ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA Y DETERMINACIÓN … · (Centro de Despacho Económico de Carga del...

ESTUDIO CONTROL DE FRECUENCIA

Y DETERMINACIÓN DE RESERVAS

INFORME FINAL

Mayo 2016

Nombre de Documento - Fecha 2

Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas –Mayo 2016 2

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

Teatinos N°280 – Piso 11 Teléfono: (56 2) 2424 6300

Fax: (56 2) 2424 6301 Santiago – Chile

Código Postal: 8340434 www.cdec-sic.cl

Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas Informe presentado por la DO del CDEC-SIC:

Rev Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó

1 02-05-2016 Informe Preliminar Carlos Prieto C. Ricardo Leal M.

José M Castellanos

2 31-05-2016 Informe Final Carlos Prieto C. Ricardo Leal M.

José M Castellanos

http://www.cdec-sic.cl/



Índice

1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS...................................................................................... 4

2 ANTECEDENTES .......................................................................................................... 5

3 RESERVA PARA CSF ..................................................................................................... 6

3.1 Identificación de requerimientos ............................................................................... 6

3.2 Metodología ................................................................................................................ 6

3.3 Resultados ................................................................................................................... 7

4 RESERVA PARA CPF ................................................................................................... 10

4.1 Identificación de requerimientos ............................................................................. 10

4.2 Reserva para CPF ante variaciones instantáneas de los consumos ......................... 11

4.2.1 Metodología .......................................................................................................... 11

4.2.2 Resultados ............................................................................................................. 12

4.3 Reserva para CPF ante la pérdida de generación ..................................................... 13

4.3.1 Metodología general............................................................................................. 13

4.3.2 Asignación de las reservas de potencia para el CPF y CSF .................................... 16

4.3.3 Representación de la Demanda ............................................................................ 18

4.3.4 Representación de la Generación ......................................................................... 19

4.3.5 Representación de la Reserva en el Modelo PLP ................................................. 25

4.3.6 Escenarios de estudio ........................................................................................... 28

4.3.7 Modelo de incertidumbre hidrológica .................................................................. 28

4.3.8 Costos de operación anual esperado vs. nivel de reserva para CPF .................... 28

4.3.9 Costos de ENS Anual Esperado vs. nivel de reserva para CPF .............................. 30

4.3.10 Reserva óptima para CPF .................................................................................. 40

5 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DEL SIC .............................................. 44

5.1 Escenario Demanda Alta ........................................................................................... 45

5.2 Escenario Demanda Baja .......................................................................................... 55

6 COMENTARIOS Y CONCLUSIONES ............................................................................. 66



1 Introducción y Objetivos

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT de SyCS), en el artículo 6-43 del Título 6-8, establece que la Dirección de Operación (DO) del CDEC-SIC deberá realizar un estudio denominado “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”, cuya periodicidad será al menos anual y que tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT, a través de:

a) La definición de los requerimientos de las reservas para el CPF y el CSF, necesarias para cumplir con los estándares de SyCS de la presente NT.

b) La correcta asignación de las reservas entre las diferentes unidades generadoras participantes del CPF y del CSF.

c) La evaluación del desempeño del Control de Frecuencia y la cantidad de recursos para el Control de Frecuencia.

d) Las correcciones y ajustes necesarios a las políticas de seguridad operativa, toda vez que existan riesgos de incumplimiento de los estándares de SyCS.

De conformidad con lo indicado, en el presente informe se determinan las reservas requeridas para el control primario de frecuencia (CPF) y para el control secundario de frecuencia (CSF), conjuntamente con la verificación del cumplimiento de las exigencias normativas a través de simulaciones dinámicas de la pérdida de generación más severa en los correspondientes escenarios de operación de alta demanda y baja demanda más exigentes.



2 Antecedentes

El contenido de este documento se ha desarrollado en el contexto de la aplicación de la NT SyCS, la cual establece que la Dirección de Operación del CDEC-SIC debe realizar un estudio denominado “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”, con una periodicidad al menos anual. En el Titulo 6-8 de la NT SyCS se establecen los objetivos de dicho estudio así como un conjunto de criterios, requisitos y el procedimiento metodológico que se deberá adoptar para determinar las reservas de potencia para el Control Primario de Frecuencia (CPF) y para el Control Secundario de Frecuencia (CSF). Por otra parte, en los incisos 24), 25), 80) y 81) del artículo 1-7 de la NT SyCS, se definen el CPF, el CSF, la reserva primaria y la reserva secundaria respectivamente. Adicionalmente los antecedentes específicos empleados son:

Históricos: tasa de falla acumulativa de la salida de las unidades de generación al 31 de diciembre de 2015, registros de la generación total del SIC durante el mes de Diciembre 2015 con intervalos de 10 segundos, registros de generación horaria real y programada correspondiente al año 2015.

Vigentes: Esquema de EDAC, base datos empleada por el PLP y el PowerFactory DIgSILENT.

Futura: Predicción de la demanda del año hidrológico abril 2016 - marzo 2017 y plan de obras de generación y transmisión presentado por la CNE en la fijación de precios de nudos del Octubre de 2015.



3 Reserva para CSF

3.1 Identificación de requerimientos

Para que en un sistema se pueda ejercer el CSF, es necesario proveer al sistema con una adecuada capacidad de respuesta en recursos de generación de energía que cubran las necesidades que no han sido satisfechas por el Control Primario de Frecuencia, de forma que dicha capacidad sea capaz de seguir la tendencia de aumento o de disminución de demanda del sistema. Esta capacidad de generación se conoce con el nombre de reserva de potencia secundaria y está disponible en aquellas unidades de generación con reguladores de velocidad con acción manual o automática con el propósito de hacer que el error de frecuencia del sistema sea igual a cero. Para este tipo de reserva de potencia, según lo establecido por la NT en el artículo 6-50, se requiere cubrir el mayor error estadístico que se tiene en la previsión de la demanda total del sistema.

