estudio de restricciones en el sistema de transmisión - CDEC-SING
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CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN - AÑO 2011 INFORME Autor Fecha Creación Última Impresión Correlativo Versión Dirección de Operación 13-01-2012 13-01-2012 CDEC-SING C-0007/2012 1.0 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 CONTROL DEL DOCUMENTO APROBACIÓN Versión Aprobado por 1.0 Para Observaciones REGISTRO DE CAMBIOS Fecha 13.01.2012 Autor Departamento de Sistemas Eléctricos Versión 1.0 Descripción del Cambio Confección del Informe REVISORES Nombre Cargo Daniel Salazar J. Director de Operación y Peajes Raúl Moreno T. Subdirector de Operación Gretchen Zbinden V. Jefe Departamento de Sistemas Eléctricos Christian Weishaupt V. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos Johanna Monteiro Z. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos DISTRIBUCIÓN Copia Destinatario Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Página 2 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 CONTENIDO 2 CONTROL DEL DOCUMENTO 2 2 2 2 Aprobación Registro de Cambios Revisores Distribución CONTENIDO 3 1. INTRODUCCIÓN 5 2. RESUMEN 6 3. CARACTERIZACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN, CRITERIOS DE ANALISIS Y MITIGACION APLICADOS 9 9 9 9 10 10 10 10 11 11 12 3.1 Horizonte de Evaluación 3.2 Escenarios 3.2.1 Topología del sistema 3.2.2 Escenarios de disponibilidad de unidades y combustibles 3.2.3 Previsión de Demanda 3.2.4 Despachos tipo para Estado Normal 3.2.5 Elementos de control disponibles 3.3 Contingencias a analizar 3.4 Efectos de Interés 3.5 Alternativas de mitigación de efectos 14 4. RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES 14 15 15 18 20 4.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 4.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas 4.2.1 Mantenimiento / Desconexión Programada de Líneas Zona Sur-Cordillera 4.2.2 Mantenimiento / Desconexión Programada de Líneas Zona Centro 4.2.3 Mantenimiento / Desconexión Programada de Líneas Zona Norte 22 5. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL 22 22 5.1 Plan de implementación de Restricciones y Recomendaciones 5.2 Verificación en Tiempo Real 23 6. ANEXOS 6.1 Anexo 1. Despachos y líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias según topología 23 6.1.1 Despacho 23 6.1.2 Líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias según topología 23 Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Página 3 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 24 24 24 28 29 6.2 Anexo 2: Consideraciones Generales de la NT 6.2.1 Contingencias 6.2.2 Efectos de Interés 6.3 Anexo 3. Esquema de aplicación práctica 6.4 Anexo 4: Resultados Obtenidos Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Página 4 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 1. INTRODUCCIÓN En este documento se describe el análisis y los resultados asociados al Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión (ERST) encomendado en el Título 6-5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT). El Estudio tiene como objetivo definir las restricciones en el Sistema de Transmisión que la Dirección de Operación (DO) podrá adoptar como medida preventiva para garantizar la Seguridad y Calidad de Servicio (SyCS) del Sistema Interconectado (SI). Se analizan diferentes estados de operación, para un conjunto de contingencias simples probables de ocurrir, que resulten ser las más críticas y que en particular corresponden a aquellas establecidas en el Capítulo N°5 de la NT. El desarrollo del ERST se basa en los criterios establecidos en la NT y utiliza la información y experiencia adquirida por la DO durante la operación del SING. El presente informe identifica las restricciones en el Sistema de Transmisión para los escenarios de operación previstos para el período de interés, considerando en forma complementaria, los resultados de otros Estudios elaborados por la DO, en especial aquellos contemplados en el Capítulo N°6 de la NT. Este Estudio será actualizado anualmente, o antes si se producen incorporaciones o modificaciones importantes en las instalaciones del SING, que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el mismo. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 5 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 2. RESUMEN En términos generales, el desarrollo del ERST contempla un proceso compuesto por las siguientes etapas: Análisis de contingencias. Detección de efectos. Identificación de restricciones y/o recomendaciones, según corresponda. En cuanto al tipo de contingencias a analizar y el estado en que ocurren, se considera la ocurrencia de Contingencias Simples en Estado Normal, para las cuales, en caso de detectar condiciones de operación fuera de los estándares de SyCS o proclives a una desconexión incontrolada de instalaciones, se identifican las restricciones y/o establecen recomendaciones que deberán ser incorporadas a nivel de la programación de la operación. En la Figura 1 del Anexo 3. Esquema de aplicación práctica, se presenta un diagrama esquemático que representa el proceso de análisis de contingencias, detección de efectos e identificación de restricciones y/o recomendaciones, según corresponda. El ERST considera los escenarios previstos para la operación del SING en el período de evaluación1, tanto en situaciones de disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión como en los casos más frecuentes de mantenimiento programado de las instalaciones. Considerando los alcances establecidos en la NT, se detectan las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING en términos de: sobrecargas, estabilidad angular transitoria, estabilidad angular a perturbación pequeña2, estabilidad de tensión y condiciones de sub o sobretensión. Con los resultados obtenidos se identifican restricciones y se establecen recomendaciones, ambas orientadas al cumplimiento de los estándares de SyCS o a evitar condiciones proclives a un apagón total. Estas recomendaciones deberán ser implementadas a nivel de la programación de la operación o de la operación en tiempo real, según corresponda. En términos generales, dichas restricciones y/o recomendaciones consideran: Control de la generación. Implementación o modificación de Esquemas de Desconexión Automática de Generación EDAG) por sobrecarga. Implementación de Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) por subtensión o sobrecarga. Aplicación de Desconexión Manual de Carga DMC) por subtensión o sobrecarga. Reemplazo de determinados TT/CC. Analizar la definición de una capacidad transitoria y/o una redefinición de la capacidad permanente informada para determinadas líneas de transmisión. Evaluar la implementación de protecciones por sobrecarga en ciertas instalaciones. Para efectos de facilitar la lectura y comprensión de los resultados del análisis desarrollado, ellos fueron consolidados en planillas de cálculo que permiten una búsqueda simple del escenario y contingencia de interés, con sus respectivas conclusiones en términos de los efectos de las distintas contingencias analizadas y las conclusiones acerca de las restricciones o recomendaciones propuestas. 1 2 El horizonte de evaluación considerado es el comprendido entre el 1° de Enero y el 31 de Diciembre de 2012. Equivalente a la estabilidad caracterizada por el nivel de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas del SI. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 6 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 Finalmente, el presente ERST incorpora un Plan de Implementación de Restricciones y Recomendaciones que considera las siguientes etapas: Análisis de resultados y observaciones por parte de los Coordinados. Revisión conjunta DO-Coordinados, de las restricciones y recomendaciones propuestas y alcances asociados a su implementación. Análisis de detalle para efectos de implementación. Aplicación o implementación definitiva de las restricciones o recomendaciones, según corresponda. Las principales conclusiones relativas al análisis desarrollado corresponden a las siguientes: Para aquellas contingencias que derivan en la desconexión masiva de carga, se espera un control satisfactorio a través del EDAG por sobrefrecuencia vigente, evitando así la condición de apagón total que fuera detectada en ausencia de dicho control. La incorporación del EDAG por sobrecarga en Central Termoeléctrica Tocopilla3, permite incrementar el nivel de generación máxima a despachar en dicha Central por condiciones de seguridad, observándose un desempeño apropiado en todos los casos de falla analizados. El repotenciamiento de la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins y el cambio de capacidad del transformador de corriente asociado a la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko permitió aumentar las máximas transferencias de potencia que pueden circular por dichas líneas. Para evitar la operación indeseada del EDAG por sobrecarga que se encuentra actualmente instalado en Central Termoeléctrica Mejillones, este se debe deshabilitar de acuerdo a lo indicado en la política de operación4 vigente asociada a dicha zona. Para escenarios de operación específicos, y condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la zona Sur-Cordillera, se debe restringir la inyección en S/E Chacaya de modo de evitar la presencia de sobrecargas en el Sistema de Transmisión. La operación del sistema con la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en S/E Antofagasta, según se establece en la política de operación vigente5, permite evitar problemas de sobrecarga en la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, específicamente en el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV, en condiciones de alta demanda en la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio. Al respecto, para restablecer la operación en paralelo de los transformadores, se recomienda analizar el aumento de la capacidad de transformación o la implementación de un EDAC por sobrecarga y la habilitación de protecciones por sobrecarga en dichas instalaciones. La presencia de eventuales sobrecargas en la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi o en las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1 y N°2, según la temperatura ambiente presente al momento de la falla, en condiciones de alta demanda en la Zona Norte, requieren el despacho de unidades fuera de orden económico y eventualmente aplicación de DMC en dicha zona, de acuerdo a la Política de Operación vigente6. 3 El EDAG por sobrecarga en Central Termoeléctrica Tocopilla fue implementado el año 2008, de acuerdo a lo indicado en Cartas CDEC-SING B-1421/2008 y CDEC-SING B-1715/2008. 4 Según documento D-SDO-02-V02 “Medidas Operacionales relativas a inyección máxima de Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos”. 5 Informada en Abril del año 2010, mediante carta CDEC-SING B-0408/2010 6 Según documento D-SDO-01-V03 “Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte con Restricciones de Seguridad”. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 7 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 Para mantenimientos de líneas de la zona Sur-Cordillera, y en los casos de alta demanda en dicha zona, se evidencian bajas tensiones en la zona Escondida-Zaldívar, por lo que se debe incrementar la tensión con las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Central Termoeléctrica Andina, Central Termoeléctrica Hornitos y Central Termoeléctrica Angamos, o bien, realizar una desconexión manual de carga en la zona indicada. Se recomienda analizar la instalación de compensación reactiva en la zona con problemas de baja tensión. También se recomienda analizar las condiciones de operación futuras del SING, asociadas con la incorporación de los proyectos informados a la DO, de modo de verificar la necesidad de implementar un EDAC por Subtensión, en el caso que se concluya que las condiciones de subtensión permanezcan fuera de los estándares de la NT. Para determinados despachos y ante ciertas contingencias se evidencian oscilaciones electromecánicas con bajo amortiguamiento, principalmente asociados a la Central Atacama, ante lo cual se deben adoptar medidas operacionales basadas en la limitación de la generación de la unidad. Cabe señalar que en todos los casos analizados, las situaciones que evidencian un amortiguamiento más crítico se observan en escenarios de mantenimiento, cuya periodicidad y tiempo de duración son relativamente reducidos. La Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza opera normalmente abierta, por lo que los consumos de El Tesoro y Esperanza se alimentan radialmente a través de las Líneas 220 kV Encuentro-El Tesoro y 220 kV El Cobre-Esperanza respectivamente. Actualmente, no es posible operar esta línea cerrada, de manera de enmallar los consumos mencionados y de esta forma aumentar la confiabilidad de suministro. Lo anterior se debe a que se encuentra en proceso de ejecución, por parte de los Coordinados, el respectivo Estudio de Coordinación de Protecciones que indicará las modificaciones previas que se deben hacer para que sea factible la operación antes indicada. Se espera que durante el año 2012 finalicen los estudios y con esto se determine la solución definitiva a implementar. Para los casos con mantenimiento de líneas de transmisión, se recomienda revisar los resultados y conclusiones del presente ERST a través de un Estudio de Corto Plazo, el cual considere un análisis de las condiciones particulares sobre las cuales se espere realizar el trabajo de mantenimiento. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 8 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 3. CARACTERIZACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN, CRITERIOS DE ANALISIS Y MITIGACION APLICADOS En este Capítulo se describen las principales características asociadas a: El horizonte de evaluación del Estudio. Los escenarios a ser considerados, en términos de la topología, demanda, despacho de unidades generadoras, etc. Las contingencias específicas a ser analizadas, en términos de la definición de severidad establecida en la NT, el estado de operación del SI en el cual son consideradas, y otras características de detalle. Los efectos de interés, en términos del alcance de la comparación entre los resultados provenientes del análisis de contingencias y los estándares de SyCS por estado de operación, respecto de la verificación de la seguridad global del SING. La definición, según corresponda, de restricciones o recomendaciones en términos de las alternativas de control que serán consideradas y propuestas a fin de dar cumplimiento a lo establecido en la NT, su implementación práctica a nivel de la programación u operación en tiempo real, la necesidad de análisis de detalle, etc. 3.1 HORIZONTE DE EVALUACIÓN Para la elaboración del presente Estudio se consideró un horizonte de evaluación comprendido entre el 1° de Enero y el 31 de Diciembre de 2012. 3.2 ESCENARIOS 3.2.1 TOPOLOGÍA DEL SISTEMA El análisis comprende tanto una topología base, en la cual se considera que todos los elementos del Sistema de Transmisión se encuentran disponibles, como también una serie de topologías caracterizadas por la presencia de mantenimientos programados no simultáneos. La topología base se caracteriza por corresponder a la condición habitual que se estima presentará el Sistema de Transmisión en el horizonte de evaluación del Estudio. Al respecto, según la demanda prevista para la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, en el Estudio se considera la Línea 110 kV MejillonesAntofagasta abierta en S/E Antofagasta7. Adicional a lo anterior, también se considera la operación de Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza normalmente abierta. Cabe destacar que a partir del 31 de mayo del 2012, se prevé la entrada en servicio del nuevo circuito de la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi8, el cual modificaría en forma significativa las condiciones de operación del sistema para la Zona Norte. Considerando que las restricciones de transmisión de la Zona Norte son particulares a dicha zona y no afectan al resto del SI, el nuevo circuito no fue considerado para la realización de la presente versión. Las restricciones que resulten de considerar dicho proyecto de transmisión, serán tratadas por la DO a través de la actualización de la Política de Operación respectiva, la realización de Estudios de Corto Plazo, o en caso de considerarse necesario, mediante la actualización del presente Estudio. 7 8 Según lo indicado en fax CDEC-SING B-0408/2010 del 01.04.2010. Informado en Correo Electrónico de Collahuasi N° 15112011. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 9 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 3.2.1.1 Modificaciones a la Topología Vigente A partir de la fecha de publicación de este documento y considerando el horizonte de evaluación del Estudio, con excepción de los cambios asociados a la Zona Norte según lo indicado en el punto 3.2.1, no se prevén cambios significativos a la topología vigente de acuerdo a lo informado por los propietarios de las instalaciones del SING. Tal como fue indicado previamente, los cambios topológicos asociados a la Zona Norte serán tratadas por la DO a través de la actualización de la Política de Operación respectiva. 