Informe Coordinados Art. 1-10

CDEC-SIC
Dirección de Operación
INFORME
OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS RESPECTO AL
INFORME DE LA DO “Observaciones referidas a la
aplicación e implementación de la NT de SyCS”
Informe Coordinados
Junio 2012
CDEC-SIC Ltda.
(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)
Teatinos N°280 – Piso 12
Teléfono: (56 2) 424 6300
Fax: (56 2) 424 6301
Santiago – Chile
Código Postal: 8340434
www.cdec-sic.cl
Informe Observaciones de los Coordinados respecto al Informe de la DO:
Rev.
1
Fecha
30-06-2012
Comentario
Realizó
Revisó / Aprobó
Informe Coordinados
DO / Coordinados-
-
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Junio de 2012
Índice
1
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 2
2
OBSERVACIONES A LA NT DE SYCS .................................................................................... 3
2.1
2.2
2.3
AES GENER ......................................................................................................................... 3
COLBÚN S.A. ....................................................................................................................... 8
CHILECTRA S.A. ................................................................................................................ 12
2.4
2.5
2.6
TRANSELEC S.A. ................................................................................................................ 18
CEMENTOS BIO-BIO CENTRO S.A. ...................................................................................... 28
TRANSNET S.A. ................................................................................................................. 29
2.3.1
2.3.2
Observaciones Informe DO ............................................................................................ 12
Observaciones Adicionales ............................................................................................. 16
Observaciones NT SyCS
1
CDEC-SIC
Dirección de Operación
1
Junio de 2012
Introducción
En el Artículo 1-10 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT), se establece
que, cada 4 años, la Comisión Nacional de Energía (Comisión) realizará una evaluación del
funcionamiento y eficiencia de la NT. Para tal efecto, a más tardar 18 meses después de vencido
el período de vigencia de cada decreto de transmisión troncal, a que se refiere el Artículo 93 de
la Ley, la Dirección de Operación (DO) deberá presentar a la Comisión un Informe con los
resultados y problemas en la aplicación e implementación de la NT y un Informe con la opinión
y observaciones de los Coordinados respecto al Informe de la DO.
En relación con lo señalado, la DO realizó una identificación y análisis de los problemas en la
aplicación e implementación de la NT al SIC, como también de problemas conceptuales y de
interpretación de la misma, con el objeto de realizar observaciones, proponer disposiciones
alternativas y la incorporación de otras definiciones y disposiciones que contribuyan a la
seguridad y calidad de servicio, las que se señalan en el presente informe.
Observaciones NT SyCS
2
CDEC-SIC
Dirección de Operación
2
Junio de 2012
Observaciones a la NT de SyCS
2.1 AES GENER
Tít.
1-1
1-1
1-1
Art.
1-7
1-7
Texto Actual
46) Instalación(es) de Conexión de Cliente(s):
Instalaciones que permiten la conexión de
Clientes al Sistema de Transmisión, por
cuyos elementos de potencia serie circula la
energía eléctrica hacia o desde los consumos
de los Clientes. Estas Instalaciones pueden
ser o no de propiedad de los Clientes.
Típicamente paños de subestaciones,
alimentadores o empalmes con sus
respectivos elementos de protección y/o
medición.
23) Coordinado: Todo propietario,
arrendatario, usufructuario o quien explote, a
cualquier título, instalaciones que se
encuentren interconectadas, sean éstas
centrales eléctricas generadoras; líneas de
transmisión a nivel troncal, subtransmisión y
adicionales; subestaciones eléctricas,
incluidas las subestaciones primarias de
distribución o barras de consumo de un
Cliente no sometido a regulación de precios.
1-7
Observaciones NT SyCS
Texto Propuesto
Justificación
Las definiciones de Sistema de Distribución (79) y de
Se propone considerar que los puntos de conexión de los
Sistema de Transmisión (82) indican que ambos
clientes serán al menos en tensiones superiores o iguales
sistemas lindan con los 23 kV y que las instalaciones
a 23 kV
por debajo de los 23 kV se consideran distribución.
Se propone considerar a los propietarios, arrendatarios,
usufructuarios o quienes exploten dichos equipos como
coordinados.
“Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien
explote, a cualquier título, instalaciones que se
encuentren interconectadas, sean éstas centrales
eléctricas generadoras; líneas de transmisión a nivel
troncal, subtransmisión y adicionales; subestaciones
eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de
distribución o barras de consumo de un Cliente no
sometido a regulación de precios; equipos destinados a
ofrecer servicios complementarios.”
Agregar articulado donde se definan los procedimientos
de cálculo para los parámetros mencionados
En la definición actual de coordinado no se consideran
como coordinados empresas que posean equipos que
ofrezcan servicios complementarios.
En la norma técnica no existen procedimientos de
cálculo para las siguientes definiciones, lo que genera
diversas interpretaciones de la forma de cálculo:
10) Capacidad de transmisión en régimen permanente
11) Capacidad de transmisión en régimen transitorio.
39) Excedente neto de Potencia Reactiva
48) Limite térmico
3
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Dirección de Operación
Tít.
Art.
2-1
2-2
2-1
2-7
Texto Propuesto
El presente capítulo comprende los
requerimientos de coordinación, tanto
técnicos como de información, y las distintas
instrucciones de coordinación que puedan
Agregar articulado donde se definan los procedimientos
emanar de la DO, la DP, el CDC o los CC,
de cálculo para los parámetros técnicos más relevantes
según corresponda, que permitan cumplir con
las exigencias de SyCS que se establecen en
la presente NT.
“i) Entregar a la DO y/o DP, según corresponda, la
“i) Entregar a la DO y/o DP, según
información que las respectivas Direcciones Técnicas
corresponda, la información necesaria para
requieran para desarrollar los estudios establecidos en el
desarrollar losestudios establecidos en el
Capítulo N°6 de la presente NT, que no se encuentre
Capítulo Nº 6 de la presente NT”
dentro de la información de la BD web”
Justificación
49) Límite por contingencias.
50) Limite por regulación de tensión
54) Perdida neta de potencia reactiva
56) Plímite
57) Pmáxima
Incorporar como deber de las direcciones técnicas el
establecer procedimientos de cálculo de parámetros
técnicos y los estándares de la información a utilizar en
estudios
Mejorar redacción
Agregar articulado para creación de procedimientos de
cálculo respecto de capacidades de barra
3-4
3-2
Texto Actual
Junio de 2012
3-4
No se hace referencia al diseño de barras en la norma
técnica
a) Si la potencia nominal de cualquier nueva
Si bien el mercado nacional corresponde a un Pool de
unidad generadora que se instale en un SI, es
Centrales con despacho centralizado y contratos
mayor que la potencia nominal máxima de la
bilaterales financieros, donde las inversiones son libres
mayor unidad existente, el propietario de la
Eliminar literal (a) del artículo 3-4, ya que el segundo
y de responsabilidad del sector privado, debe existir al
nueva unidad deberá realizar estudios de
párrafo esta contemplado en el articulo 5-6 y 5-7, donde la menos una opinión técnica o recomendación de la DOP
transitorios electromecánicos de sistemas de DOP como parte del estudio de determinación de
a través de un estudio anual que indique cual es el
potencia para demostrar que su desconexión recursos para satisfacer la condición N-1 debe
tamaño máximo de la central a instalar.
intempestiva del SI , ya sea por causas
dimensionar los EDAC, EDAG y ERAG a utilizar en el
Este estudio sería consecuente con lo planteado en el
propias o externas, no producirá
sistema, en particular, para esta actividad debe
artículo 5-7, donde se indica que es la DOP la
desconexiones automáticas de carga
dimensionar cual es el bloque máximo de carga o
encargada de verificar e identificar el grado en que los
adicionales por subfrecuencia respecto de
generación a desprender sin que lleve el sistema a un
recursos EDAC, ERAG y EDAG participan de la
aquellos causados por la salida de las
colapso. Adicionalmente se solicita formalizar cuales son regulación de frecuencia para la correcta aplicación del
unidades generadoras existentes. En su
los criterios para determinar el bloque máximo de
criterio N-1.
defecto, el propietario de la unidad
generación a desenganchar sin que exista una salida no En opinión de AES Gener no tiene ningún asidero
generadora tendrá la posibilidad de usar
controlada del sistema.
técnico obligar a una central nueva de mayor tamaño a
desconexión automática de carga adicional,
tener el mismo impacto ante un desprendimiento del
como una forma de compensar el tamaño de
sistema que la unidad más grande instalada en el
ésta, lo cual también deberá ser establecido a
sistema, ya que la relación de tamaños podría ser
Observaciones NT SyCS
4
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Dirección de Operación
Tít.