3.2 Metodología

La reserva de potencia para el CSF, según lo establecido en el artículo 6-50 de la NT, debe ser determinada por la DO en función del mayor error estadístico en la previsión de demanda. Considerando que en la operación real del sistema, el despacho de generación se ajusta en cada hora a la demanda real que tiene el sistema. Dicho ajuste, se realiza a partir de una programación de la generación horaria denominada pre-despacho de generación horario, el cual normalmente difiere del despacho de generación real. La diferencia entre estos dos despachos, da origen a un error denominado error de previsión de demanda, el cual tiene diferentes valores hora a hora con una característica aleatoria. Debido a la característica aleatoria de dicho error, se debe determinar el error estadístico de la previsión de la demanda, error que se determina entre el incremento de generación horaria programada y el incremento de la generación real entre horas sucesivas.

Los registros de generación real que se deben emplear no deben contener los registros horarios de aquellas horas o intervalos de horas involucradas con pérdidas de generación originadas por fallas en el sistema

Sea la siguiente notación: h : índice de notación de hora “h” con h=1,2,…,8760.

GRealh : generación real del SIC en hora “h”, en [MW].

GProgh : generación programada del SIC en hora “h”, en [MW].

EPrevih : error de previsión incremental de generación en hora “h”, en [MW].

Nh : número de registros, Nh=8760

EPreviMedio : error medio de previsión de la generación.



El error estadístico de la previsión horaria de la demanda se determinó considerando un intervalo de tolerancia del 95%, esto es, se espera que el error estadístico considerado contenga el 95% de los errores de la muestra. El error estadístico, se expresa como un rango

comprendido dentro de los límites EPreviMedio1.96. El cálculo considera los siguientes pasos: Calcular el Error de Previsión de generación horario

11 PrPrReRePr hhhhh ogGogGalGalGeviE

Calcular el error medio de la previsión de generación

h

Nh

h

h

MedioN

eviE

eviE

1

Pr

Pr

Calcular la desviación estándar del error de previsión de generación horario, como:

1

PrPr1

2

h

Nh

h

Medioh

N

eviEeviE

Determinar la magnitud de la reserva para el CSF, que resulta ser equivalente al rango de validez del error estadístico con un intervalo de tolerancia del 95%, como:

)()( Pr,Pr96.1Pr,96.1Pr eviEeviEeviEeviE MedioMedio

3.3 Resultados

El error estadístico de previsión de demanda se determina para el período de operación real comprendido entre el 1 de enero y 31 de diciembre del año 2015. En el siguiente gráfico se muestra la distribución de frecuencia del error de previsión de demanda.



Figura 1. Histograma del Error de Previsión de Demanda.

El error de previsión de demanda estadísticamente está representados por un valor medio igual a 0.021 [MW] y una desviación estándar igual a 73.1 [MW], lo cual considerando un

intervalo de confianza del 95% resulta en un error estadístico igual 143 [MW] Según el análisis horario, el cual se muestra en la siguiente tabla, se observa que los errores de previsión horaria son mayores en aquellas horas donde existió un mayor incremento o decremento horario de la demanda y son menores en aquellas horas donde la demanda presenta un comportamiento más plano.

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

Fre

cue

nci

a [%

]

Error [MW]

Histograma Error de Previsión de Demanda (1° Enero al 31 Diciembre 2015)



Tabla: Error de Previsión de Demanda año 2015.

Error de previsión demanda año 2015 (1º enero al 31 de diciembre 2015)

Horaria Bloque Horario Anual

Hora Desde Hasta DESVST +/- DESVST +/- DESVST +/-

2 1:00 1:59 58.8 115

55.8 109

73 143

3 2:00 2:59 41.8 82

4 3:00 3:59 37.3 73

5 4:00 4:59 33.4 66

6 5:00 5:59 34.3 67

7 6:00 6:59 60.6 119

8 7:00 7:59 73.2 143

9 8:00 8:59 78.5 154

10 9:00 9:59 61.6 121

11 10:00 10:59 60.3 118

12 11:00 11:59 54.4 107

13 12:00 12:59 49.7 97

14 13:00 13:59 56.0 110

15 14:00 14:59 49.5 97

16 15:00 15:59 52.7 103

17 16:00 16:59 51.1 100

18 17:00 17:59 71.1 139

19 18:00 18:59 87.6 172

103.7 203

20 19:00 19:59 108.1 212

21 20:00 20:59 130.8 256

22 21:00 21:59 86.8 170

23 22:00 22:59 70.5 138

24 23:00 23:59 89.8 176

1 0:00 0:59 134.3 263

Para considerar la observación mencionada anteriormente, se propone emplear dos montos de reserva de potencia en el CSF:

109 [MW] en el intervalo de operación entre las 01:00 y las 18:00 horas,

203 [MW] en el intervalo de operación entre las 18:00 y las 01:00 horas.



4 Reserva para CPF

4.1 Identificación de requerimientos

La necesidad de mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda eléctrica en todo momento, con el objeto de compensar los desbalances instantáneos producidos por la variación naturales de los consumos o perturbaciones tales como la desconexión intempestiva de generación o de consumos mayores, determina la necesidad de mantener en todo momento una cantidad de potencia de reserva en giro, denominada reserva primaria, destinada a efectuar la regulación primaria de frecuencia y de esta forma, restablecer el equilibrio entre la generación y la demanda eléctrica. La determinación de la magnitud de la reserva primaria involucra un compromiso entre la calidad y seguridad de servicio que se desea alcanzar y el costo económico asociado a disponer de tal reserva. Por lo anterior, el problema de determinación de la magnitud de la reserva primaria pasar a ser un problema técnico-económico. Se identifican dos tipos de reserva primaria, una de ellas está destinada para atender las variaciones naturales instantáneas de la demanda y la otra, para restablecer el equilibrio generación-demanda provocada por la desconexión intempestiva de generación. La magnitud de la segunda reserva, es el resultado de equilibrar los menores costos de operación al reducir dicha reserva con respecto al aumento de los costos asociados a la energía no suministrada (ENS), debido a la desconexión de carga por baja frecuencia (EDAC) por déficit de generación (reserva en giro). En términos económicos, la reserva primaria óptima, debe ser determinada de forma que el costo de operación más el costo por energía no suministrada sea mínimo. Motivado por lo anterior, en este capítulo se presenta el procedimiento para determinar el monto de reserva económica y técnicamente óptima para el Control Primario de Frecuencia (CPF) para el SIC, considerando la metodología, los criterios de operación y los estándares de Seguridad y Calidad de Servicio que se establecen en la NT.



