 224,84

Cardones 220 1,027 225,94

Maitencilo 220 1,055 232,10


Pan de Azúcar 220 1,034 227,48

El Arrayán 220 1,038 228,36

Talinay 220 1,037 228,14

Los Cururos 220 0,000 0,00


Las Palmas 220 1,040 228,80


Los Vilos 220 1,036 227,92

Nogales 220 1,027 225,94

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



84



Peñón 50 uni.) - Salida de un circuito de Las Palmas – Los Vilos 220

kV.


de la línea Las Palmas – Los Vilos, se consideró apertura en ambos extremos de la línea.

En esta contingencia no hay diferencias al seleccionar el circuito 1 o el 2. La cargabilidad

de esta línea, antes de la salida de servicio de un circuito, está bajo el 50% cada circuito






servicio.




solo un circuito.



85




P Q % de

[MW] [Mvar] carga

















Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,023 225,06

Cardones 220 1,028 226,16

Maitencilo 220 1,056 232,32


Pan de Azúcar 220 1,037 228,14

El Arrayán 220 1,037 228,14

Talinay 220 1,035 227,70

Los Cururos 220 1,040 228,80


Las Palmas 220 1,037 228,14


Los Vilos 220 1,027 225,94

Nogales 220 1,024 225,28

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



86



Peñón 50 uni.) - Salida de una unidad de Central Guacolda.










En las Tablas de resultados de este escenario se observa que la tensión en Maintencillo y

Punta Colorada se eleva sobre el valor de estado normal (escenario 19) esto se asocia

con el hecho que Guacolda U4 ya no absorbe potencia reactiva al salir de servicio.



87




P Q % de

[MW] [Mvar] carga



San Andrés Cardones 220 96,3 49,7 53,3














Desde Hasta


Tensión [kV]

Sin Central

[p.u.] [kV]



San Andrés 220 1,030 226,60

Cardones 220 1,036 227,92

Maitencilo 220 1,066 234,52


Pan de Azúcar 220 1,045 229,90

El Arrayán 220 1,048 230,56

Talinay 220 1,047 230,34

Los Cururos 220 1,052 231,44


Las Palmas 220 1,050 231,00


Los Vilos 220 1,043 229,46

Nogales 220 1,028 226,16

Sin Central


Voltaje

Nominal

[kV]



88


6 CONCLUSIONES

Conforme a lo solicitado, se ha efectuado un estudio de régimen permanente empleando

Flujos de Potencia, a objeto de identificar los efectos que provoca en el Sistema

Interconectado Central la incorporación del Parque Eólico Punta Palmeras en el SIC.

Con dicha finalidad, se analizaron los flujos de transferencia de potencia en los elementos

de la red y los niveles de tensión en los puntos adyacentes al punto de conexión de la

central generadora. En concreto, los parámetros claves evaluados corresponden a niveles

de tensión y flujos de potencia activa y reactiva, parámetros que deberán estar acorde

con las disposiciones establecidas por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de

Servicio vigente.

Luego de los resultados obtenidos en las simulaciones, se observa que las variaciones que

generó la nueva central en su incorporación a la red eléctrica, son mínimas. Esto es

producido por la robustez del sistema donde se encuentra ubicado el punto de conexión,

la potencia de la central no influye mayormente en la capacidad de la zona; por ser un

porcentaje menor de generación comparado con la energía que transporta el sistema de

transmisión cercano.

Respecto de la gran cantidad de generación eólica, 503 MW total zona norte a agosto del

2014, que se espera haya para la fecha de puesta en servicio de la central, no fue posible

un despacho superior al 80% de la capacidad instalada. La misma situación se observa en

el caso de la generación fotovoltaica ubicada al norte de Maitencillo, 503 MW total zona

norte a agosto del 2014, ya que se logró un bajo porcentaje de despacho máximo de

20% de la capacidad fotovoltaica instalada con las consideraciones indicadas a lo largo

del informe. A medida que se avanzaba por escenarios con hidrologías cada vez más

secas, la máxima inyección eólica fue cada vez menor.

Por otra parte, queda demostrado que la saturación de las líneas troncales del norte es

debido a la cantidad total de parques eólicos siendo el efecto de Punta Palmeras mínimo

dado que representará menos del 9% de la generación eólica de la zona.

Así también, se observa que la tensión en las barras Maintencillo 220 kV y Punta Colorada

220 kV son mayores a las señaladas en el Art. 5-25 de la NTSyCS en ausencia del Parque

Eólico Punta Palmeras, esta operación es la que se encuentra en la base Digsilent del

CDEC-SIC y por lo tanto dicha operación no es producto de la inclusión del parque eólico

Punta Palmeras.