3-2
3-3
Art.
3-6
3-11
Texto Actual
través de estudios de estabilidad. Los
estudios señalados deberán contar con la
aprobación de la DO, caso contrario ésta
deberá informar a la Superintendencia,
adjuntando todos los antecedentes que
respalden las conclusiones respecto de los
estudios presentados por el propietario de la
instalación que se desea conectar al SI.
El diseño de las unidades generadoras
sincrónicas deberá asegurar, para tensiones
en el rango de Estado Normal, que su
diagrama P-Q se extiende al menos en las
zonas definidas a continuación para su
operación entregando o absorbiendo
reactivos.
Zona de operación entregando reactivos:
a) Potencias activa y reactiva nulas.
b) La potencia activa máxima y la potencia
reactiva nula.
c) Las potencias activa y reactiva máximas
correspondientes a factor de potencia 0,92
d) Potencia activa nula y potencia reactiva
correspondiente a la letra c) precedente.
Junio de 2012
Texto Propuesto
Incorporar articulado que considere estas tecnologías
Zona de operación absorbiendo reactivos:
a) Potencias activa y reactiva nulas.
b) La potencia activa máxima y la potencia
reactiva nula.
c) Las potencias activa y reactiva máximas
correspondientes a factor de potencia 0,95
Como mínimo, toda unidad generadora
deberá ser capaz de:
a) Operar en forma estable a potencia
nominal para frecuencias en el rango 49,5 51,0 [Hz].
Eliminar artículo
b) Operar en forma estable a valores de
potencia superiores o iguales al 80% de la
potencia nominal para frecuencias en el rango
47,5 – 49,5 [Hz].
Observaciones NT SyCS
Justificación
sustancialmente diferente. Así los proyectos eléctricos a
instalarse en el sistema deben depender del tamaño del
sistema y su estabilidad dinámica ante contingencias
Agregar que tecnologías ERNC se rigen por artículos
distintos
Lo indicado en el artículo 3-11 está contenido en el
artículo 3-10. Además el literal B) es inconsistente ya
que en casos de subfrecuencia la potencia activa de
una unidad tiende a subir.
5
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
3-4
3-4
4-3
Art.
3-25
3-26
4-22
Texto Actual
Las respectivas potencias de operación en
función de la frecuencia deberán ser
informadas a la DO conforme ésta lo solicite
Cada propietario de instalaciones de un
Sistema de Subtransmisión será responsable
de contar con equipamiento de compensación
de potencia reactiva capacitiva, con una
capacidad igual o superior al 80% de la
máxima Pérdida Neta de Potencia Reactiva
que presenten sus instalaciones en
condiciones normales de operación, para las
distintas condiciones de operación del SI. A
su vez, cada propietario de instalaciones de
un Sistema de Subtransmisión será
responsable de contar con el equipamiento de
compensación de potencia reactiva inductiva,
con una capacidad igual o superior al 50% del
máximo Excedente Neto de Potencia
Reactiva que presenten sus instalaciones en
condiciones normales de operación, para las
distintas condiciones de operación del SI.
Cada propietario de instalaciones de un
Sistema de Subtransmisión será responsable
de contar con equipamiento de potencia
reactiva capacitiva, adicional al señalado en
el artículo precedente, con una capacidad
igual o superior al monto QCompSTx,
calculado como sigue:
El canal de voz no podrá ser utilizado para
comunicaciones que no estén directamente
relacionadas con la operación del SI. La
marca de tiempo de las comunicaciones
grabadas estará sincronizada con la base de
tiempo del CDC
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto Propuesto
Justificación
Ver observación 7, Mas bien Obs. 3
Se mencionan conceptos cuya definición y forma de
cálculo no está definida en la norma técnica
Se solicita aclarar fin del artículo, y adicionalmente se
solicita evaluar el reemplazo el método de cálculo con el
uso de un simulador.
No se comprende cuál es la finalidad de realizar el
cálculo indicado en este artículo, ya que por una parte
obliga al subtransmisor a realizar inversiones sobre
instalaciones de cliente, y también porque la forma de
cálculo no tiene sustento físico a la hora de calcular
dichas compensaciones
El canal de voz no podrá ser utilizado para
comunicaciones que no estén directamente relacionadas
con la operación del SI. La marca del tiempo de las
comunicaciones grabadas estará sincronizada con GPS
local
Los datos deberían estar sincronizados vía GPS en
forma Local y no a través de reloj patrón remoto
6
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
Art.
4-2
4-16
5-1
5-9
9-1
9-2
Texto Actual
La información requerida para el SITR debe
contar con la debida sincronización horaria,
para lo cual será transmitida al CDC con su
marca de tiempo real de ocurrencia,
entendiéndose por tal, la indicación de la
Hora Oficial de ocurrencia de cada evento,
con un error de + 5 [ms], respecto de la base
de tiempo establecida por el reloj patrón que
defina la DO.
Las unidades generadoras que operen en
sincronismo con el SI deberán disponer de la
capacidad de absorber o entregar potencia
reactiva, conforme se indica en el TÍTULO 3-3
de la presente NT
La Información Técnica del SI será procesada
y acumulada por la DP, la cual deberá
mantener y publicar en el sitio WEB del
CDEC una versión actualizada al menos
semestralmente, en formatos compatibles
con herramientas y aplicaciones
computacionales de uso común, esto es, en
archivos tipo ACROBAT (*.PDF), TEXTO
(*.csv) o EXCEL (*.xls), u otros de similares
características, de acuerdo al tipo de
información de que se trate
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto Propuesto
Justificación
La información requerida para el SITR debe contar con la
debida sincronización horaria, para lo cual será
transmitida al CDC con su marca de tiempo real de
Los datos deberían estar sincronizados vía GPS en
ocurrencia, entendiéndose por tal, la indicación de la Hora
forma Local y no a través de reloj patrón remoto
Oficial de ocurrencia de cada evento, con un error de + 5
[ms], respecto de la base de tiempo establecida por GPS
local.
Mejorar el articulado tal que las exigencias a grandes
parques de generación no se transformen en barreras de
entrada a los centrales de generación menos invasivas
Se solicita aclarar si esta restricción es aplicable a
tecnologías ERNC, o a partir de que tamaño es exigible
este requerimiento
La Información Técnica del SI será procesada y
acumulada por las direcciones técnicas que
correspondan, las cuales deberán mantener la
información técnica actualizada y publicada en el sitio
WEB del CDEC, en formatos compatibles con
herramientas y aplicaciones computacionales de uso
común, esto es, en archivos tipo ACROBAT (*.PDF),
TEXTO (*.csv) o EXCEL (*.xls), u otros de similares
características, de acuerdo al tipo de información de que
se trate.
La información debe mantenerse permanentemente
actualizada, y estar siempre accesible por los
coordinados en la página web.
7
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Junio de 2012
2.2 COLBÚN S.A.
Tít.
1-1
Art.
1-7
Texto Vigente y/o
Propuesta CDEC-SIC
81) Sistema de Subtransmisión: Es el sistema
constituido por las líneas y subestaciones
eléctricas que, encontrándose interconectadas al
sistema eléctrico respectivo, están dispuestas
para el abastecimiento exclusivo de grupos de
consumidores finales libres o regulados,
territorialmente identificables, que se encuentren
en zonas de concesión de empresas
distribuidoras.
84) Sistema de Transmisión Troncal : Sistema
constituido por las líneas y subestaciones
eléctricas que sean económicamente eficientes y
necesarias para posibilitar el abastecimiento de la
totalidad de la demanda del sistema eléctrico
respectivo, bajo los diferentes escenarios de
disponibilidad de las instalaciones de generación,
incluyendo situaciones de contingencia y falla,
considerando las exigencias de calidad y
seguridad de servicio establecidas en la Ley
General de Servicios Eléctricos, los reglamentos y
las normas técnicas.