4.2 Reserva para CPF ante variaciones instantáneas de los consumos

4.2.1 Metodología

La ocurrencia de fluctuaciones instantáneas de la demanda, se originan de manera aleatoria en todo momento del día. Particularmente en el SIC, existen consumos que presentan importantes fluctuaciones instantáneas de su carga, como lo son las plantas de laminación.

Algunas variaciones de carga tienen una cierta periodicidad de ocurrencia, como por ejemplo los consumos de plantas industriales de fabricación de acero (siderúrgicas), en cambio otras variaciones no presentan tal periodicidad, tal como la conexión y desconexión de alimentadores y/o líneas de transmisión.

Estadísticamente, para poder rescatar desde los registros de datos de la demanda la componente asociada a las variaciones intempestivas de la demanda, se recomienda que el período de muestreo sea menor que 10 veces que la periodicidad de ocurrencia de las variaciones de los consumos de las plantas industriales mencionadas de menor periodo.

Cuando no existen registros de datos de los consumos, es conveniente emplear los registros de datos de la generación total del sistema, ya que el aporte de generación de las unidades tiende a responder con las variaciones de los consumos.

Sea la siguiente notación:

PInsti : registro de generación de potencia total instantánea del registro “i”.

PFiltri : registro de generación de potencia total instantánea filtrada del registro “i”, corresponde a la parte de la tendencia de la demanda.

PRandi : registro de generación total instantánea aleatoria del registro “i”, corresponde a la parte de fluctuaciones aleatorias que experimenta la generación del sistema ante las fluctuaciones aleatorias de los consumos.

Donde PFilti se determina como

12

L

PInst

PFilt

L

Lk

ki

i

Alternativamente puede determinarse como la Tendencia Lineal de los registros entre intervalos de tiempo dados (por ejemplo cada una hora).

La variable L corresponde al periodo o ventana de tiempo móvil considerado para sacar la



componente correspondiente a la tendencia de la demanda.

La componente aleatoria de la demanda (PRandi) se determina como:

iii PFiltPInstPRand

Donde los valores PRandi son valores positivos y negativos, con un valor medio cercano a cero.

El valor estadístico a considerar como reserva de potencia para atender las variaciones intempestiva de la demanda, será tal que, el rango considerado contenga el 95% de los eventos, esto es:

96.1,96.1, )()(

MedioMedio PRandPRandPRandPRand

4.2.2 Resultados

En el estudio se ha empleado una data de registros de generación total con las siguientes características:

Tasa de muestreo de 10 segundos.

Período de la muestras entre el 01 al 31 de Diciembre de 2015.

No se deben tomar en cuenta los registros de generación que involucren pérdidas de generación, pérdidas de consumos y conexión y desconexión de consumos debido a las maniobras operacionales.

Considerando el filtrado de los registro según la metodología basada en media móvil con un intervalo de tiempo de 30 minutos, se obtienen los siguientes resultados:

Período Valores estadísticos [MW]

Promedio Desviación estándar Reserva CPF

01 al 31 de Diciembre de 2015 0.0 30 +/-59

Conforme con los resultados del cuadro anterior, se recomienda que la reserva de potencia para el CPF asociado a las variaciones naturales y aleatorias de los consumos sea de +/- 59 [MW].



4.3 Reserva para CPF ante la pérdida de generación

4.3.1 Metodología general

Se debe determinar una reserva de potencia tal que la función de costo constituida por el costo de operación más el costo de la energía no suministrada debido al desprendimiento de carga por EDAC, sea mínima, en un horizonte de operación de 12 meses. La metodología general adoptada, requiere la determinación de lo siguiente:

1) La previsión de la demanda total del SIC y de los consumos por barras a través de una curva de duración con cinco bloques y con etapas semanales en un horizonte de 12 meses del año hidrológico 2015, esto es, abril 2015 a marzo 2016, para su utilización en el programa de programación de la generación de largo plazo PLP.

2) El costo de operación anual esperado en función de la reserva de potencia destinada para el CPF asociado a la pérdida de generación.

3) La tasa de falla equivalente anual expresada en fallas/hrs de las unidades de generación existentes y de las que entran en servicio en el período de evaluación.

4) El monto de carga desprendida por el EDAC en función de la reserva de potencia destinada para el CPF asociado a la pérdida de generación.

5) Tiempo de recuperación del servicio en función del monto de carga desprendido por el EDAC y de la reserva pronta disponible.

6) La energía no suministrada y su costo (por actuación del EDAC) en función de la reserva de potencia destinada al CPF.

7) El costo total de operación más el costo de la energía no suministrada en función de la reserva de potencia destinada al CPF.

8) Identificación de la reserva de potencia optima, para la cual el costo determinado en la etapa anterior es mínimo.

9) Análisis del comportamiento dinámico del sistema para una de las contingencias más críticas, en términos del monto de la pérdida de generación, en escenarios de demanda máxima y mínima con reserva de potencia óptima para el CPF.

El siguiente diagrama describe el procedimiento utilizado para construir las curvas que relacionan el sobre costo de operación y el costo de ENS para distintas magnitudes de reserva y, a partir de estos, determinar la magnitud de reserva económicamente óptima relacionada con las desconexiones forzadas o pérdidas intempestivas de generación.



Figura 2a. Diagrama Flujo Reserva Óptima para CPF.

Diagrama flujo

Reserva Óptima de Potencia para el CPF

Determinar previsión demanda horaria anual y

requerimientos de reserva para CPF y CSF

Inicio

Definir Criterio de Asignación de

Reservas para CPF y CSF

Configurar Modelo de demanda

anual con curva duración con etapas

semanales con 5 bloques

Programación de Largo Plazo (PLP)

Etapas

Semanales

Reservas

Costo de Operación Esperado

Por bloque:

-Despacho Medio de Generación (DMG)

%Reserva CPF Previsión de Demanda

horaria anual Requerimientos

de reserva

Notación:

CPF : Control Primario Frecuencia

CSF : Control Secundario Frecuencia 1

¿Se verifican

Reservas?