3.2.1.2 Compensación del factor de potencia en Instalaciones de Clientes En relación con las exigencias de factor de potencia establecidas en la NT para los puntos de conexión de las Instalaciones de Clientes, no se considera compensación en dichas instalaciones. Lo anterior se debe a que no se prevé la puesta en servicio de algún proyecto durante el horizonte de evaluación del Estudio, ya que a la fecha de elaboración de este informe los Coordinados no han comunicado a la DO información al respecto. En caso que se reciba información de algún proyecto de instalación de equipos para compensar el factor de potencia, la DO analizará la necesidad de revisar los resultados y conclusiones del Estudio. 3.2.2 ESCENARIOS DE DISPONIBILIDAD DE UNIDADES Y COMBUSTIBLES A efectos de detectar las restricciones o recomendaciones de interés, no se consideran escenarios particulares de disponibilidad de combustibles o de unidades según el programa de mantenimiento mayor. Sin embargo, para los análisis se consideran los escenarios que resultan más críticos en términos de la operación del SI. 3.2.3 PREVISIÓN DE DEMANDA Para el Estudio se considera la previsión de demandas informada en respuesta al fax CDEC-SING B0757/2011 para el período Enero 2012 - Diciembre 2021. Los análisis consideraron escenarios de operación correspondientes a estados con máxima y mínima demanda dependiendo del caso particular analizado. 3.2.4 DESPACHOS TIPO PARA ESTADO NORMAL Los despachos de las unidades generadoras se determinaron utilizando el programa Plexos, y considerando la aplicación del Criterio N-1, según se establece en el Artículo 5-7 de la NT. El análisis general considera despachos, cuyas características principales se presentan en el Anexo 1. Despachos y líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias según topología., sección 6.1.1 Despacho. Según los análisis realizados, dichos despachos permiten identificar las restricciones o recomendaciones de interés. Cabe destacar que para los despachos utilizados en los análisis, se ha considerado a la Central Salta fuera de servicio, dado que corresponde al despacho más representativo y al escenario más crítico en cuanto a control de tensión en la Zona Escondida-Zaldívar. En el caso que la Central Salta se encuentre despachada, su impacto en la operación del SI será analizado a través de un ECP. 3.2.5 ELEMENTOS DE CONTROL DISPONIBLES El Estudio considera los elementos de control que se encuentran actualmente instalados y operativos en el SING, esto es: EDAC por Subfrecuencia9, el cual permite controlar subfrecuencias producidas por desconexiones de generación. 9 EDAC por subfrecuencia vigente se encuentra publicado en el sitio web de CDEC-SING en InicioDatos OperaciónOperación ProgramadaEDAC por Subfrecuencia. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 10 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 EDAG por Sobrefrecuencia10, el cual permite controlar sobrefrecuencias producidas por desconexiones masivas de carga. EDAG por sobrecarga de Central Termoeléctrica Mejillones11, el cual permite incrementar, bajo ciertas condiciones de operación, los niveles de generación máximos a despachar en dicha central por restricciones de seguridad. EDAG por sobrecarga de Central Tocopilla12, el cual permite incrementar los niveles de generación máximos a despachar en dicha central por restricciones de seguridad. 3.3 CONTINGENCIAS A ANALIZAR En la actualidad la DO establece restricciones en el sistema, a nivel de la programación u operación en tiempo real, como medida preventiva para garantizar la SyCS del SI, para un conjunto de contingencias simples probables de ocurrir que resulten ser las más críticas, según se establece en la NT. De acuerdo al análisis expuesto en el Anexo 2: Consideraciones Generales de la NT, sección 6.2.1 Contingencias, las contingencias analizadas, en las distintas topologías consideradas, corresponden a aquellas de tipo simple de Severidad 4 en Estado Normal, en condiciones de disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión, considerando la topología habitual de operación, como también de mantenimientos programados no simultáneos. Para efectos de los análisis, la contingencia se caracteriza por un cortocircuito trifásico con despeje instantáneo. En particular, se considera que éste ocurre al 50% de la línea o segmento, según corresponda, con despeje simultáneo en ambos extremos mediante apertura de interruptores a 120 milisegundos de ocurrida la falla. 3.4 EFECTOS DE INTERÉS Considerando los alcances establecidos en la NT, el ERST se concentra en la detección de las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés; para lo cual, de acuerdo al análisis expuesto en el Anexo 2: Consideraciones Generales de la NT, sección 6.2.2 Efectos de Interés, se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING en términos de: Sobrecargas que comprometen la capacidad térmica de líneas y/o transformadores de poder, y/o la capacidad de transformadores de corriente (TT/CC); para lo cual se comparan en forma cuantitativa los valores obtenidos del análisis con respecto a aquellos que definen la capacidad transitoria y capacidad permanente informadas. Estabilidad angular transitoria; para lo cual se acusan condiciones de inestabilidad y/o excursiones angulares que en forma cualitativa reflejen bajo margen de estabilidad. Estabilidad angular a perturbación pequeña; para lo cual se determina el valor de amortiguamiento de los modos de oscilación electromecánicos y se les compara con los estándares establecidos en la NT. Estabilidad de tensión y/o condiciones de sub o sobretensión; para lo cual se acusan condiciones proclives a inestabilidad y/o se comparan en forma cuantitativa los valores de tensión obtenidos del análisis con respecto a los estándares establecidos en la NT para el comportamiento dinámico y las condiciones de régimen en los distintos estados de operación. Respecto de los análisis de comportamientos proclives a subfrecuencias u operación de protecciones no considerados explícitamente en este Estudio, ellos se consideran propios del “Estudio de EDAC” y del 10 EDAG por sobrefrecuencia vigente se encuentra publicado en el sitio web de CDEC-SING en InicioDatos OperaciónOperación ProgramadaEDAG por Sobrefrecuencia. 11 12 EDAG vigente según diagrama lógico 20110428 EDAG CTM Actualizado.pdf con fecha 28.04.2011. En octubre de 2008 se puso en servicio el EDAG de Central Tocopilla. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 11 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 “Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones”, respectivamente; ambos contemplados en la NT. 3.5 ALTERNATIVAS DE MITIGACIÓN DE EFECTOS Como resultado del análisis de los efectos de las contingencias consideradas en el Estudio, y su comparación con los estándares de SyCS establecidos en la NT, el ERST concluye respecto de restricciones y/o recomendaciones que deberán ser implementadas en la práctica, ya sea a nivel de la programación13 o de la operación en tiempo real, a fin de dar cumplimiento a dichos estándares. Dado que los efectos de distintas restricciones y/o recomendaciones pueden arribar a resultados similares en términos del desempeño del SING, en algunos casos particulares la propuesta de la DO considera un planteamiento general de ellas, las que posteriormente deberán ser analizadas a fin de seleccionar la alternativa que se considere más apropiada. Tanto las restricciones como las recomendaciones, con sus respectivos alcances, consideran: Control de la generación. Esta restricción, en función de su aplicación, contempla los siguientes dos casos: - A nivel de la programación. Requiere de la definición de límites permanentes en la generación de las centrales o unidades generadoras, tal que en caso de ocurrir una Contingencia Simple en Estado Normal, el SING pueda preservar un estado de operación en el cual la transmisión de potencia sea coherente con la capacidad transitoria y/o permanente informada para el Sistema de Transmisión, y las unidades generadoras puedan preservar la estabilidad angular transitoria. - A nivel de la operación en tiempo real. Requiere de la definición de ajustes en la consigna de generación, coordinados por el CDC, estando el SING en Estado de Alerta, tal que frente a una eventual Contingencia Simple éste pueda preservar una condición de operación segura, en el menor tiempo posible, mediante el control de la transferencia de potencia desde los valores de capacidad transitoria a los valores