89


A continuación se indican las conclusiones obtenidas a partir de los casos estudiados.

Como consideración principal se tiene un bajo despacho fotovoltaico de un 20%, esto

sería posible considerando que es posible realizar dicho desprendimiento de generación

en las plantas FV. En caso que se aumentara el porcentaje de potencia FV en la zona

norte, el efecto sería disminuir los porcentajes de inyección eólica. Las simulaciones

realizadas con este porcentaje de generación fotovoltaica entregan las siguientes

conclusiones para cada caso:

Caso 1: Guacolda 4 unidades, centrales eólicas y FV a regímenes similares de viento y

radiación solar respectivamente.

En este caso se logró despachar Guacolda a 100 MW cada unidad, la generación FV a

20% y generación eólica al 80%. No es posible despachar más potencia ya que la línea

Las Palmas – Los Vilos se mantiene a su límite considerando criterio N-1.

Ante las contingencias aplicadas el sistema se mantiene operando dentro de lo esperado

para estado normal y para estado de alerta de acuerdo a la NT de SyCS.

Es de especial interés la salida de servicio de la central Punta Palmeras, la que no reviste

mayores problemas para el sistema, observándose tensiones y cargabilidades de los

elementos en valores correspondientes a estado normal de operación.

Caso 2: Guacolda 4 unidades, Taltal 1 unidad, centrales eólicas y FV a regímenes

similares de viento y radiación solar respectivamente.

En este caso se logró despachar Guacolda a 85 MW cada unidad (cercano a mínimo

técnico), Taltal también se despachó cercana a mínimo técnico (1x85 MW). Se despachó

la generación FV a 20% y la generación eólica disminuye al 75%. No es posible despachar

más potencia ya que la línea Las Palmas – Los Vilos se mantiene a su límite considerando

criterio N-1.

Ante las contingencias el sistema se mantiene operando dentro de lo esperado para

estado normal y para estado de contingencia de acuerdo a la NT de SyCS.

Caso 3: Guacolda 4 unidades, Taltal 2 unidades, centrales eólicas y FV a regímenes

similares de viento y radiación solar respectivamente.


técnico), la central Taltal también se despachó cercana a mínimo técnico (2x85 MW). Se

despachó la generación FV a 20% y la generación eólica disminuye al 58%. No es posible

despachar más potencia ya que la línea Las Palmas – Los Vilos se mantiene a su límite

considerando criterio N-1.



90




Caso 4: Guacolda 4 unidades, Taltal 2 unidades, El Peñón 50 unidades, centrales eólicas y

FV a regímenes similares de viento y radiación solar respectivamente.


técnico), la central Taltal también se despachó cercana a mínimo técnico (2x85 MW) y lo

mismo sucede con El Peñón (despacho a 25 MW). Se despachó la generación FV a 20% y

la generación eólica disminuye al 55%. No es posible despachar más potencia ya que la

línea Las Palmas – Los Vilos se mantiene a su límite considerando criterio N-1.



Finalmente, se observa que de concretarse los proyectos indicados por el CDEC para la

realización de este estudio, existirán problemas de transmisión por exceso de generación,

estos problemas se agravan a medida que la hidrología es más seca y se requiere un

mayor despacho de centrales térmicas al norte de la S/E Pan de Azúcar. Resulta

necesario realizar esquemas de reducción de generación ERAG e inclusive no se descarta

la necesidad de un EDAG (Esquema de Desconexión Automática de Generación) o un

ERAG (Esquema de Reducción Automática de Generación) para las plantas eólicas y

fotovoltaicas. Esto se define mediante estudios específicos de dicha materia.

Se destaca que en la carta D.O. Nº0988/20 el Programa de Obras de Gx y Tx del SIC

indicado por el CDEC-SIC no concuerda con el listado obras de Gx (construcción y

estudio) indicado por la CNE en el Informe de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de

2013 (documento vigente). En particular no están contempladas todas las plantas

fotovoltaicas indicadas por el CDEC para el análisis. Esto implica que las condiciones

objetivas del sistema pudieran no ser tan críticas como se indica en el estudio completo.

Por lo tanto, la interconexión de la central Punta Palmeras en la red del SIC, no implica un

impacto perjudicial en la zonas en estudio, manteniendo tensiones y cargabilidades

normales durante su funcionamiento y salida de servicio, y por lo tanto, el ingreso a este

Sistema Interconectado es técnicamente factible según los resultados de este estudio de

régimen permanente de flujos de potencia.

ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIAS PARQUE EÓLICO PUNTA … · A fin de realizar el análisis, la...

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