No

Si

Modificar

Reservas

2

Reservas

Operativas



Figura 2b. Diagrama Flujo Reserva Óptima para CPF (Continuación).

Determinación de Desconexión de

Carga (DC) por EDAC BF a través

de Simulación Estática ante fallas

de unidades generadoras

Simulación Dinámica: Escenarios DemAlta y

DemBaja, contingencia unidades generadoras

DC : Por Bloque, por %reserva,

para DMG:

Determinación de ENSE y CENSE

anual

FFG TRDC

Continuación Diagrama flujo

Reserva Óptima de Potencia para el CPF

%Reserva %ResOptima

CENSE

COPE

CTE Costos

Costos Anuales vs. %Reserva CPF

Notación:

DC : Desconexión Carga EDAC

ENSE : Energía No Suministrada

Esperada

CENSE : Costo de ENSE

COPE : Costo de Operación Esperado

CTE : Costos Total Esperado

(CENSE+COPE)

FFG : Frecuencia de falla anual de

generador

TRDC : Tiempo de recuperación por

profundidad de DC

Análisis de SyCS

¿Se verifican

condiciones?

CENSE anual

%Reserva

para CPF

Fin

Si

Incrementar

Reserva

No

DMG

%ResOp Anual

1

2

Costo de

Operación

Esperado



Cabe señalar, que el modelo probabilístico que simula las fallas de las unidades de generación con el fin de estimar la ENS, no considera las variaciones del consumo con la frecuencia y la tensión, ya que una vez restablecidos los valores de frecuencia y de tensión de régimen permanente la magnitud de los consumos no presentan cambios significativos. En consecuencia, se asumirá desprendimiento de carga por EDAC toda vez que la potencia generada de la unidad sujeta a falla sea superior al monto de reserva de potencia utilizado. De esta forma, procederá el desprendimiento de un número suficiente de escalones de carga cuya magnitud de potencia total permita restablecer al menos el equilibrio entre la generación y la demanda.

4.3.2 Asignación de las reservas de potencia para el CPF y CSF

En el presente estudio, la determinación de la reserva en giro para el CPF contempla la participación de un conjunto de unidades generadoras del SIC. Este conjunto de unidades, señaladas en la siguiente tabla, se han seleccionado tomando en cuenta la experiencia de operación real del SIC, la participación de unidades en los planes de recuperación de servicio vigentes y de la información técnica recibida de las empresas propietarias.

Central P Max [MW]

P Min [MW]

Estatismo permanente

[p.u].

CANUTILLAR U1 86 40 0.047

CANUTILLAR U2 86 40 0.047

RALCO U1 345 90 0.07

RALCO U2 345 90 0.07

PANGUE U1 230 50 0.0215

PANGUE U2 230 50 0.0228

ELTORO U1 112.5 0 0.0278

ELTORO U2 112.5 0 0.0278

ELTORO U3 112.5 0 0.0278

ELTORO U4 112.5 0 0.0278

ANTUCO U1 156.5 60 0.023

ANTUCO U2 156.5 60 0.022

CIPRESES U1 34 15 0.03



PEHUENCHE U1 280 120 0.025

PEHUENCHE U2 280 120 0.04

COLBUN U1 237 100 0.05

COLBUN U2 237 100 0.05

MACHICURA U1 47.5 0 0.05

MACHICURA U2 47.5 0 0.05

RAPEL U1 88.16 40 0.1

RAPEL U2 88.16 40 0.09

RAPEL U3 88.16 40 0.08

RAPEL U4 88.16 40 0.1



Central P Max [MW]

P Min [MW]

Estatismo permanente

[p.u].

RAPEL U5 88.16 40 0.13

ABANICO U1 21.5 5 0.03

ABANICO U2 21.5 5 0.03

ABANICO U3 21.5 5 0.03

ABANICO U4 21.5 5 0.03

ABANICO U5 24.7 5 0.03

ABANICO U6 24.7 5 0.03

PILMAIQUEN U1 5.1 0 0.04





PULLINQUE U1 16.3 0 0.04



CANDELARIA_B1 127.5 (GNL) 125.3 (DIESEL)

60 0.04

CANDELARIA_B2 127.8 (GNL) 128.6 (DIESEL)

60 0.04

TALTAL_1 115 65 0.0395

TALTAL_2 117 65 0.0392

La repartición de las reservas de potencia en las unidades de generación incluidas en la tabla anterior es asignada en forma económica por la aplicación del modelo PLP. Cabe señalar, que las turbinas de gas de los ciclos combinados y otras unidades turbogas no contempladas en la lista anterior pueden eventualmente proveer reserva en giro. Sin embargo, en la práctica estas unidades de generación generalmente son despachadas a plena carga por mérito económico, con excepción de casos en que alguna de éstas sea despachada a mínimo técnico por seguridad operativa. La reserva de potencia para CPF ante variaciones instantáneas de los consumos se asigna a la unidad reguladora piloto. En base a las características técnicas y al margen de reserva mínimo requerido para atender dichas variaciones, las unidades que pueden operan como unidad reguladora piloto son las siguientes:

El Toro U1, U2, U3 y U4

Ralco U1 y U2

Pehuenche U1 y U2

Colbún U1 y U2, mientras cota embalse > 418 m.s.n.m

Las unidades de las centrales de Antuco, Rapel y Canutillar (cota embalse > 224.65 m.s.n.m) sólo se utilizan en condiciones particulares de operación del sistema, debido a su bajo margen de reserva de potencia activa



La unidad reguladora piloto opera con un estatismo prácticamente nulo (inferior a 0,001), lo que le permite corregir el error de frecuencia originado por las variaciones instantáneas de la demanda.

4.3.3 Representación de la Demanda

En los artículos 6-45 y 6-48 de la NT, se establece que el horizonte del estudio corresponde a un período de 12 meses y que se deberán tomar en cuenta las siguientes consideraciones con respecto a la demanda del SI:

a) Una resolución trimestral o menor, esto es, etapas de representación de la demanda con período trimestral o menor.

b) Representación de las variaciones intempestivas de la demanda. c) La previsión de demanda usada en la programación de la operación para el período

de 12 meses. d) La variación estimada de la demanda con la frecuencia.