de capacidad permanente informados para el Sistema de Transmisión, considerando además los márgenes necesarios para preservar la estabilidad angular transitoria y el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas. Implementación de un Esquema de Desconexión Automática de Generación EDAG) por sobrecarga. Esta recomendación, implementada a nivel de la programación, está sugerida para preservar la estabilidad angular transitoria de las unidades generadoras y/o controlar la transmisión de potencia en forma coherente con las capacidades transitoria y permanente informadas para el Sistema de Transmisión, ambas frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple en Estado Normal. Implementación de un Esquema de Desconexión Automática de Carga EDAC) por sobrecarga o subtensión. Esta recomendación, implementada a nivel de la programación, está sugerida en las siguientes dos situaciones: - Para controlar que la transmisión de potencia sea coherente con la capacidad transitoria y/o permanente informada para el Sistema de Transmisión, frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple en Estado Normal. - Para controlar inestabilidades de tensión o subtensiones producto de una Contingencia Simple en Estado Normal. Incorporación de Desconexión Manual de Carga DMC) por sobrecarga o subtensión. Esta recomendación, implementada a nivel de la operación en tiempo real, y coordinada por el CDC estando el SING en Estado de Alerta, persigue el que frente a una eventual Contingencia Simple el SING pueda 13 Se consideran las acciones de control que puedan ser implementadas a partir del ajuste directo de las variables involucradas en la programación, o mediante una implementación previa cuyo resultado indirectamente afecte los resultados de la programación, como por ejemplo: incorporación o ajuste de DAC, DAG, etc. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 12 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 preservar una condición de operación segura, en el menor tiempo posible, mediante el control de la transferencia de potencia desde los valores de capacidad transitoria a los valores de capacidad permanente, considerando además los márgenes necesarios para preservar los estándares de tensión establecidos en la NT. Reemplazo de determinados TT/CC. Esta recomendación está sugerida para evitar restringir los niveles de generación máximos de centrales, reducir los requerimientos de control asociados a desconexión de carga o generación, ya sea automática o manual, en caso de contingencias que impliquen sobrecarga de TT/CC. Analizar la definición de una capacidad transitoria y/o una redefinición de la capacidad permanente informada para las líneas de transmisión, en el caso que éstas puedan presentar sobrecargas en relación a la capacidad del conductor. En forma complementaria, habilitar protecciones por sobrecarga que permitan evitar un eventual daño en las líneas de transmisión, ya sea por sobrecarga de sus TT/CC o del conductor, en caso que las acciones de control provenientes del EDAC por sobrecarga sean insuficientes. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 13 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 4. RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES A continuación se describen escenarios en consideración, casos en que los estándares para cumplirlos, siendo estas transmisión. los principales resultados obtenidos del análisis realizado, para los distintos y su comparación con los estándares de SyCS establecidos en la NT. En los y especificaciones de la NT no se cumplen, se proponen medios alternativos alternativas de carácter general y orientadas a tener una mayor capacidad de El detalle de los escenarios analizados y los resultados obtenidos se encuentran en el Anexo 4: Resultados Obtenidos. 4.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS Se analizan casos en que todos los elementos del sistema de transmisión se encuentran disponibles (casos sin mantenimiento o desconexiones programadas), explicitando sólo los casos en que se producen restricciones en el sistema de transmisión. Las siguientes restricciones y/o recomendaciones, denominadas “Restricciones/Recomendaciones Topología Base”, provenientes de contingencias simples, aplican al SING en situaciones de disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión, considerando la topología habitual de operación14. a) Políticas de Operación para la Zona Sur-Cordillera Al considerar la topología vigente del SING y la información técnica proporcionada por los Coordinados, mantener habilitado el EDAG de CTM podría generar la desconexión indeseada de las unidades CTM3-TV y CTM3-TG, las cuales se encuentran asociadas a la lógica de dicho EDAG. Para evitar lo anterior, la política de operación respectiva15 establece que se debe deshabilitar el EDAG de Central Térmoeléctrica Mejillones. Dada la alimentación radial de los consumos abastecidos desde la S/E Capricornio, la desconexión de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos provocaría la desconexión de todos los consumos alimentados desde dicha S/E. En relación al desempeño de la tensión, se recomienda controlarla con las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Central Termoeléctrica Andina, Central Termoeléctrica Hornitos y Central Termoeléctrica Angamos, previendo una mejora en las tensiones resultantes post-falla. En caso de ser necesario, complementar la acción anterior con DMC en los consumos de la zona. Al respecto, en los casos analizados se detectó que ante la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones se observan tensiones en torno a 0.9 pu en las SS/EE 220 kV Mejillones, O’Higgins, Coloso y 110 kV Michilla, los cuales se encuentran fuera del rango establecido en la NT. b) Políticas de Operación para la Zona Centro Se debe limitar la transferencia de potencia por la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero para evitar una sobrecarga en uno de sus circuitos ante la desconexión del otro. Considerando el EDAG de Central Termoeléctrica Tocopilla operativo, la transferencia de potencia por cada circuito de la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero se debe limitar a 245 MW. Considerando que el EDAG de Central Tocopilla no se 14 Considera Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en extremo S/E Antofagasta y Línea 220 kV El TesoroEsperanza desconectada. 15 Según documento D-SDO-02-V02 “Medidas Operacionales relativas a inyección máxima de Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos”. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 14 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 encuentra operativo, la transferencia de potencia por cada circuito de la Línea 220 kV Central TocopillaCrucero se debe limitar a 210 MW. Adicionalmente, se debe limitar la transferencia de potencia por la Línea 110 kV Central Tocopilla-A N°1 y N°2, Línea 110 kV Central Tocopilla-Central Diesel Tamaya N°3 y N°4, Línea 110 kV Central Diesel TamayaSalar y Línea 110 kV Central Diesel Tamaya-A a 65 MW por línea, esto a fin de evitar que ante fallas tipo cortocircuito en los consumos de la zona Chuquicamata-Calama, se produzca una operación indeseada de las protecciones de distancia 21/21N de las líneas 110 kV mencionadas previamente. c) Políticas de Operación para la Zona Norte Para evitar una eventual sobrecarga en las líneas que transfieren potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte se deben controlar las transferencias de potencia conjunta por las siguientes líneas: Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°2 y Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi. Para ello se considera el despacho de generación local y la aplicación de DMC en la Zona Norte, según se establece en la Política de Operación respectiva16. La aplicación de la Política de Operación se verifica, entre otros, en los siguientes casos: o Alta demanda en la zona Norte y la unidad CTTAR fuera de servicio, para evitar sobrecarga en alguna de las líneas que abastecen la Zona Norte, según la temperatura ambiente presente, en condiciones normales de operación. o Con la unidad CTTAR fuera de servicio, ante la apertura intempestiva de la Línea 220 kV CruceroLagunas N°1, Línea 220 kV Crucero-Lagunas Nº 2 o Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi, para evitar una sobrecarga en cualquier de las líneas en cuestión que queden en servicio. 4.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS Los resultados obtenidos y las recomendaciones se agruparon por zonas, cuyo detalle se indica a continuación. En todos los casos analizados aplican las mismas “Restricciones/Recomendaciones Topología Base” definidas en 4.