Texto propuesto COLBUN
Justificación
81) Sistema de Subtransmisión: Son las instalaciones
a las que se refiere el Artículo 75º del DFL Nº
4/20.018, 12 mayo 2006.
Más que tratar de elaborar un texto que tenga
consistencia con lo descrito en la LGSE, se debiera
citar el texto de la misma o en caso contrario solo
mencionar el artículo de la LGSE junto con el texto
propuesto por el CDEC.
84) Sistema de Transmisión Troncal: Son las
instalaciones a las que se refiere el Artículo 74º del
DFL Nº 4/20.018, 12 mayo 2006.
Más que tratar de elaborar un texto que tenga
consistencia con lo descrito en la LGSE, se debiera
citar el texto de la misma o en caso contrario solo
mencionar el artículo de la LGSE junto con el texto
propuesto por el CDEC, en este caso no se menciona
un punto bastante importante que tiene relación con el
nivel de tensión mínimo que caracteriza a estas
instalaciones.
1-1
1-7
3-2
3-4
Incluir punto adicional, después del literal h)
i)deben permitir el acceso local y remoto a sus
parámetros, a los registros oscilográficos de fallas y
de eventos del paño sobre el que actúan
Incluir exigencia para que las unidades generadoras
cuenten con registros oscilográficos y de eventos, tal
como se exige a en el artículo 3-28
3-13
Las exigencias mínimas que debe cumplir el
sistema de excitación de las unidades
generadoras del SI son las siguientes:
…………………………
b) El error estacionario en la tensión de
generación deberá ser inferior a 0,25% al variar
el estado de funcionamiento del generador
desde vacío hasta plena carga y factor de
potencia nominal.
………………………………….
Las exigencias mínimas que debe cumplir el sistema
de excitación de las unidades generadoras del SI son
las siguientes:
…………………….
b) El error estacionario en la tensión de generación
deberá ser inferior a 0,25% para cualquier cambio
en la carga del generador.
……………..
Se sugiere incluir texto en azul
3-3
Observaciones NT SyCS
8
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
3-3
3-3
3-3
3-3
Art.
Texto Vigente y/o
Propuesta CDEC-SIC
3-13
c) La tensión máxima entregada por el sistema de
excitación al campo de la unidad generadora
deberá ser como mínimo 2 veces la tensión de
excitación correspondiente a operación a plena
carga y con factor de potencia nominal.
3-13
d) Ante fallas severas localizadas en
proximidades de la unidad generadora, el
gradiente de crecimiento de la tensión de campo
deberá ser tal que la tensión entregada por el
sistema de excitación alcance su máximo antes
de 15 [ms] para una depresión sostenida de la
tensión en los terminales de la unidad generadora
de 50 %, con la unidad operando a plena carga y
con factor de potencia nominal.
3-13
e) Para el caso de sistemas de excitación tipo
Brushless, se deberán considerar las
recomendaciones de desempeño contenidas en el
Estándar IEEE 421.2-1990.
3-18
c) Tiempo máximo de establecimiento igual a 30
segundos para unidades generadoras
termoeléctricas y 120 segundos para unidades
generadoras hidroeléctricas, operando
conectadas al SI. Para la operación en isla las
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto propuesto COLBUN
Justificación
Se sugiere revisar esta exigencia. La tensión de
campo es medible sólo en excitaciones estáticas y en
algunas brushless, resulta difícil comprobar a través
de ensayos que todos los reguladores de tensión
cumplen con esta exigencia. Adicionalmente, para las
unidades generadoras existentes que están operando
en el sistema interconectado y han demostrado
confiabilidad y su relación es levemente menor a 2,
está exigencia no debería ser aplicable.
Sin embargo, en caso de incorporación de nuevas
instalaciones o cambio de equipos de excitación en
las unidades generadoras existentes, se podrá exigir
que nuevos reguladores cumplan con esta exigencia.
Se sugiere revisar esta exigencia.
El cumplimiento se puede verificar solamente a través
de simulaciones. El tiempo que se obtiene es
dependiente del modelo matemático, el cual muchas
veces no representa exactamente la realidad.
Generalmente en simulaciones de un cortocircuito se
muestra que la tensión del campo (EFD) sube
rápidamente, mientras que en la realidad inicialmente
tendría una respuesta inversa. Esta exigencia podría
ser aplicada a nuevas instalaciones que ingresan en
el SI para ver y que debe ser evaluada en la etapa de
estudios de ingreso de la unidad generadora pero que
no debería ser incluida en verificación de
cumplimiento de las instalaciones existentes.
Se sugiere que las unidades que cuenten con
sistemas de excitación tipo Brushless queden
excluidas de la evaluación de desempeño. En caso
contrario se establezca un estándar que
efectivamente de cuenta de esta tecnología. El
estándar definido en la NT (IEEE 421.2-1990, no es
preciso para este tipo de excitatrices.
Se sugiere revisar la exigencia para que en la
operación en isla el cambio de ajustes de parámetros
sea en forma automática, por cuanto no existe una
variable eléctrica que defina con precisión que está en
condición de operación en isla. Para esta definición no
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CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
5-6
6-6
Art.
Junio de 2012
Texto Vigente y/o
Texto propuesto COLBUN
Propuesta CDEC-SIC
unidades generadoras deberán contar con cambio
automático de ajustes de parámetros previamente
definidos de común acuerdo con la DO.
5-39
En Estado Normal o Estado de Alerta, y en
condiciones inmediatamente posteriores a una
Contingencia Simple, el CDC podrá operar los
Elementos Serie del Sistema de Transmisión
manteniendo la corriente transportada en un valor
inferior al límite de sobrecarga admisible de corta
duración definido por cada uno de los
Coordinados. Para efectos de lo señalado
anteriormente, se entenderá por corta duración al
período de duración igual a 15 minutos.
Para la definición del anterior límite, se deberá
considerar como condición inicial de operación
previa a la Contingencia Simple, aquella condición
de operación más probable entre las condiciones
de operación capaces de producir la sobrecarga
más severa.
6-36
La DO deberá verificar la adecuada coordinación
de las protecciones de las instalaciones existentes
de los Coordinados, así como de las instalaciones
que se incorporan, considerando un horizonte de
operación de 12 meses. Los estudios deberán
identificar los sistemas de protección que
presentan deficiencias de coordinación así como
las instalaciones que resultan afectadas, dando
informe de estos resultados a todos los
Observaciones NT SyCS
Justificación
está claro que se enciende por operación en isla,
dado que pueden existir varias condiciones
operacionales de baja inercia pero que el sistema este
interconectado, por el contario en una condición de
isla de alta inercia puede que no sea necesario
efectuar ajustes de parámetros.
En Estado Normal o Estado de Alerta, y en
condiciones inmediatamente posteriores a una
Contingencia Simple, el CDC podrá operar los
Elementos Serie del Sistema de Transmisión
manteniendo la corriente transportada en un valor
inferior al límite de sobrecarga admisible de corta
duración definido por cada uno de los Coordinados.
Para efectos de lo señalado anteriormente, se
entenderá por corta duración un período igual a 15
minutos. Sin embargo, en los casos que existan
automatismos que permiten eliminar la
sobrecarga post contingencia en los tiempos
Se sugiere incluir texto en azul
definidos por los estudios de la DO, por medio de
esquemas EDAC, EDAG o ERAG, el periodo de
corta duración se determinará a partir del tiempo
de actuación de dichos esquemas. La activación
de estos esquemas automáticos estará supeditada
a lo indicado en el artículo 5-7.
Para la definición del límite de sobrecarga admisible
de corta duración, se deberá considerar como
condición inicial de operación previa a la Contingencia
Simple, aquella condición de operación más probable
entre las condiciones de operación capaces de
producir la sobrecarga más severa.
La DO deberá verificar la adecuada coordinación de
las protecciones de las instalaciones existentes de los
Coordinados, motivadas por el impacto sobre el
sistema debido a la incorporación de nuevas
instalaciones que no hayan sido del alcance de la
Se sugiere incluir texto en azul
versión anterior de este estudio. Los estudios deberán
identificar los sistemas de protección que presentan
deficiencias de coordinación así como las
instalaciones que resultan afectadas, dando informe
10
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
Art.
Texto Vigente y/o
Propuesta CDEC-SIC
Coordinados.
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto propuesto COLBUN
Justificación
de estos resultados a todos los Coordinados.