Para la aplicación del modelo PLP, la demanda se representa utilizando curvas de duración. Para este caso particular, se utilizaron curvas de duración semanales con un detalle de 5 bloques para cada semana. La duración de los bloques se determina minimizando su diferencia con la curva de duración estimada de acuerdo con la estadística horaria disponible. La variación de la demanda con la frecuencia y con la tensión, utilizada para las simulaciones dinámicas del presente estudio, serán las que utiliza actualmente la DO en sus estudios de operación del sistema, esto es:

Tipo carga kpf kpv kqf kqv

Industrial 2.6 0.18 1.6 0.6

Residencial 0.9 1.3 -2 3



4.3.4 Representación de la Generación

En el artículo 6-48 de la NT, se establece que las unidades de generación deben ser representadas por:

a) Las tasas de indisponibilidad forzada y programada vigentes en el CDEC.

b) Los costos variables de operación de centrales termoeléctricas, la previsión de la producción de las centrales hidroeléctricas, el programa de mantenimiento mayor actualizado, así como las restricciones técnicas, que definida la DO, de acuerdo a los procedimientos e información que se encuentre vigente en el CDEC.

Las condiciones de representación de la generación establecidas en dicho artículo, están representadas en el modelo de programación de largo plazo (PLP). Por otra parte, para considerar la probabilidad de falla de las unidas de generación se considera la estadística de falla acumulativa expresada en fallas/hrs y cuyo resultado, considerando una ventana de tiempo desde abril del año 2003 hasta Diciembre de 2015, se muestra en la siguiente tabla.

Tasa de falla de unidades de generación (hasta el 31 de Dic. 2015)