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas, las cuales deben ser complementadas con las restricciones específicas enunciadas a continuación, según corresponda. Dada la dependencia de las condiciones de operación, se recomienda que los resultados y conclusiones sean validados a través de un Estudio de Corto Plazo. 4.2.1 MANTENIMIENTO / DESCONEXIÓN PROGRAMADA DE LÍNEAS ZONA SUR-CORDILLERA En esta zona las restricciones adicionales a las de la topología base son las que se indican a continuación, en función de los mantenimientos que se indican. a) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Crucero La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. b) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-El Cobre circuito Nº1 o Nº2 La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. 16 Según documento D-SDO-01-V03 “Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte con Restricciones de Seguridad”. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 15 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 c) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Para permitir el abastecimiento de los consumos que se alimentan desde S/E Capricornio se debe modificar la topología habitual de operación del SI, siendo una alternativa cerrar la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta en el extremo S/E Antofagasta y otra cerrar el Tap Off Salar del Carmen. La alternativa a utilizar dependerá de lo indicado en el siguiente punto. - Se recomienda realizar este mantenimiento en condiciones de baja demanda en la Zona MejillonesAntofagasta-Alto Norte, para evitar que en condiciones normales de operación, se produzca una sobrecarga en el Transformador Mejillones 220/115/13.8 kV o de la conexión a través del Tap Off Salar del Carmen, según sea la alternativa de alimentación utilizada. Se debe controlar la demanda de la zona indicada, y aplicar DMC en caso de ser necesario. - Considerando la línea 110 kV Mejillones-Antofagasta, cerrada en el extremo S/E Antofagasta: o Se debe restringir la inyección en S/E Chacaya proveniente de las Centrales Termoeléctricas Mejillones, Andina y Hornitos a 780 MW brutos, para evitar posibles sobrecargas en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins y la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko. o Se recomienda incrementar la tensión con las unidades Central Atacama, Centrales Termoeléctricas Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Angamos, y en caso de ser necesario, complementar la acción anterior con DMC en los consumos de la zona. Esto dado que la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones en torno a 0.7-0.8 pu en las SS/EE 220 kV Mejillones, O’Higgins, Coloso y Michilla, valores que se encuentran fuera del rango establecido en la NT. d) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. e) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-El Cobre Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Se debe restringir la inyección en S/E Chacaya proveniente de las Centrales Termoeléctricas Mejillones, Andina y Hornitos a 720 MW brutos, para evitar posibles sobrecargas en la Línea 220 kV MejillonesO’Higgins y la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko. - Se debe verificar post-contingencia, que en caso que se excedan los valores máximos de transferencia de potencia por la Línea 220 kV Chacaya-Crucero o Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, no sea por un tiempo superior a 15 minutos (capacidad transitoria). Se observa que posterior a una contingencia, el valor máximo de capacidad en régimen permanente de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos podría ser superado levemente. f) Mantenimiento Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Se debe verificar post-contingencia que en caso que se excedan los valores máximos de transferencia de potencia por la Línea 220 kV Chacaya-Crucero o Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, no sea por un tiempo superior a 15 minutos (capacidad transitoria). Se observa que posterior a una contingencia, el valor máximo de capacidad en régimen permanente de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos podría ser superado levemente. - Se recomienda incrementar la tensión con las unidades Central Atacama, Centrales Termoeléctricas Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Angamos, y en caso de ser necesario, complementar la acción anterior con DMC en los consumos de la zona. Esto dado que la apertura intempestiva de un circuito de Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 16 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 la Línea 220 kV Atacama-Domeyko provocaría tensiones en torno a 0.92-0.93 pu en las SS/EE 220 kV Mejillones, O’Higgins, Coloso y Laguna Seca, valores que se encuentran en el límite del rango establecido en la NT. g) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mejillones Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Se debe verificar post-contingencia que en caso que se excedan los valores máximos de transferencia de potencia por la Línea 220 kV Chacaya-Crucero o Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, no sea por un tiempo superior a 15 minutos (capacidad transitoria). Se observa que posterior a una contingencia, el valor máximo de capacidad en régimen permanente de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos podría ser superado levemente. - Se recomienda realizar este mantenimiento en condiciones de baja demanda en la zona así como incrementar la tensión con las unidades Central Atacama, Centrales Termoeléctricas Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Angamos, y en caso de ser necesario, complementar la acción anterior con DMC en los consumos de la zona. Esto dado que la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones en torno a 0.89-0.91 pu en las SS/EE 220 kV Mejillones, O’Higgins, Coloso y Michilla, valores que se encuentran fuera del rango establecido en la NT. h) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Laberinto circuito Nº1 o Nº2 La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. i) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Laberinto La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento17. j) Mantenimiento Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Escondida La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. k) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Se recomienda incrementar la tensión con las unidades Central Atacama, Centrales Termoeléctricas Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Angamos, y en caso de ser necesario, complementar la acción anterior con DMC en los consumos de la zona. Esto dado que la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Atacama-Domeyko provocaría tensiones en torno a 0.92-0.93 pu en las SS/EE 220 kV Domeyko, Oxidos y Laguna Seca, valores que se encuentran en el límite del rango establecido en la NT. l) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2 La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento18. 17 18 En caso que la Central Salta se encuentre en servicio, se debe determinar la Restricción de Inyección en un ECP. En caso que la Central Salta se encuentre en servicio, se debe determinar la Restricción de Inyección en un ECP. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 17 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 m) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-Encuentro circuito N°1 ó N°2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Se debe restringir la generación de Central Atacama a un valor inferior a 500 MW brutos aproximadamente, dado que con una generación mayor, ante la desconexión intempestiva del otro circuito de la Línea 220 kV Atacama-Encuentro es probable la pérdida de sincronismo de las unidades de Central Atacama. En este caso se observan oscilaciones electromecánicas débilmente amortiguadas; donde la Central Atacama oscila contra el resto del sistema. Se recomienda revisar la sensibilidad del nivel de amortiguamiento frente a las condiciones de operación presentes, y en caso de ser necesario limitar la generación en Central Atacama a un valor más bajo que el indicado. - Se recomienda mantener como condición inicial una tensión alta en las Barras 220 kV Andes y Mejillones. Esto dado que la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones en el límite de rango NT en la zona de Escondida-Zaldívar. De ser esta acción insuficiente se debe incrementar la tensión con las unidades de Central Atacama. n) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-Domeyko circuito N°1 o N°2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Se debe evitar despachar la generación de Central Atacama a su máxima capacidad, el despacho máximo deberá ser analizado caso a caso, dada la condición de operación existente al momento del mantenimiento. Esto, dado que con una alta generación, ante la desconexión intempestiva de uno de los circuitos de la Línea 220 kV Atacama-Encuentro aumentan las oscilaciones en el sistema. - Se recomienda mantener como condición inicial una tensión alta en las Barras 220 kV Andes y Mejillones. Esto dado que la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones fuera de rango NT en la zonas de Escondida-Zaldívar. Se recomienda incrementar la tensión con las unidades de Central Atacama y Central Termoeléctrica Mejillones, y en caso de ser necesario complementar la acción anterior con DMC en los consumos de la zona. 4.2.2 MANTENIMIENTO / DESCONEXIÓN PROGRAMADA DE LÍNEAS ZONA CENTRO En general las restricciones de esta zona son muy dependientes de la combinación de unidades de la Central Tocopilla en servicio, en particular si la unidad U16 se encuentra despachada o no. Por lo tanto es recomendable analizar las restricciones según las condiciones particulares del momento. En esta zona las restricciones adicionales a las de la topología base son las siguientes: a) Mantenimiento Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero, circuito 6A o 7A En el caso de mantenimiento de un circuito de la línea en cuestión, se pueden producir problemas de estabilidad frente a la apertura del otro circuito de esta línea, situación que es dependiente del despacho de unidades en la Central Termoeléctrica Tocopilla. Para evitar lo anterior se debe considerar lo siguiente: - Se debe restringir la generación en la Central Termoeléctrica Tocopilla a un valor que sea inferior a la menor capacidad entre los ATR 220/110/13.8 y los Booster 110/110, (que en este caso corresponde a 200 MVA ya que todos tienen la misma capacidad que es de 100 MVA), más la generación considerada para el EDAG en Tocopilla. Se debe analizar la alternativa de operar con los ATR's de interconexión entre las barras 220 kV y 110 kV de la Central abiertos en el lado de 220 kV, controlando que el flujo por el circuito en servicio de la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero no sea mayor a 330 MW. - En condiciones de pre-falla, se debe controlar permanentemente el flujo por la Líneas 110 kV Central Tocopilla-A N°1 y N°2, Línea 110 kV Central Tocopilla-Central Diesel Tamaya N°3 y N°4, Línea 110 kV Central Diesel Tamaya-Salar y Línea 110 kV Central Diesel Tamaya-A no sea superior a 65 MW por línea. - Adicionalmente, dado el problema detectado de bajo amortiguamiento ante determinados despachos de la Central Termoeléctrica Tocopilla, se recomienda revisar la sensibilidad del nivel de amortiguamiento Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 18 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 frente a las condiciones de operación presentes, y en caso de ser necesario limitar la generación en dicha Central. b) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Chuquicamata Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Crucero-Salar, se presentarían bajas tensiones en la zona de Chuquicamata, y por lo tanto existiría una alta probabilidad de desprendimiento de carga en los consumos Chuquicamata y Calama. En caso de producirse una desconexión masiva de los consumos indicados anteriormente, ésta provocaría la actuación del EDAG por Sobrefrecuencia, controlando los efectos de la falla. - La desconexión de la totalidad de los consumos de la zona Chuquicamata-Calama frente a las contingencias que deriven en subtensiones relevantes, ha sido abordada en el Estudio EDAC por Subtensión. - En caso de mantenimiento de la línea en cuestión, la apertura intempestiva de la Línea 220 kV SalarChuquicamata provocaría la sobrecarga del Transformador Salar 220/110/13.8 kV, y de las líneas 100kV Salar-km6, la cual queda dentro del rango de sobrecarga admisible de éstos, por lo que no operan las protecciones de sobrecorriente (protección de sobrecorriente 51 tiene Ipu =900 A para el transformador, y Ipu = 550 A para las líneas) quedando todos los elementos en servicio. Se debe privilegiar el flujo a través de las líneas de 110 kV hacia la zona de Chuquicamata, cuidando que en condición de post-falla, no se sobrepase la capacidad por sobrecorriente del Transformador Salar 220/110/13.8 kV, ni de las líneas 100 kV Salar-km 6 Nº1 y N°2. Para aliviar la sobrecarga transitoria post-falla del transformador y las líneas, se debe controlar el consumo de Chuquicamata y aplicar DMC en la zona. - Se recomienda revisar en un ECP, la posición de Taps de los Booster de Tocopilla, de manera de minimizar las sobrecargas antes indicadas. c) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Salar Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - En el caso de producirse la apertura intempestiva de la línea 220 kV Crucero-Chuquicamata, se presentarían bajas tensiones en la zona de Chuquicamata, y por lo tanto existiría una alta probabilidad de desprendimiento de carga en los consumos Chuquicamata y Calama. En caso de producirse una desconexión masiva de los consumos indicados anteriormente, ésta provocaría la actuación del EDAG por Sobrefrecuencia, controlando los efectos de la falla. - La desconexión de la totalidad de los consumos de la zona Chuquicamata-Calama frente a las contingencias que deriven en subtensiones relevantes, ha sido abordada en el Estudio EDAC por Subtensión. d) Mantenimiento Línea 220 kV Salar-Chuquicamata Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - En caso de mantenimiento de la línea en cuestión, la apertura intempestiva de la Línea 220 kV CruceroChuquicamata provocaría la sobrecarga del Transformador Salar 220/110/13.8 kV, y de las líneas 100kV Salar-km6, la cual queda dentro del rango de sobrecarga admisible de éstos, por lo que no operan las protecciones de sobrecorriente (protección de sobrecorriente 51 tiene Ipu =900 A para el transformador, y Ipu = 550 A para las líneas) quedando todos los elementos en servicio. Se debe privilegiar el flujo a través de las líneas de 110 kV hacia la zona de Chuquicamata, cuidando que en condición de post-falla, no se sobrepase la capacidad por sobrecorriente del Transformador Salar 220/110/13.8 kV, ni de las líneas 100 kV Salar-km 6 Nº1 y N°2. Para aliviar la sobrecarga transitoria post-falla del transformador y las líneas, se debe controlar el consumo de Chuquicamata y aplicar DMC en la zona. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 19 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 - Se recomienda revisar en un ECP, la posición de Taps de los Booster de Tocopilla, de manera de minimizar las sobrecargas antes indicadas. e) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Encuentro circuito Nº1 o Nº2 La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. 4.2.3 MANTENIMIENTO / DESCONEXIÓN PROGRAMADA DE LÍNEAS ZONA NORTE En esta zona las restricciones adicionales a las indicadas en la topología base son las siguientes: a) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 o N°2 Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°2 (o N°1) y Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi) de acuerdo a la temperatura ambiente que se esté presentando y a lo establecido en la Política de Operación Zona Norte19. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona. - Se recomienda conectar los condensadores de SS/EE Cóndores y Parinacota y reactor de S/E Cóndores para evitar problemas de tensión en la Zona Norte frente a la ocurrencia de las fallas indicadas. Las consideraciones indicadas tienen como fin evitar que tanto en condiciones de pre-falla como post-falla, se produzcan sobrecargas en las líneas mencionadas. b) Mantenimiento Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 y N°2) de acuerdo a la temperatura ambiente que se esté presentando y a lo establecido en la Política de Operación Zona Norte. De ser necesario, gestionar el aumento de generación de la Central Chapiquiña en el horario de mayor temperatura ambiente, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona. - Se recomienda conectar los condensadores de SS/EE Cóndores y Parinacota para evitar problemas de tensión en la Zona Norte frente a la ocurrencia de las fallas indicadas. Las consideraciones indicadas tienen como fin evitar que tanto en condiciones de pre-falla como post-falla, se produzcan sobrecargas en las líneas mencionadas. c) Mantenimiento un circuito Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente: - Despachar la unidad CTTAR a su potencia máxima de despacho. - Controlar el Consumo de Mineras Collahuasi y Quebrada Blanca de manera que su demanda máxima no sobrepase la capacidad de la Línea 220 KV Encuentro-Collahuasi y/o el circuito de la Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi en servicio. - Adicionalmente, se debe controlar el consumo de la Zona Norte (flujo Línea 220 kV EncuentroCollahuasi, Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 y N°2) de acuerdo a la temperatura ambiente que se esté presentando y a lo establecido en la Política de Operación Zona Norte. De ser necesario, 19 Según documento D-SDO-01-V03 “Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte con Restricciones de Seguridad”. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 20 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 gestionar la el aumento de generación de la Central Chapiquiña en el horario de mayor temperatura ambiente, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona. - Se recomienda conectar condensadores de SS/EE Cóndores y Parinacota para evitar problemas de tensión en la Zona Norte frente a la ocurrencia de las fallas indicadas. Las consideraciones indicadas tienen como fin evitar que tanto en condiciones de pre-falla como post-falla, se produzcan sobrecargas en las líneas mencionadas. d) Mantenimiento Línea 220 kV Tarapacá-Lagunas La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento. Sólo en el caso que la unidad CTTAR no esté despachada, se recomienda realizarlo con el condensador de S/E Cóndores o de S/E Parinacota en servicio. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 21 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 5. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL 5.1 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN DE RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES Las restricciones y/o recomendaciones indicadas en el presente Estudio tienen un carácter general y provienen de la experiencia práctica en la operación y diseño de sistemas eléctricos, basándose en alternativas genéricas de control orientadas a flexibilizar o incrementar la capacidad de transmisión tales como el control de la generación, la DMC, o la implementación y/o ajuste de DAC, DAG o PSSs, etc. Para efectos de una implementación práctica de las restricciones y/o recomendaciones, a nivel de la programación u operación en tiempo real, se considera necesario realizar las siguientes actividades: Análisis de resultados y observaciones por parte de los Coordinados. Contempla un período en el cual los Coordinados puedan analizar los resultados del ERST, tanto en términos de los efectos detectados a partir del análisis de las contingencias como también de las restricciones y/o recomendaciones, y emitir observaciones orientadas a corregir, precisar o complementar dichos resultados. Revisión conjunta DO-Coordinados de las restricciones y/o recomendaciones a implementar. Esta etapa contempla la definición de la alternativa más conveniente, en términos de la SyCS y operación económica del SING, considerando las alternativas propuestas por la DO y/o aquellas complementadas por los Coordinados. Análisis de detalle para efectos de implementación. Esta etapa tiene especial importancia en el caso de recomendaciones que involucren la implementación o ajuste de elementos de control, y contempla el análisis detallado de diseño, implementación práctica, efectos en la SyCS del SING, etc. Implementación definitiva de restricciones y/o recomendaciones. Corresponde a la actividad de implementación en terreno, pruebas y verificación de desempeño en tiempo real. 5.2 VERIFICACIÓN EN TIEMPO REAL El Artículo 6-32 de la NT indica que además de identificar las instalaciones sobre las que se deberán aplicar las restricciones en el Sistema de Transmisión se deberá verificar el cumplimiento de las restricciones en la operación en tiempo real. El cumplimiento de las restricciones del Sistema de Transmisión se verificará mediante el Sistema de Información de Tiempo Real (SITR). A partir de las políticas de operación que se establezcan para la programación y la operación en tiempo real, definidas en base a las recomendaciones establecidas en el presente Estudio, el CDC y los CC coordinarán y operarán, respectivamente, las instalaciones del SI. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 22 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 6. ANEXOS 6.1 ANEXO 1. DESPACHOS Y LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AFECTAS AL ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS SEGÚN TOPOLOGÍA 6.1.1 DESPACHO A continuación se presenta el despacho base utilizado en los análisis. Unidad/ Configuración ANG1 ANG2 CAVA CHAP 1-2 CTA CTH CTTAR U16 CC1 (TG1A+0.5TV1C) NTO2 NTO1 U14 U13 U12 CTM1 CTM2 TOTAL Gen. Bruta [MW] 240 240 2,8 10 149 149 140 270 166 134 128 122 75 75 149 154 2203 6.1.2 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AFECTAS AL ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS SEGÚN TOPOLOGÍA El ERST contempla el análisis de un conjunto de contingencias cuyas características generales en términos de naturaleza y tipo de despeje se encuentran definidas en la NT. Respecto de los elementos del SING para los cuales se analiza la ocurrencia de una contingencia, su definición ha considerado los siguientes aspectos: Sólo se analiza la ocurrencia de contingencias en líneas de transmisión con un nivel de tensión nominal superior a 23 kV20. No se analiza la ocurrencia de contingencias en líneas de transmisión que conectan en forma radial unidades generadoras o consumos. A partir de lo expuesto previamente, el conjunto de líneas de transmisión para el cual se analizó la ocurrencia de contingencias, en función de las topologías consideradas, se indica en Anexo 4: Resultados Obtenidos, agrupándose por zona. 20 Artículo 1-7 de la NT numeral 82). Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 23 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 6.2 ANEXO 2: CONSIDERACIONES GENERALES DE LA NT 6.2.1 CONTINGENCIAS En relación con las contingencias a considerar, el Artículo 6-30 de la NT indica que las restricciones del Sistema de Transmisión se deben determinar para diversos estados del sistema, considerando las contingencias que se establecen en el Capítulo Nº 5 de la NT. La siguiente Tabla muestra un resumen del tipo de contingencias de interés, el estado a partir del cual debe considerarse su ocurrencia y el objetivo de su análisis, según se establece en la NT. Estado de Operación Tipo de Contingencia Severidad Objetivo Estado Normal Contingencia Simple 1, 2, 3, 4 y 5 Verificar condiciones postcontingencia acordes con estándares del Estado Normal. Selección práctica de contingencias a analizar Para seleccionar las contingencias a analizar en el Estado Normal se consideró lo siguiente: En el análisis no se consideran contingencias de severidad 1, dado que el único condensador serie del SING se encuentra en la Línea 345 kV Salta-Andes y sus características de operación, de acuerdo a lo informado por AES Gener21, consideran que en caso de ocurrir una falla en dicho equipo la transmisión de potencia sería desviada mediante by-pass trifásico. Esta operación deja al compensador fuera de servicio sin interrumpir la transmisión de potencia proveniente de la Central Salta, por lo que se prevé no producirá restricciones en el Sistema de Transmisión. No se analizan las contingencias de severidad 2, dado que este tipo de falla corresponde a un cortocircuito monofásico con reconexión exitosa, hecho que no debiera provocar restricciones en el Sistema de Transmisión. Las contingencias de severidad 3, que corresponden a fallas en líneas de simple circuito, sin redundancia de vínculo, no fueron analizadas considerando que el análisis de sus efectos y de los medios de control asociados deberían estar contemplados en los respectivos estudios de EDAC y/o EDAG. Las contingencias de severidad 4 se analizaron considerando un conjunto de líneas seleccionadas sobre la base de la experiencia acumulada en la operación y comportamiento del sistema, según se describe en la sección 6.1.2. y considerando su ocurrencia en Estado Normal. No se analizan las contingencias de severidad 5, dado que fueron analizadas en el Estudio de EDAC, en el caso de desconexión de unidades generadoras, y en el Estudio de EDAG por sobrefrecuencia, en el caso de desconexión de consumos. 