11
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Junio de 2012
2.3 CHILECTRA S.A.
2.3.1 Observaciones Informe DO
Tít Art
.
.
Texto del Borrador
53
53
Texto propuesto
524
Las Instalaciones de Empresas de Distribución deberán
tener un Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos
integrados de 15 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:
515
La demanda total disponible para el EDAC por
subfrecuencia, como porcentaje de la demanda
La demanda total disponible para el EDAC por
conjunta del SI, y el porcentaje de demanda a afectar
subfrecuencia, como porcentaje de la demanda
ante cada contingencia deberá ser determinado por la DO
conjunta del SI, y el porcentaje de demanda a afectar
en base a una evaluación técnica y económica, conforme
ante cada contingencia deberá ser determinado por la DO
a lo exigido en los Estudios Específicos correspondientes.
en base a una evaluación técnica y económica, conforme
La demanda total disponible para EDAC por
a lo exigido en los Estudios Específicos correspondientes.
subfrecuencia no deberá ser mayor al 30% de la
demanda conjunta del SI.
Observaciones NT SyCS
Las Instalaciones de Empresas de Distribución 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:
Justificación
Se solicita mantener la actual redacción de la
Norma Técnica por las siguientes razones:
1) Para mantener coherencia con exigencias
establecidas en Decretos de Precios de Nudo
de Corto Plazo donde la medición se realiza
en forma horaria
2) Considerar intervalos integrados de 15
minutos para calcular el factor de potencia
podría ocasionar un sobredimensionamiento
de los recursos de potencia reactiva y por
ende una sobre inversión, que no
necesariamente contribuye con la seguridad y
calidad de servicio del SI.
Lo anterior es consistente con similar
argumentación señalada por CDEC para
realizar cambios en el Artículo 3-25 de la
Norma Técnica.
Considerando que el EDAC por baja
frecuencia se habilita con el objetivo de evitar
colapsos en la estabilidad del SI, se sugiere
que se establezca un limite como valor
máximo de demanda disponible un 30%
respecto de la demanda conjunta, para evitar
grandes afectaciones al suministro de los
clientes.
12
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít Art
.
.
Texto del Borrador
...
Los índices de Indisponibilidad Forzada y Programada
serán determinados como promediomóvil a cinco años.
5- 512 68
Junio de 2012
Texto propuesto
...
Los índices de Indisponibilidad Forzada y Programada
serán determinados como promediomóvil a cinco años.
Justificación
Será responsabilidad de cada propietario tomar todas las
medidas necesarias para dar cumplimiento a los
estándares que se definen en el Artículo 5-69.
Se entiende que los tiempos de
indisponibilidad establecidos en este artículo,
relacionados a salidas de servicio temporales,
Será responsabilidad de cada propietario tomar todas las
no debieran considerar la situación de
medidas necesarias para dar cumplimiento a los
La DP efectuará los cálculos señalados en el presente
indisponibilidad originados por obras de
estándares que se definen en el Artículo 5-69.
Título de acuerdo al Procedimiento DP “Informe Calidad
ampliación de larga duración, exclusión que
de Suministro y Calidad de Producto”, indicando en cada
debiera quedar claramente expresada en la
La DP efectuará los cálculos señalados en el presente
caso los incumplimientos registrados e informando de ello
Norma Técnica, para efecto de los cálculos
Título de acuerdo al Procedimiento DP “Informe Calidad
mensualmente a la Superintendencia de Electricidad y
que debe realizar el CDEC, que de acuerdo a
de Suministro y Calidad de Producto”, indicando en cada Combustibles.
los procedimientos vigentes dispone de toda
caso los incumplimientos registrados e informando de ello
la información necesaria para ello.
mensualmente a la Superintendencia de Electricidad y
Las indisponibilidades que determine la DP no
Combustibles.
considerarán los casos de indisponibilidad de
instalaciones que se originan por aquellas obras de
ampliación del sistema aprobadas previamente por el
CDEC de acuerdo a los procedimientos vigentes.
Observaciones NT SyCS
13
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít Art
.
.
Texto del Borrador
Los índices de Indisponibilidad Programada y Forzada
aceptables en transmisión, para circuitos de líneas hasta
300 [km] , transformadores, equipos serie y
compensación, serán los siguientes:
5- 512 70
HPROt : Horas de salida promedio anual por concepto de
Indisponibilidad Programada por cada 100 km de circuito
de línea
HFORt : Horas de salida promedio anual por concepto de
Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de circuito de
línea FFORt : Frecuencia de salidas promedio anual por
concepto de Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de
circuito de línea Para líneas de longitud inferior a 100
[km] se considerará un valor fijo de salidas como si fuera
ésta una línea de 100 [km]. Para líneas de longitud
superiores a 300 [km] las horas de indisponibilidad serán
un 65% de los valores indicados en la tabla.
Junio de 2012
Texto propuesto
Justificación
Los índices de Indisponibilidad Programada y Forzada
aceptables en transmisión, para circuitos de líneas hasta
300 [km] , transformadores, equipos serie y
compensación, serán los siguientes:
HPROt : Horas de salida promedio anual por concepto de
Indisponibilidad Programada por cada 100 km de circuito
de línea
HFORt : Horas de salida promedio anual por concepto de
Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de circuito de
línea FFORt : Frecuencia de salidas promedio anual por
concepto de Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de
circuito de línea Para líneas de longitud inferior a 100
[km] se considerará un valor fijo de salidas como si fuera
ésta una línea de 100 [km]. Para líneas de longitud
superiores a 300 [km] las horas de indisponibilidad serán
un 65% de los valores indicados en la tabla.
En consistencia a la modificación propuesta
en el artículo 5-68
Los índices de indisponibilidad programada
señalados no consideran la indisponibilidad de
circuitos o líneas de transmisión por causa de obras
de expansión en el sistema, en consistencia con lo
estipulado en el artículo 5-68.
Observaciones NT SyCS
14
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít Art
.
.
Texto del Borrador
b) Cantidad de intervalos de 15 minutos en que el factor
6- 6de potencia estuvo fuera de los límites establecidos en el
2 18
Capítulo Nº 5 de la presente NT.
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto propuesto
b) Cantidad de intervalos de 60 minutos en que el factor
de potencia estuvo fuera de los límites establecidos en el
Capítulo Nº 5 de la presente NT.
Justificación
Se solicita mantener redacción original de la
Norma para hacer coherencia con la
justificación del artículo 5-24
15
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Junio de 2012
2.3.2 Observaciones Adicionales
Tít.
Art.
Texto Actual
Las instalaciones del Sistema de Transmisión deberán
contar con el sistema de comunicación para proveer al
CDC toda la información que éste determine
necesaria para efectos de la supervisión y
coordinación de la operación del SI en tiempo real,
cuyas exigencias se encuentran definidas en el
Capítulo Nº 4 de la presente NT. Sin perjuicio que la
DO y el CDC del SI puedan requerir otras magnitudes
adicionales, el conjunto mínimo de magnitudes a
supervisar será el indicado a continuación:
a) Flujos de potencias activa y reactiva por cada línea
3-4 3-36
del Sistema de Transmisión, medido en cada extremo
de la línea e indicando la dirección del flujo.
b) Flujos de potencia activa y reactiva por equipo de
transformación, indicando la dirección del flujo.
c) Tensiones de barra.
d) Potencia reactiva inyectada o absorbida por los
equipos de compensación de potencia reactiva.
e) Frecuencia medida en diferentes barras del
Sistema de Transmisión.
f) Temperatura ambiente en subestaciones con barras
en nivel de tensión igual o superior a 66 [kV].
La información requerida para el SITR debe contar
con la debida sincronización horaria, para lo cual será
transmitida al CDC con su marca de tiempo real de
ocurrencia, entendiéndose por tal, la indicación de la
Hora Oficial de ocurrencia de cada evento, con un
error de + 5 [ms], respecto de la base de tiempo
4-2 4-16 establecida por el reloj patrón que defina la DO.
Los datos que se integren a la base de datos de
tiempo real del CDC deberán registrarse con un
retardo no superior a 5 segundos contados desde el
momento de su ocurrencia. En el caso de los cambios
de estado estos deberán ser enviados con la
respectiva estampa de tiempo.