Id Unidad de Generación Tasa de Falla

Anual Horaria 1 ABANICO_U1 4.0000 0.0004566

2 ABANICO_U2 0.4000 0.0000457

3 ABANICO_U3 0.4000 0.0000457

4 ABANICO_U4 0.2000 0.0000228

5 ABANICO_U5 2.6000 0.0002968

6 ABANICO_U6 2.6000 0.0002968

7 ALFALFAL_U1 1.4000 0.0001598

8 ALFALFAL_U2 3.6000 0.0004110

9 ANGOSTURA_U1 1.4000 0.0001598

10 ANGOSTURA_U2 1.2000 0.0001370

11 ANGOSTURA_U3 1.8000 0.0002055

12 ANTILHUE TG_U1 12.2000 0.0013927

13 ANTILHUE TG_U2 10.4000 0.0011872

14 ANTUCO_U1 2.0000 0.0002283

15 ANTUCO_U2 1.0000 0.0001142

16 ARAUCO_U1 16.6000 0.0018950

17 ARAUCO_U2 4.8000 0.0005479

18 BLANCO_U1 3.2000 0.0003653

19 BOCAMINA_U1 4.2000 0.0004795

20 BOCAMINA II_U1 5.4000 0.0006164

21 CALLE CALLE_U1 2.6000 0.0002968

22 CALLE CALLE_U2 2.6000 0.0002968

23 CALLE CALLE_U3 2.0000 0.0002283

24 CALLE CALLE_U4 3.2000 0.0003653

25 CALLE CALLE_U5 2.2000 0.0002511

26 CALLE CALLE_U6 2.2000 0.0002511

27 CALLE CALLE_U7 2.8000 0.0003196

28 CALLE CALLE_U8 1.4000 0.0001598

29 YUNGAY_U1 5.2000 0.0005936

30 YUNGAY_U2 7.2000 0.0008219

31 YUNGAY_U3 4.0000 0.0004566

32 YUNGAY_U4 0.6000 0.0000685




33 CANDELARIA_U1 3.6000 0.0004110

34 CANDELARIA_U2 4.4000 0.0005023

35 CANELA_U1 2.0000 0.0002283

36 CANELA II_U1 0.8000 0.0000913

37 CANUTILLAR_U1 1.6000 0.0001826

38 CANUTILLAR_U2 3.0000 0.0003425

39 CAPULLO_U1 15.2000 0.0017352

40 CARENA_U1 0.4000 0.0000457

41 CARENA_U2 0.4000 0.0000457

42 CARENA_U3 0.2000 0.0000228

43 CARENA_U4 0.4000 0.0000457

44 CELCO_U1 15.2000 0.0017352

45 CEM BIOBIO CENTRO_U1 1.6000 0.0001826








53 CENIZAS_U1 9.8000 0.0011187

54 CENIZAS_U2 11.4000 0.0013014

55 CENIZAS_U3 12.4000 0.0014155

56 CHACABUQUITO_U1 5.8000 0.0006621

57 CHACABUQUITO_U2 4.4000 0.0005023

58 CHACABUQUITO_U3 1.6000 0.0001826

59 CHACABUQUITO_U4 2.8000 0.0003196

60 CHACAYES_U1 8.6000 0.0009817

61 CHACAYES_U2 8.8000 0.0010046

62 CHIBURGO_U1 0.6000 0.0000685

63 CHIBURGO_U2 0.2000 0.0000228

64 CHILOE_U1 2.4000 0.0002740

65 CHOLGUAN_U1 25.2000 0.0028767

66 CHUYACA_U1 6.2000 0.0007078

67 CHUYACA_U2 4.2000 0.0004795

68 CHUYACA_U3 4.4000 0.0005023

69 CHUYACA_U4 6.6000 0.0007534

70 CHUYACA_U5 3.2000 0.0003653

71 CHUYACA_U8 6.4000 0.0007306

72 CIPRESES_U1 4.8000 0.0005479

73 CIPRESES_U2 3.6000 0.0004110

74 CIPRESES_U3 4.0000 0.0004566

75 COLBUN_U1 1.4000 0.0001598

76 COLBUN_U2 1.0000 0.0001142

77 COLIHUES_U1 9.6000 0.0010959

78 COLIHUES_U2 7.2000 0.0008219

79 COLMITO_U1 4.8000 0.0005479

80 CONCON_U1 16.2000 0.0018493

81 CONCON_U2 17.6000 0.0020091

82 CONCON_U3 18.6000 0.0021233

83 CONSTITUCION_U1 16.4000 0.0018721

84 CONSTITUCION_U2 3.4000 0.0003881

85 CONSTITUCION 1 ELEK_U1 2.2000 0.0002511









91 CORONEL_U1 22.6000 0.0025799

92 COYA_U5 2.6000 0.0002968

93 CURILLINQUE_U1 3.2000 0.0003653

94 DEGAÑ_U1 4.4000 0.0005023

95 DIEGO DE ALMAGRO_U1 3.2000 0.0003653

96 EL PEÑON_U1 0.8000 0.0000913

97 EL RINCON_U1 1.0000 0.0001142

98 EL TORO_U1 4.6000 0.0005251

99 EL TORO_U2 2.6000 0.0002968

100 EL TORO_U3 2.0000 0.0002283

101 EL TORO_U4 3.4000 0.0003881

102 TOTORAL_U1 9.6000 0.0010959

103 TOTORAL_U2 9.2000 0.0010502

104 TOTORAL_U3 11.8000 0.0013470

105 EMELDA_U1 1.2000 0.0001370

106 EMELDA_U2 1.8000 0.0002055

107 EOLICA TOTORAL_U1 0.8000 0.0000913

108 ESCUADRON_U1 11.8000 0.0013470

109 ESCUADRON_U2 11.4000 0.0013014

110 ESPERANZA_U1 5.6000 0.0006393

111 ESPERANZA_U2 8.6000 0.0009817

112 ESPERANZA_TG 2.4000 0.0002740

113 ESPINOS_U1 0.6000 0.0000685

114 EYZAGUIRRE_U1 4.4000 0.0005023

115 FLORIDA I_U1 2.4000 0.0002740

116 FLORIDA I_U2 1.2000 0.0001370

117 FLORIDA II_U1 1.4000 0.0001598

118 FLORIDA II_U2 1.0000 0.0001142

119 FLORIDA III_U1 2.2000 0.0002511

120 FLORIDA III_U2 2.0000 0.0002283

121 GUACOLDA_U1 3.6000 0.0004110

122 GUACOLDA_U2 5.2000 0.0005936

123 GUACOLDA_U3 2.8000 0.0003196

124 GUACOLDA_U4 0.6000 0.0000685

125 HORCONES_TG_U1 7.4000 0.0008447

126 HORNITOS_U1 5.0000 0.0005708

127 HUASCO TG_U1 1.4000 0.0001598

128 HUASCO TG_U2 2.8000 0.0003196

129 HUASCO TG_U3 2.6000 0.0002968

130 HUASCO TV_U1 0.0000 0.0000000

131 HUASCO TV_U2 0.2000 0.0000228

132 ISLA_U1 2.8000 0.0003196

133 ISLA_U2 2.4000 0.0002740

134 JUNCAL_U1 2.6000 0.0002968

135 LA CONFLUENCIA_U1 3.8000 0.0004338

136 LA CONFLUENCIA_U2 2.4000 0.0002740

137 LA HIGUERA_U1 4.8000 0.0005479

138 LA HIGUERA_U2 4.6000 0.0005251

139 LAGUNA VERDE TG_U1 8.0000 0.0009132

140 LAGUNA VERDE_U1 0.6000 0.0000685

141 LAGUNA VERDE_U2 1.0000 0.0001142

142 LAJA_U1 14.0000 0.0015982

143 LAJA_U2 7.0000 0.0007991

144 LAS VEGAS_U1 18.2000 0.0020776

145 LAS VEGAS_U2 15.4000 0.0017580

146 LICAN_U1 2.6000 0.0002968

147 LICAN_U2 1.4000 0.0001598

148 LICANTEN_U1 13.8000 0.0015753




149 LINARES_U1 8.2000 0.0009361

150 LIRCAY_U1 17.4000 0.0019863

151 LIRCAY_U2 16.4000 0.0018721

152 LOMA ALTA_U1 10.2000 0.0011644

153 LOMA LOS COLORADOS_U1 33.6000 0.0038356

154 LOMA LOS COLORADOS_U2 33.6000 0.0038356