6.2.2 EFECTOS DE INTERÉS El Artículo 6-31 de la NT establece que las restricciones del Sistema de Transmisión corresponderán a la potencia máxima que se puede transmitir por las líneas de transmisión tal que, frente a las contingencias en análisis, se verifique a lo menos que: a) Las unidades generadoras no pierden el sincronismo, pudiendo alcanzar una condición de operación estable con posterioridad a la falla, verificando la condición de estabilidad angular. b) El Control de Tensión durante y después del período transitorio asociado a la falla es adecuado y no hay riesgo de colapso de tensión, verificando la condición de estabilidad de tensión. 21 Fax de AES Gener CDEC-SING N°037/2006 del 28 de noviembre de 2006. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 24 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 c) No hay riesgo de inestabilidad de frecuencia, fundamentalmente en aquellas situaciones en que se activa la operación del EDAC o EDAG (o ERAG) por subfrecuencia o sobrefrecuencia, respectivamente. d) El cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT, en lo referente a: o Recuperación dinámica y Control de Tensión. o Recuperación dinámica y Control de Frecuencia. o Niveles mínimos de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas. A partir de lo establecido en la NT, el ERST se concentra en la detección de las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING considerando: Capacidad de transmisión En el Estudio la capacidad de transmisión se verificará a través de la comparación de la potencia transferida, pre y post-contingencia, con respecto a los valores de capacidad transitoria y/o permanente, según corresponda, de líneas de transmisión, transformadores de poder y/o transformadores de corriente (TT/CC). Al respecto, el Artículo 5-32 de la NT establece que la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión se determinará 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. Estabilidad de tensión En el Estudio la estabilidad de tensión se verificará a través de la detección de condiciones proclives a inestabilidad y/o la comparación cuantitativa de los valores de tensión obtenidos del análisis con los estándares establecidos en la NT para el comportamiento dinámico y las condiciones de régimen en los distintos estados de operación. Al respecto, la NT especifica lo siguiente: Estándar de generación y transmisión Magnitud de la tensión en barras del sistema: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en los Artículos 5-25 y 5-29 de la NT, y para el Estado de Emergencia según lo indicado en el Artículo 5-57 de la NT. Magnitud de la tensión en barras de las unidades generadoras y límite de generación de reactivos: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en los Artículos 5-27, 5-28 y 5-30 de la NT, y para el Estado de Emergencia según lo indicado en los Artículos 5-62 y 5-63 de la NT. Estándar de recuperación dinámica Para el Estado Normal y el Estado de Alerta: Magnitud de la tensión en barras del sistema: se debe cumplir lo establecido en el Artículo 5-43 de la NT en relación al valor mínimo y tiempo en que éste se mantiene, así como el valor final de convergencia y la banda de tolerancia. Márgenes de estabilidad y seguridad Margen de estabilidad de tensión: la diferencia entre el valor de tensión que produce el colapso de tensión en cualquier barra de consumo y el valor inferior de la banda de excursión para la tensión definida en los estándares de generación y transmisión debe cumplir lo establecido en el Artículo 5-55 de la NT para el Estado Normal y el Estado de Alerta. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 25 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 Estabilidad en Frecuencia El Estudio no contempla el análisis del desempeño y la estabilidad del SING en términos del comportamiento de la frecuencia, pues se considera ello corresponde a aspectos propios de los Estudios de EDAC y/o EDAG. Respecto de la estabilidad en frecuencia, la NT especifica lo siguiente: Estándar de generación y transmisión Rango de frecuencia: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en el Artículo 5-31 de la NT y para el Estado de Emergencia según lo indicado en el Artículo 5-65 de la NT. Estándar de recuperación dinámica Para el Estado Normal y el Estado de Alerta: Frecuencia: se debe cumplir el valor mínimo de la frecuencia en las instalaciones del sistema de transmisión indicado en el Artículo 5-44 de la NT. Además, el tiempo en que la frecuencia puede permanecer fuera de la banda de operación en régimen permanente debe cumplir lo establecido en el Artículo 5-46 de la NT. Márgenes de estabilidad y seguridad Margen de estabilidad de frecuencia: está dado por la magnitud de la máxima desconexión de potencia de generación que admite el SING de modo de cumplir con los estándares de recuperación dinámica, según lo establece el Artículo 5-56 de la NT para el Estado Normal y el Estado de Alerta, y el Artículo 568 de la NT para el Estado de Emergencia). Amortiguamiento En el Estudio la estabilidad oscilatoria se verificará a través de la comparación cualitativa del amortiguamiento asociado con los modos de oscilación electromecánicos, clasificando el amortiguamiento en: bueno, regular, malo y subamortiguado. Al respecto, la NT especifica lo siguiente: Estándar de recuperación dinámica Para el Estado Normal y el Estado de Alerta: Factor de amortiguación: luego de ocurrida una contingencia simple, el factor de amortiguación de las oscilaciones de potencia activa medido en la línea que transporta mayor potencia y que está más cercana a la ocurrencia de la contingencia deberá ser mínimo 5%, según lo establece el Artículo 5-47 de la NT. Márgenes de estabilidad y seguridad Margen de estabilidad oscilatorio: el factor de amortiguación de oscilaciones electromecánicas en régimen permanente de pequeña señal debe tener un valor mínimo, según el estado del sistema y los elementos serie indisponibles, de acuerdo a lo establecido para el Estado Normal y el Estado de Alerta en el Artículo 5-54 de la NT. Estabilidad Angular Transitoria En el Estudio la estabilidad angular transitoria se verificará a través de la detección de inestabilidades y/o excursiones angulares que cualitativamente reflejen bajo margen de estabilidad. Respecto de eventuales activaciones de protecciones por pérdida de sincronismo, se considera que en ausencia de inestabilidades ellos no deberían presentarse; y de ocurrir, los respectivos ajustes deberían ser modificados en forma coherentes con el comportamiento dinámico del SING. Con respecto a las consideraciones establecidas en la NT, se especifica lo siguiente: Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 26 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 Estándar de recuperación dinámica Para el Estado de Emergencia: Frente a una contingencia simple, el SING debe mantenerse transitoriamente estable, alcanzando al final del transitorio de falla, los estándares de transmisión y generación establecidos para el Estado de Emergencia en el Título 5-8 de la NT. Márgenes de estabilidad y seguridad Margen de estabilidad sincrónico: se debe mantener un margen de seguridad en la excursión del ángulo del rotor respecto de la excursión que activa la protección de pérdida de sincronismo, según el Artículo 5-53 de la NT para el Estado Normal y el Estado de Alerta. Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 27 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 6.3 ANEXO 3. ESQUEMA DE APLICACIÓN PRÁCTICA A partir de lo expuesto en las secciones 6.2.1 Contingencias y 6.2.2 Efectos de Interés, el análisis de las contingencias según estado de operación, los estándares de SyCS a verificar y el nivel de implementación de las restricciones y/o recomendaciones, según corresponda, consideran el esquema de aplicación práctica que se indica en la Figura N°1. Restricciones o recomendaciones a nivel programación ESTADO NORMAL No se establecen recomendaciones Contingencia Simple SI NO ESTADO DE ALERTA ¿Estándares fuera NT? ¿Riesgo apagón total? SI NO Acciones en tiempo real Evolución Sistema en Contingencia Análisis efectos de Contingencias y conclusión de recomendaciones Figura N°1. Esquema de aplicación práctica Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 28 de 29 CDEC-SING C-0007/2012 Clasificación: Para Observaciones Coordinados Versión: 1.0 6.4 ANEXO 4: RESULTADOS OBTENIDOS Los resultados obtenidos consideran los siguientes supuestos generales: Las demandas están en sus niveles normales. EDAC por Subfrecuencia vigente (621 MW). EDAG por Sobrefrecuencia vigente. No se consideran mantenimientos simultáneos de líneas. El detalle de los resultados obtenidos se presenta en los archivos “2012.01.13 Resultados ERST.xls” Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión Pág. 29 de 29