Observaciones NT SyCS
Texto propuesto
Las instalaciones del Sistema de Transmisión deberán
contar con el sistema de comunicación para proveer al CDC
toda la información que éste determine necesaria para
efectos de la supervisión y coordinación de la operación del
SI en tiempo real, cuyas exigencias se encuentran definidas
en el Capítulo Nº 4 de la presente NT. Sin perjuicio que la
DO y el CDC del SI puedan requerir otras magnitudes
adicionales, el conjunto mínimo de magnitudes a supervisar
será el indicado a continuación:
a) Flujos de potencias activa y reactiva por cada línea del
Sistema de Transmisión, medido en cada extremo de la
línea e indicando la dirección del flujo.
b) Flujos de potencia activa y reactiva por equipo de
transformación, indicando la dirección del flujo.
c) Tensiones de barra.
d) Potencia reactiva inyectada o absorbida por los equipos
de compensación de potencia reactiva.
e) Frecuencia medida en diferentes barras del Sistema de
Transmisión con nivel de tensión igual o superior a 220
[kV].
f) Temperatura ambiente en subestaciones con barras en
nivel de tensión igual o superior a 220 [kV].
La información requerida para el SITR debe contar con la
debida sincronización horaria, para lo cual será transmitida
al CDC con su marca de tiempo real de ocurrencia,
entendiéndose por tal, la indicación de la Hora Oficial de
ocurrencia de cada evento, con un error de + 5 [ms],
respecto de la base de tiempo establecida por el reloj patrón
que defina la DO.
Los datos que se integren a la base de datos de tiempo real
del CDC deberán registrarse con un retardo no superior a 5
segundos contados desde el momento de su ocurrencia. En
el caso de los cambios de estado estos deberán ser
enviados con la respectiva estampa de tiempo.
Tratándose de instalaciones de Clientes con una demanda
Justificación
Las medidas de frecuencia y temperatura
ambiente en las instalaciones ubicadas en
dentro de una misma región o zona
geográfica son muy similares y por lo tanto
no se requiere en estos casos disponer en
cada barra del sistema. Por ello se solicita
aumentar el rango de tensión en las barras
para cumplir con la exigencia de medición
de estas variables necesarias para
mantener la seguridad y calidad de servicio.
De esta manera se evita un
sobredimensionamiento de equipos.
Atendiendo a la realidad nacional y a la
tecnología disponible, resulta complejo
cumplir con el actual límite de 5 segundos y
considerando que el retardo de 10 segundo
en la medida de las instalaciones de
clientes con una demanda inferior o igual a
50 MW no afecta la convergencia de flujos
en los sistemas técnicos, solicitamos
ampliar la excepción según lo indicado en el
párrafo propuesto.
16
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
Art.
Texto Actual
Tratándose de instalaciones de Clientes con una
demanda inferior a 4 MW o de centrales generadoras
con una potencia instalada total inferior a 4 MW, el
retardo señalado en el inciso
anterior podrá ser de hasta 10 segundos.
5-2
En el caso de subestaciones eléctricas pertenecientes
al sistema de Transmisión, los propietarios de
transformadores deberán disponer de reservas o
respaldos, propios o de terceros, energizados o
desenergizados, tal que su disponibilidad asegure el
cumplimiento de lo indicado en el artículo 5-5 y
Artículo 5-6 de la presente NT, justificándose la
5-8 desconexión automática y/o manual de carga cuando
esta sea la solución óptima en términos técnicos y
económicos, siempre y cuando dichas reservas y
respaldos estén operativos antes de 96 horas
contadas desde el inicio de la indisponibilidad que se
debe corregir. Lo anterior es sin perjuicio de los
estándares de calidad de suministro que se
establezcan en la reglamentación vigente.
El CDC podrá considerar vías alternativas de
comunicación en estado de Emergencia, las cuales
deberán ser incoporadas en el PRS que debe
4-3 4-26
desarrollar la DO. Estas vías alternativas podrán ser
utilizadas sólo bajo los términos y condiciones que
establezca la DO en su PRS.
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto propuesto
inferior o igual a 50 MW o de centrales generadoras con
una potencia instalada total inferior a 4 MW, el retardo
señalado en el inciso
anterior podrá ser de hasta 10 segundos.
Justificación
En el caso de subestaciones eléctricas pertenecientes al
Sistema de Transmisión, los propietarios de transformadores
deberán disponer reservas o respaldos, propios o de
terceros, energizados o desenergizados, tal que su
disponibilidad asegure el cumplimiento de lo indicado en el
Artículo 5-5 y Artículo 5-6 de la presente NT, justificándose
la desconexión automática y/o manual de carga cuando ésta
sea la solución óptima en términos técnicos y económicos,
siempre y cuando dichas reservas y respaldos estén
operativos dentro del tiempo de indisponibilidad de
transmisión aceptable que señale el decreto de precio
de nudo vigente. Lo anterior es sin perjuicio de los
estándares de calidad de suministro que se establezcan en
la reglamentación vigente.
La redacción actual del citado artículo da
espacio a interpretar de forma errónea que
se puede mantener a un cliente sin servicio
durante un tiempo máximo de 96 horas, lo
que no guarda relación ni con los
estándares de seguridad ni con la realidad
de las exigencias de calidad que hacen los
clientes sobre las empresas. Los tiempos
de indisponibilidad aceptables del decreto
de precio de nudo se entienden para todos
los clientes, ya sea clientes de
distribuidoras o clientes libres. Se propone
esta redacción para tener coherencia con
los estándares que establece la
reglamentación vigente en toda la cadena
de transmisión eléctrica.
El CDC podrá considerar vías alternativas de comunicación
en estado de Emergencia, las cuales deberán ser
incoporadas en el PRS que debe desarrollar la DO. Estas
vías alternativas podrán ser utilizadas sólo bajo los términos
y condiciones que establezca la DO en su PRS.
No obstante, frente a contingencias que afecten los
sistemas de comunicaciones, los CC de cada
coordinado y el CDC del CDEC, deberán contar con a lo
menos un teléfono satelital para garantizar las
comunicaciones entre los Centros de Control.
En el pasado terremoto de 27 de febrero
de 2010, quedó de manifiesto la necesidad
de contar con un canal de comunicación
adicional como la satelital. Actualmente
este párrafo no está incorporado en la
Norma Técnica, pero se sugiere agregarlo
como una exigencia adicional en el Título 43
17
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Junio de 2012
2.4 TRANSELEC S.A.
Tít.
1-9
2-2
3
3-3
Art.
Texto Actual
Texto propuesto/Propuesta General
Asimismo, los Procedimientos DO y los Procedimientos DP
Asimismo, los Procedimientos DO y
serán igualmente públicos, en las mismas condiciones
los Procedimientos DP serán
señaladas en este inciso, una vez que la Comisión los
igualmente públicos, en las mismas
1-9
informe favorablemente.
condiciones señaladas en este inciso,
Los CDEC deben coordinarse entre sí para realizar los
una vez que la Comisión los informe
Procedimientos en forma conjunta, para evitar
favorablemente.
interpretaciones diferentes a la NT.
Propuesta general:
Se debe incluir en capítulo N°2 de la norma, entre las
acciones que DO desarrolla para cumplir con las exigencias
de S&CS esté la emisión de un procedimiento operacional
que evalúe el riesgo que generan las intervenciones o
desconexiones que efectúan los coordinados en sus
instalaciones en explotación sobre las que permanecen en
servicio, de forma que el CDEC determine el impacto a ese
Nuevo
riesgo potencial y lo incluya en el despacho de las
instalaciones de forma de controlar dicho impacto.
En dicho procedimiento o en el de procedimiento de
desconexiones se deberían establecer plazos de respuesta
de CDEC para solicitudes de intervención o desconexión que
permitan la debida coordinación de los trabajos y que
permitan conocer las aceptaciones o rechazos con
antelación.
Propuesta general:
Se deben establecer los regímenes de sobrecarga sin
pérdida de vida útil que eventualmente se exigirán en la
Nuevo
operación de los transformadores de poder de los sistemas
de transmisión, clientes y de generación para especificarlos
adecuadamente.