155 LOMA LOS COLORADOS 2_U1 36.8000 0.0042009







162 LOS MOLLES_U1 3.0000 0.0003425

163 LOS MOLLES_U2 2.2000 0.0002511

164 LOS PINOS_U1 9.0000 0.0010274

165 LOS QUILOS_U1 2.2000 0.0002511

166 LOS QUILOS_U2 1.4000 0.0001598

167 LOS QUILOS_U3 1.8000 0.0002055

168 LOS VIENTOS_U1 3.2000 0.0003653

169 MACHICURA_U1 1.8000 0.0002055

170 MACHICURA_U2 0.8000 0.0000913

171 MAITENES_U1 3.8000 0.0004338

172 MAITENES_U2 3.4000 0.0003881

173 MAITENES_U3 3.2000 0.0003653

174 MAITENES_U4 1.8000 0.0002055

175 MAITENES_U5 1.8000 0.0002055

176 MAMPIL_U1 6.2000 0.0007078

177 MAMPIL_U2 6.0000 0.0006849

178 MASISA CABRERO_U1 43.0000 0.0049087

179 MAULE_U1 1.6000 0.0001826

180 MONTE REDONDO_U1 2.4000 0.0002740

181 NEHUENCO I_U1 13.2000 0.0015068

182 NEHUENCO II_U1 15.8000 0.0018037

183 NEHUENCO III_U1 4.2000 0.0004795

184 NEWEN_U1 1.2000 0.0001370

185 NUEVA ALDEA I_U1 29.0000 0.0033105

186 NUEVA ALDEA II_U2 1.2000 0.0001370

187 NUEVA ALDEA III_U1 6.4000 0.0007306

188 NUEVA RENCA_U1 22.0000 0.0025114

189 NUEVA VENTANAS_U1 6.2000 0.0007078

190 OJOS DE AGUA_U1 5.8000 0.0006621

191 OLIVOS_U1 1.2000 0.0001370

192 PALMUCHO_U1 2.8000 0.0003196

193 PANGUE_U1 0.8000 0.0000913

194 PANGUE_U2 2.2000 0.0002511

195 PEHUENCHE_U1 5.8000 0.0006621

196 PEHUENCHE_U2 6.6000 0.0007534

197 PETROPOWER_U1 0.8000 0.0000913

198 PEUCHEN_U1 5.2000 0.0005936

199 PEUCHEN_U2 5.0000 0.0005708

200 PILMAIQUEN_U1 2.6000 0.0002968

201 PILMAIQUEN_U2 1.6000 0.0001826

202 PILMAIQUEN_U3 2.0000 0.0002283

203 PILMAIQUEN_U4 1.8000 0.0002055

204 PILMAIQUEN_U5 4.2000 0.0004795

205 PLACILLA_U1 4.2000 0.0004795

206 PLACILLA_U2 4.2000 0.0004795




207 PLACILLA_U3 5.6000 0.0006393

208 PULLINQUE_U1 1.4000 0.0001598

209 PULLINQUE_U2 1.2000 0.0001370

210 PULLINQUE_U3 0.6000 0.0000685

211 PUNTA COLORADA EOLICA_U1 0.0000 0.0000000

212 PUNTA COLORADA FO_U1 3.4000 0.0003881

213 PUNTILLA_U1 0.4000 0.0000457

214 PUNTILLA_U2 1.4000 0.0001598

215 PUNTILLA_U3 5.4000 0.0006164

216 QUELLON 2_U5592 28.8000 0.0032877

217 QUELLON 2_U5593 17.6000 0.0020091

218 QUELLON 2_U5594 16.4000 0.0018721

219 QUELLON 2_U5595 10.6000 0.0012100

220 QUELTEHUES_U1 2.4000 0.0002740

221 QUELTEHUES_U2 2.8000 0.0003196

222 QUELTEHUES_U3 1.8000 0.0002055

223 QUILLECO_U1 2.8000 0.0003196

224 QUILLECO_U2 2.0000 0.0002283

225 QUINTAY_U1 14.8000 0.0016895

226 QUINTAY_U2 15.8000 0.0018037

227 QUINTAY_U3 17.0000 0.0019406

228 QUINTERO_U1 2.4000 0.0002740

229 QUINTERO_U2 3.8000 0.0004338

230 RALCO_U1 6.8000 0.0007763

231 RALCO_U2 7.0000 0.0007991

232 RAPEL_U1 1.2000 0.0001370

233 RAPEL_U2 1.2000 0.0001370

234 RAPEL_U3 1.4000 0.0001598

235 RAPEL_U4 0.8000 0.0000913

236 RAPEL_U5 1.0000 0.0001142

237 RENCA_U1 1.6000 0.0001826

238 RENCA_U2 1.6000 0.0001826

239 RUCUE_U1 3.2000 0.0003653

240 RUCUE_U2 3.6000 0.0004110

241 SALVADOR_U1 1.2000 0.0001370

242 SAN CLEMENTE_U1 6.4000 0.0007306

243 SAN F. DE MOSTAZAL_U1 9.6000 0.0010959

244 SAN GREGORIO_U1 5.2000 0.0005936

245 SAN IGNACIO_U1 3.2000 0.0003653

246 SAN ISIDRO_U1 5.6000 0.0006393

247 SAN ISIDRO II_U1 3.2000 0.0003653

248 SAN LORENZO_U1 0.2000 0.0000228

249 SAN LORENZO_U2 0.2000 0.0000228

250 SAN LORENZO_U3 0.2000 0.0000228

251 SAUZAL_U1 0.6000 0.0000685

252 SAUZAL_U2 1.2000 0.0001370

253 SAUZAL_U3 1.4000 0.0001598

254 SAUZALITO_U1 5.4000 0.0006164

255 STA. LIDIA_U1 1.6000 0.0001826

256 TALTAL_U1 3.0000 0.0003425

257 TALTAL_U2 4.0000 0.0004566

258 TENO_U1 0.2000 0.0000228

259 TERMOPACIFICO_U1 0.0000 0.0000000

260 CARDONES_U1 0.8000 0.0000913

261 TRAPEN_U1 0.4000 0.0000457

262 VALDIVIA_U2 10.2000 0.0011644

263 VENTANAS_U1 4.6000 0.0005251

264 VENTANAS_U2 7.8000 0.0008904




265 GUAYACAN_U1 1.6000 0.0001826

266 GUAYACAN_U2 2.0000 0.0002283

267 MARIPOSAS_U1 10.4000 0.0011872

268 VOLCAN_U1 2.6000 0.0002968

269 STA. FE ENERGÍA_U1 7.0000 0.0007991

270 STA. MARÍA_U1 5.8000 0.0006621

271 CALLAO_U1 0.0000 0.0000000

272 NALCAS_U1 0.6000 0.0000685

273 LAUTARO_U1 1.0000 0.0001142

274 LAUTARO_U2 0.8000 0.0000913

275 RUCATAYO_U1 1.2000 0.0001370

276 PROVIDENCIA_U1 1.0000 0.0001142

277 PROVIDENCIA_U2 0.2000 0.0000228

278 CAMPICHE_U1 2.2000 0.0002511

279 TALINAY_U1 0.4000 0.0000457

280 TALINAY_U2 0.4000 0.0000457

281 CMPC - LAJA_U1 2.4000 0.0002740

282 CMPC - LAJA_U2 2.4000 0.0002740

283 CMPC - LAJA_U3 2.4000 0.0002740

284 RIO HUASCO_U1 1.0000 0.0001142

285 RIO HUASCO_U2 0.2000 0.0000228

286 CMPC - PACIFICO_U1 0.8000 0.0000913

287 CMPC - PACIFICO_U2 0.0000 0.0000000

288 CMPC - PACIFICO_U3 0.0000 0.0000000

289 ENERGÍA BIOBIO_U1 1.6000 0.0001826

290 SANTA MARTA_U1 1.4000 0.0001598

291 LOS HIERROS_U1 8.0000 0.0009132

292 LOS HIERROS_U2 4.6000 0.0005251

293 EOL NEGRETE_U1 0.0000 0.0000000

294 ENERGÍA PACÍFICO_U1 5.4000 0.0006164

295 LLANOS DE LLAMPOS_U1 0.6000 0.0000685

296 SOLAR SAN ANDRÉS_U1 0.0000 0.0000000

297 SAN ANDRÉS_U1 0.2000 0.0000228

298 SAN ANDRÉS_U2 0.2000 0.0000228