Los transformadores de poder de
Los transformadores de poder de unidades generadoras
unidades generadoras sincrónicas
sincrónicas deberán tener el neutro del lado de alta tensión
deberán tener el neutro del lado de
conectado a tierra de modo que provea una vía de circulación
3-16
alta tensión conectado a tierra de
a las corrientes de secuencia cero en el caso de fallas en el
modo que provea una vía de
SI.
circulación a las corrientes de
En caso que un generador se conecte en barras de MT de
Observaciones NT SyCS
Justificación
Actualmente cada uno realiza sus procedimientos con
diferentes criterios y aplicaciones.
Es necesario operar las instalaciones con S&CS en todo
momento y en particular cuando en los SI se presentan
mayores riesgos de desconexiones intempestivas, esto
es, durante intervenciones y/o desconexiones para
ejecutar trabajos de mantenimiento o por obras nuevas;
por lo que los operadores deben determinar el impacto
que dicha intervención podría tener en el SI y operar el
sistema con las debidas medidas de seguridad que
minimicen dicho impacto de forma de preservar la
seguridad en el sistema.
En la actualidad los coordinados son informados un día
(o dos días en fines de semana) antes del rechazo de
sus solicitudes con grandes impactos en sus proyectos o
mantenimientos programados.
Actualmente no hay estándares de capacidad de
sobrecargas sin pérdida de vida útil en transformadores
de poder a nivel nacional. Por otra parte, las normas
internacionales sólo dan cuenta de cómo calcular el
tiempo de sobrecarga sin pérdida de vida útil, pero no
recomiendan valores.
Actualmente existe una ambigüedad para los
generadores que se conectan en barras de MT de
instalaciones de una S/E primaria o de clientes.
18
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
3-4
Art.
Junio de 2012
Texto Actual
Texto propuesto/Propuesta General
Justificación
secuencia cero en el caso de fallas en instalaciones de cliente, se deberán adecuar las protecciones
el SI
existentes de modo de garantizar el despeje de las fallas en
el SI.
Consideraciones generales:
3-24
al 326
Observaciones NT SyCS
Los artículos 3-23 a 3-27 pretenden establecer normas
claras para que se instalen suficientes recursos, con los
mismos problemas de siempre. El enfoque puede ser
muy equitativo, pero falta el respaldo técnico para
diferenciar condiciones distintas (longitud de las líneas y
magnitud de las transferencias esperadas en relación a
la potencia natural). Además, por el hecho que los
estudios se deben hacer en condiciones normales, no
resuelven en absoluto los graves problemas que se
pueden presentar en condiciones de falla.
Lo lógico sería realizar periódicamente estudios técnicoeconómicos para evaluar los requerimientos de
compensación, en condiciones normales y ante
contingencias, para que los distintos sistemas puedan
Propuesta general:
cumplir los factores de potencia indicados por la NT en
Se concuerda con ambos CDECs que los artículos señalados los nudos frontera (salvo que la optimización de los
sobre requerimientos de compensación de reactivos de los
recursos indique que conviene más relajar un
sistemas de subtranmisión y adicionales ameritan una
determinado factor de potencia), considerando además
revisión.
los requerimientos de operación segura del sistema, que
pueden ser más restrictivos que los rangos de la NT.
Obviamente siempre existe la posibilidad de instalar un
equipo de compensación para alcanzar el factor de
potencia del a NT, sin embargo, técnica- y
económicamente pueden haber mejores soluciones.
El costo resultante podría ser prorrateado sobre la base
de la incidencia de cada uno de los factores en los déficit
y excedentes detectados. De esta forma se instalaría la
combinación óptima de los distintos tipos de
compensación (reactores, CC/EE, CER, CC/SS,
compensación serie u otros) en un lugares y con los
sistemas de control más apropiados.
En la medida que aumente el nivel de carga en los
sistemas de transmisión (por ejemplo, al utilizar
esquemas EDAC o EDAG) y sobre todo, si se llegan a
utilizar conductores de alta temperatura, las pérdidas de
19
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
3-4
Art.
Texto Actual
3-24
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto propuesto/Propuesta General
Justificación
potencia reactiva aumentarán demasiado como para
afrontar los problemas sin estudios técnicos.
Aspectos positivos artículo:
• no se exige compensación individual, sino de todas las
instalaciones interconectadas entre sí de un mismo
propietario
• equipos de compensación pueden quedar instaladas en
sistemas de terceros (eléctricamente cercanas)
• CDC pueden solicitar operación de esos equipos para
optimizar el SI, bajo la condición de respetar estándares
de SyCS.
Aspectos negativos:
• Con respecto a la última observación, ¿para qué exigir
la instalación de equipos de compensación en un área en
que de antemano se sabe que no son necesarios?
• Se exige un 80% de compensación capacitiva de las
pérdidas netas. En líneas muy cargadas el 20% podría
causar estragos aguas arriba (o abajo, en el caso de
Propuesta general:
centrales). En líneas poco cargadas incluso un
Se concuerda con ambos CDECs que los artículos señalados porcentaje mayor podría pasar inadvertido.
sobre requerimientos de compensación de reactivos de los
• Además, el cálculo se exige en condiciones normales,
sistemas de subtranmisión y adicionales ameritan una
con las dos líneas de un doble circuito en servicio.
revisión.
¿Quién se debe hacer cargo del ΔQ en caso de falla, que
puede ser mucho mayor que el 20% en condiciones
normales?
• Se ve que el artículo ampara compensación que puede
ser extremadamente deficitaria y en otros casos
innecesaria. Depende de la longitud de las líneas, de la
razón entre potencia máxima (en condición n-1) y la
potencia natural, en algunos casos también de la
ubicación en el sistema (no tiene sentido exigir CC/EE en
una zona excedentaria y viceversa).
• En el otro extremo se exige compensación de un 50%
de los excedentes netos de potencia reactiva en
condiciones normales. En unos pocos casos se requiere
un reactor, pero no por NT, sino de una potencia por
razones técnicas, para la energización (depende del nivel
de tensión y de la longitud) o para afrontar fallas (líneas
de 500 kV y de la Zona Sur). En la mayoría de los casos
20
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
Art.
3-4
3-25
3-4
3-26
3-4
Texto Actual
3-28
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto propuesto/Propuesta General
Justificación
los excedentes máximos de un tramo son tan bajos que
no vale la pena instalar compensación, salvo que se trata
de una zona excedentaria. En este último caso
convendría mucho más instalar un reactor común con
financiamiento compartido.
• En el caso de centrales se permite la desconexión de
un circuito en horas de baja carga, bajo la condición que
la seguridad no se vea afectada negativamente è
formulación imprecisa. Lo que debería señalar la NT es
que una falla en la línea única no tenga otras
consecuencias.
• ¿Se pueden desconectar las dos líneas si la central
está fuera de servicio?
Propuesta general:
Se concuerda con ambos CDECs que los artículos señalados
sobre requerimientos de compensación de reactivos de los
Similar a artículo 3-24.
sistemas de subtranmisión y adicionales ameritan una
revisión.
• El artículo es correcto, la formulación es complicada. Se
supone que la idea consiste en que cada sistema de
subtransmisión debe tener suficiente compensación para
poder transmitir la potencia entre puntos de inyección y
de retiro, considerando la combinación de factores más
desfavorable en el rango que permite la NT.
Propuesta general:
• En este artículo tampoco se indica quien se debe hacer
Se concuerda con ambos CDECs que los artículos señalados cargo del aumento de las pérdidas en caso de falla
sobre requerimientos de compensación de reactivos de los
(incluyendo una central interna), que pueden ser montos
sistemas de subtranmisión y adicionales ameritan una
significativos.
revisión.
• En caso de instalaciones enmalladas, la idea de aplicar
los cálculos al conjunto a primera vista es buena, pero se
presta para que ocurran abusos en el sentido de hacer
circular potencia reactiva que pueden afectar la calidad y
seguridad de la operación (históricamente, transferencias
de potencia reactiva muy elevadas de Alto Jahuel hacia
Cerro Navia).
En literales b)I y b)II las órdenes de desenganche a los
extremos remotos deberán ser enviadas salvo en los casos
que existan conexiones en derivación de la línea y que sean
instalaciones de retiro.
Dado que una instalación de retiro conectada en
derivación no aporta a la falla no es necesario
desconectarla ante falla en barras remotas adyacentes.
21
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
3-4
3-4
3-4
Art.
Texto Actual
3-28
3-28
3-29
Junio de 2012
Texto propuesto/Propuesta General
Texto propuesto (A continuación de literal a)I. agregar):
Los esquemas de protección de líneas troncales deberán
poseer doble enlace de comunicaciones de forma que los
tiempos de despeje establecidos en el artículo 5-49c) queden
asegurados ante mantenimientos o fallas de uno de los
enlaces de comunicación.
En instalaciones troncales los enlaces entre salas de
protecciones y teleprotecciones deben ser tal que se evite la
inducción de ruido en los cables que unen los equipos de
teleprotecciones con las protecciones, dichos equipos deben
estar ubicados en la misma sala y conectadas por fibra óptica
a los sistemas de comunicaciones.
Justificación
En líneas de sistema troncal se hace necesario tener
duplicidad de enlace de comunicaciones de forma de
cumplir los requisitos mínimos establecidos en la
NTS&CS; por ejemplo: redundancia y tiempos de
despeje de 120 ms para instalaciones troncales.
La necesidad de establecer este requerimiento nace de
fallas que se han presentado en instalaciones troncales
como la ocurrida el 19 de julio del 2010 en subestación
Alto Jahuel, en lo cual se produjo unainterferencia
electromagnética por fallas a tierra que provocó el mal
comportamiento de estos equipamientos.
Dadas las dificultades que introducen los tap-off, a saber:
- Disminución de la confiabilidad de la línea a la cual se
conectan (debido a que aumentan los elementos que
pueden fallar: tramo de línea hasta paño de tap-off,
equipamiento de paño, etc.)
- Demoras en la recuperación de servicio
- Disminución de la capacidad de transporte cuando el
tramo de transmisión tiene más de un circuito
- Degradación inevitable de los sistemas de
En el caso que el propietario de una
comunicaciones por onda portadora (atenuación de la
instalación solicite su conexión a
señal versus ruido)
través de un arranque de simple
- Aumento de las pérdidas de servicio, de la inyección o
circuito de línea o transformación , en Se propone eliminar la posibilidad de conexión de derivación
retiros que usa el tap-off
un punto intermedio de líneas que
(tap-off) a líneas del sistema de transmisión troncal. (Párrafos
- Pérdida de selectividad en algunas condiciones
forman parte del Sistema de
5 a 10 del artículo)
operacionales,
Transmisión Troncal, deberán
considerar el cumplimientos de los
se solicita eliminar las conexiones en derivación al
siguientes requisitos técnicos ...
sistema de transmisión troncal.
Ante la permanencia de este párrafo, concordamos con
CDEC que se deben establecer mayores exigencias a
los tap-off; estas mayores exigencias deberían tener en
cuenta la distancia mínima a los extremos a la que
pueden conectarse, cabe también cuestionarse si se
aceptarán los Tap-Off en líneas de tensiones superiores,
por ejemplo 500 kV. Así mismo, se hace absolutamente
necesario que la factibilidad de instalación de un Tap-Off
Observaciones NT SyCS
22
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
3-4
3-4
3
Art.
Texto Actual
Junio de 2012
Justificación
en el sistema troncal esté validado por estudios que
efectue el CDEC correspondiente.
El impacto de una falla en una sección de barras cuando
Las subestaciones de sistema de
los elementos serie del troncal no están conectados con
Transmisión Troncal deberán tener
Texto propuesto (a continuación de párrafo tercero):
redundancia en barras (Ejemplo: existen tres
una configuración de barras con
transformadores de poder troncales pero sólo dos
redundancia suficiente para realizar el Adicionalmente, las subestaciones del Sistema de
secciones de barras) puede significar un apagón local o
mantenimiento de cada interruptor
Transmisión Troncal deberán tener una configuración de
3-29
global. Para evitar lo anterior se propone que las futuras
asociado a líneas, transformadores u barras ó secciones de barras con redundancia suficiente para
barras troncales tengan la flexibilidad adecuada en su
otros equipos pertenecientes al
asegurar que una falla en una de sus barras ó sección de
configuración y/o que los paños puedan tener la
Sistema de Transmisión Troncal, sin barra no se propague al resto de las instalaciones del SI de
flexibilidad y/o habilidad de cambiarse de barra en una
alterar la configuración topológica del forma que no afecte el normal suministro de los consumos
falla, entre otras soluciones que permitan lograr el
sistema.
objetivo.
a) La conexión en derivación desde
Actualmente el estándar de los Tap-Off de los sistemas
una línea de simple circuito o desde
de subtransmisión permite la descordinación en el Tapuno de los circuitos de una línea de
Off, lo que ha sido aceptado en la industria y a nivel de
Texto propuesto (a continuación de párrafo segundo):
dos o más circuitos, podrá realizarse
operadores cuando al tap-off se conecta una única
simepre que el arranque cuente con
instalación y por lo tanto se arriesga pérdida de
... para lo cual la empresa de subtransmisión deberá realizar
elementos de protección y maniobra
selectividad sólo con dicha instalación. En la actualidad
las modificaciones necesarias de los esquemas de
que permitan mantener el tiempo de
se tienen Tap-Off con conexiones múltiples en SIC; es
protecciones existentes de la línea.
despejes de fallas en la línea de
decir se conecta una línea, uno o dos transformadores
3-31
Lo anterior supone que en la conexión en derivación se
subtransmisión dentro de los tiempos
de poder, empeorándose así la selectividad en el
conecta un único alimentador (línea o transformación) y en
máximos permitidos por el artículo 5despeje de fallas de forma importante. Al fallar una de
caso que se conecten más de un alimentador la conexión en
49, y que aclare selectivamente las
esas tres instalaciones en la zona de descoordinación se
derivación deberá incorporar sistemas de teleprotecciones de
fallas en el arranque, para lo cual la
pierden además las otras dos instalaciones. Se propone
forma de implementar un esquema de protecciones de tres
empresa de subtransmisión deberá
entonces restringir la conexión en Tap-Off siempre que
puntas.
realizar las modificaciones necesarias
se conecte un único alimentador y cuando sea necesaria
del esquema de protecciones de la
la conexión de más de una instalación al Tap-Off exigir
línea.
una conexión del tipo línea de tres puntas.
Hoy en día no existen exigencias mínimas para estos
automatismos y su uso en los sistemas ha ido en
aumento con estándares que dependen de quién los
implemente; por lo que se hace necesario establecer
Propuesta general:
requisitos mínimos por ejemplo para: confiabilidad,
Se deben incluir estándares mínimos para automatismos de
Nuevo
disponibilidad, redundancia de enlace de
protección de los sistemas como los son los PDCE,
comunicaciones, de unidad principal, etc. También el
EDACxCE, EDAG, ERAG.
Regulador debe definir cual es la vida útil que tienen
estos sistemas, puesto que al estar constituidos por
componentes electrónicos o soluciones tecnológicas, su
vida útil podría no superar los 5 años; debido a lo cual,
Observaciones NT SyCS
Texto propuesto/Propuesta General
23
CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
Art.
3
Nuevo
Texto Actual
La planificación para el desarrollo del
SI deberá ser tal que permita
conservar los márgenes y reservas
operacionales necesarios para
garantizar que ante la ocurrencia de
una Contingencia Simple, sus efectos
no se propaguen a las restantes
instalaciones del SI y puedan
provocar la salida incontrolada de las
mismas.
5-2
Para estos efectos, el Estudio de
Transmisión Troncal y sus revisiones,
a que se refiere la Ley General de
41034
Servicios Eléctricos, durante su
realización deberá verificar que las
alternativas de ampliación
recomendadas aseguren el
cumplimiento de lo señalado en el
inciso anterior, a través de la
aplicación del Criterio N-1, en todos
los tramos del Sistema de
Transmisión Troncal, que permitan
dar cumplimiento a las exigencias de
SyCS establecidas en la presente NT.
Junio de 2012
Texto propuesto/Propuesta General
Justificación
se requiere establecer el Costo de Renovación o
Upgrade del Equipamiento.
Texto propuesto:
Se debe agregar este artículo de forma que la exigencia
Las maniobras de equipos de compensación de potencia sea generalizada para cualquier filtro, reactor o paso de
reactiva y filtros, necesarias para mantener la tensión y
banco de capacitores conectados a barras del SI con
el nivel de armónicas en los rangos exigidos en la
tensión mayor o igual a 220kV, dado que el Artículo 3-43
presente NT, se deberán realizar en forma automática.
puede ser interpretado como exigencia sólo para los
extremos AC de los enlaces HVDC.
Las maniobras en filtros, reactores y pasos de
capacitores en barras del SI con tensión nominal igual o El valor 2% propuesto es sólo referencial. Un valor
superior a 220kV, no deberán producir variaciones de
definitivo debiese ser determinado por medio de estudios
tensión superiores a un 2% de la tensión de servicio.
específicos.
Texto propuesto:
La planificación para el desarrollo del SI deberá ser tal que
permita conservar los márgenes y reservas operacionales
necesarios para garantizar que ante la ocurrencia de una
Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las
restantes instalaciones del SI y puedan provocar la salida
incontrolada de las mismas o provocar la pérdida de
suministro.
Para estos efectos, el Estudio de Transmisión Troncal y sus
revisiones, a que se refiere la Ley General de Servicios
Eléctricos, durante su realización deberá verificar que las
alternativas de ampliación recomendadas aseguren el
cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior, a través de
la aplicación determinística del Criterio N-1, en todos los
tramos de líneas y de transformación del Sistema de
Transmisión Troncal, que permitan dar cumplimiento a las
exigencias de SyCS establecidas en la presente NT.
La planificación para el desarrollo del SI debiese ser tal
que los efectos de una Contingencia Simple no se
propaguen a ningún tramo troncal o provoquen la pérdida
de suministro, con todos los efectos a los consumidores
finales asociados.
La experiencia vivida en el blackout del 14 de marzo de
2010 da cuenta de la importancia de contar con el
adecuado respaldo en los tramos de transformación a fin
de asegurar que los efectos de una contingencia simple
no se propague al resto del sistema o implique pérdida
de suministro.
Del mismo modo, los Estudios de Subtransmisión a que se
refiere la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán
cumplir lo señalado en el inciso anterior para las
instalaciones de cada Sistema de Subtransmisión.
Del mismo modo, los Estudios de
Subtransmisión a que se refiere la
Observaciones NT SyCS
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CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
5-2
5-2
Art.
5-6
5-8
Texto Actual
Ley General de Servicios Eléctricos,
deberán cumplir lo señalado en el
inciso anterior para las instalaciones
de cada Sistema de Subtransmisión.
La operación del SI deberá ser tal que
permita conservar los márgenes y
reservas operacionales necesarias
para garantizar que ante la ocurrencia
de una Contingencia Simple, sus
efectos no se propaguen a las
restantes instalaciones del SI y
puedan provocar la salida
incontrolada de las mismas.
En el caso de subestaciones
eléctricas pertenecientes al Sistema
de Transmisión, los propietarios de
transformadores deberán disponer
reservas o respaldos, propios o de
terceros, energizados o
desenergizados, tal que su
disponibilidad asegure el
cumplimiento de lo indicado en el
Artículo 5-5 y Artículo 5-6 de la
presente NT, justificándose la
desconexión automática y/o
manual de carga cuando ésta sea
la solución óptima en términos
técnicos y económicos, siempre y
cuando dichas reservas y
respaldos estén operativos antes
de 96 horas contadas desde el
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto propuesto/Propuesta General
Justificación
Texto propuesto:
...mismas o provocar pérdidas de suministro a menos que se
cuente con un sistema EDACxCE para la contingencia en
ese tramo de transmisión.
Texto propuesto:
En el caso de subestaciones eléctricas pertenecientes al
Sistema de Transmisión, los propietarios de transformadores
deberán disponer reservas o respaldos, propios o de
terceros, energizados o desenergizados, tal que su
disponibilidad asegure el cumplimiento de lo indicado en el
Artículo 5-5 y Artículo 5-6 de la presente NT. Asimismo,
para efectos de planificación del SI, los tramos de
transformación no debiesen admitir sobrecarga.
De acuerdo a lo propuesto en el Artículo 5-5, el diseño
de los tramos de líneas y tramos de transformación debe
cumplir el criterio N-1 en forma determinística.
La experiencia vivida en el blackout del 14 de marzo de
2010 da cuenta de la importancia de contar con el
adecuado respaldo en los tramos de transformación a fin
de asegurar que los efectos de una contingencia simple
no se propague al resto del sistema o implique pérdida
de suministro.
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CDEC-SIC
Dirección de Operación
Tít.
5-4
5-6
Art.
Texto Actual
inicio de la indisponibilidad que se
debe corregir. Lo anterior es sin
perjuicio de los estándares de
calidad de suministro que se
establezcan en la reglamentación
vigente.
5-25 y
5-29
5-42
Encontrándose en Estado Normal
al ocurrir una Contingencia hasta
severidad 7, la tensión no deberá
descender transitoriamente de 0.7
por unidad luego de 10 ms de
despejada la contingencia, en
ninguna barra del Sistema de
Transmisión.
La tensión tampoco podrá
permanecer por debajo de 0.8 por
unidad, por un tiempo superior a 1
segundo. La magnitud de la tensión
en todas las barras del SI deberá
converger a su valor final, ingresando
dentro de una banda de tolerancia de
+/-10% en torno al mismo, en un
Observaciones NT SyCS
Junio de 2012
Texto propuesto/Propuesta General
Justificación
Texto propuesto (nuevo artículo):
Ante fallas simples, ninguna barra del sistema troncal o de
subtransmisión puede sufrir caídas de tensión de más de 3%
en barras de tensión nominal de 500 kV o superior y de 5%
en barras de tensión nominal de 110 kV o superior,
considerando la diferencia entre las tensiones pre-falla y las
tensiones finales en régimen post-falla.
8. En complemento a los Art. 5-25 y 5-29, que establecen
los límites de tensión en Estado Normal y de Alerta,
respectivamente, falta agregar un artículo nuevo que
limite las caídas de tensión ante contingencias simples a
un máximo de 5% en todas las barras del sistema troncal
y de subtransmisión, para evitar el creciente impacto que
causan las fallas en equipos y subsistemas conectados.
Para este efecto se debe considerar la diferencia entre
tensiones pre-falla y las tensiones finales en régimen
post-falla.
Muchos países contemplan una exigencia de este tipo en
las normas técnicas respectivas. En barras de 500 kV
más las caídas de tensión incluso se suelen limitar a 3%.
La nueva NTSyCS debería considerar un plazo
razonable para cumplir esta exigencia, debido al tiempo
que requieren los estudios, pero sobre todo, a la
dificultad de resolver todos los problemas en forma
simultánea.
Se propone eliminar el primer párrafo o en su defecto,
remplazar el período de los 10 ms por una exigencia que
tenga justificación desde el punto de vista de funcionamiento
de los equipos y una adecuada recuperación dinámica del
sistema.
En relación con el primer párrafo del artículo 5-43,
realizadas las consultas sobre el origen de este artículo,
nadie sabe quienes lo introdujeron ni su justificación.
Revisando normas de otros países y a juicio de todos los
especialistas consultados, la exigencia de los 10 ms es
desmedida y muy difícil de cumplir. En muchos puntos
requeriría un equipamiento especial de alto costo
(equipos STATCOM o similares), que desde el punto de
vista de seguridad y confiabilidad del sistema no tienen
mayor justificación salvo el cumplimiento de la NTSyCS.
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Art.
Texto Actual
tiempo no superior a 20 segundos,
medido desde el instante de
aplicación de la contingencia.
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Texto propuesto/Propuesta General
Justificación
3
Se deben introducir en la Norma Técnica criterios de diseño
especiales para subestaciones encapsuladas (GIS o
tecnología equivalente).
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Establecer los estudios de impacto mínimos que deben
realizar las empresas cuando se interconectan a
instalaciones de terceros (dejando abierta la posibilidad de
exigir estudios adicionales). Si es estima necesario, se
pueden agregar los aspectos básicos que deben abarcar.
Actualmente no están descritos por ejemplo las
exigencias sísmicas sobre estos equipos (sí lo está sobre
equipos al "aire libre"), entre otras.
Hoy este asunto es bilateral, y es bueno sea
estandarizado, para que no parezca una imposición de la
empresa a la cual se está conectando. Dentro de los
estudios adicionales que pueden ser solicitados se
encuentra el de capacidad de barras, capacidad de malla
de tierra, Transient Recovery Voltage (TRV), etc.
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2.5 CEMENTOS BIO-BIO CENTRO S.A.
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2.6 TRANSNET S.A.
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