299 EOL EL ARRAYÁN_U1 0.8000 0.0000913

300 EOL LOS CURUROS_U1 0.0000 0.0000000

301 EOL SAN PEDRO_U1 0.4000 0.0000457

302 EOL LEBU_U1 0.0000 0.0000000

303 EOL PUNTA PALMERAS_U1 0.6000 0.0000685

304 DIEGO DE ALMAGRO SOLAR_U1 0.0000 0.0000000

305 EOL TALTAL_U1 0.0000 0.0000000

306 CMPC SANTA FE_U1 0.0000 0.0000000

307 CMPC SANTA FE_U2 0.0000 0.0000000

308 CMPC SANTA FE_U3 0.0000 0.0000000

309 PFV JAVIERA_U1 0.0000 0.0000000

310 FV CHAÑARES_U1 0.0000 0.0000000

311 LAJA 1_U1 0.0000 0.0000000

312 LAJA 1_U2 0.0000 0.0000000

313 LALACKAMA (SOLAR)_U1 0.0000 0.0000000

314 LLEUQUEREO - PMG_U1 0.0000 0.0000000

315 LOS GUINDOS_U1 0.0000 0.0000000

316 LOS HIERROS II_U1 0.0000 0.0000000

317 PICOIQUEN_U1 0.0000 0.0000000

318 PICOIQUEN_U2 0.0000 0.0000000

319 PV SALVADOR (SOLAR)_U1 0.0000 0.0000000

320 TALINAY_PONIENTE_U1 0.0000 0.0000000

321 VIÑALES_U1 3.2000 0.0003653

322 JUNCALITO_U1 2.4000 0.0002740




323 LOS MORROS_U1 0.2000 0.0000228

324 RENAICO_U1 1.0000 0.0001142

325 TRUENO_U1 0.0000 0.0000000

326 TRUENO_U2 0.0000 0.0000000

327 PUCLARO_U1 0.2000 0.0000228

328 PUCLARO_U2 0.2000 0.0000228

329 LALACKAMA II (SOLAR)_U1 0.0000 0.0000000

4.3.5 Representación de la Reserva en el Modelo PLP

El modelo PLP se utiliza actualmente para realizar la planificación de la operación de mediano plazo. Dicho modelo no fue concebido para incluir restricciones de reserva. Por este motivo, es necesario plantear un procedimiento que permita incorporar las restricciones de reserva en dicho modelo, pero sin modificar el código de su programación. El planteamiento general para cumplir con una restricción de reserva en giro es el siguiente:

SIS

n

j

j RGR

Donde:

jR : Reserva entregada por la central j [MW]

SISRG : Reserva en giro necesaria [MW]

En general, la suma de las reservas individuales aportada por las centrales que participan de la reserva debe ser mayor o igual a la reserva que necesita el sistema. Para cada etapa considerada en el proceso de optimización, debe definirse la reserva necesaria con que deben cumplir las centrales designadas para esta tarea. La inecuación anterior se puede reescribir de la siguiente forma:

SIS

n

j

RGjMaxj RGPP )(

Donde:

MaxjP : Potencia máxima generable por la central j [MW].

RGjP : Potencia generada por la central j [MW] (Variable de decisión del modelo).

En la modelación propuesta, RGjP corresponde a la generación de una central auxiliar

definida explícitamente para cumplir con la restricción de reserva, que tiene la misma generación de la central que está conectada al sistema.



La expresión anterior se puede reescribir, agrupando términos convenientemente:

n

j

SISMaxj

n

j

RGj RGPP -

Como no es posible incorporar externamente restricciones de desigualdad al modelo disponible, la restricción de reserva se ingresa como una restricción de demanda. Para esto se define una barra de consumo auxiliar, aislada del resto del sistema. De esta manera, la expresión anterior se transforma en:

n

j

SISMaxjRG

n

j

RGj RGPGP -

Donde:

RGG : Variable de holgura para transformar la expresión de desigualdad, en la

restricción de igualdad anterior. La barra auxiliar definida, tendrá por consumo el lado derecho de la restricción de igualdad anterior, esto es:

n

j

SISMaxjRG RGPD -

Donde:

RGD : Demanda en barra auxiliar, utilizada para representar la restricción reserva en

giro [MW]. La restricción final queda escrita de la siguiente manera:

RGRG

n

j

RGj DGP

En la práctica, y para efectos de modelación, RGG corresponde a una central térmica de

costo cero, que contribuirá para satisfacer la restricción anterior solamente cuando el sistema se encuentre con un exceso o superávit de reserva. A la barra auxiliar definida se conecta la generación de todas las centrales que están

designadas para aportar reserva. Para lograr esto debe definirse una central auxiliar ( RGjP ),

para cada una de las centrales ( jP ) que participa en la reserva.

Si consideramos la modelación de centrales utilizada por el modelo PLP, una central de embalse o de tipo serie, entregará su generación a la barra a la cual se conecta al sistema de



transmisión. En serie con ella, la central auxiliar abastecerá la demanda de la barra utilizada para representar la restricción de reserva en giro. Ambas restricciones deben cumplirse conjuntamente. El siguiente diagrama esquemático resume la representación propuesta

Figura 3. Diagrama Esquemático Central Auxiliar

De esta manera, es posible asignar a un grupo de centrales la responsabilidad de disponer reservas de potencia de acuerdo a un monto total a distribuir. El modelo determina en forma económica la asignación de reserva, en cada una de las unidades asignadas. Una limitación del modelo PLP, es que no considera mínimos técnicos en la determinación de la generación de las centrales, por lo tanto, los resultados incluirán disponibilidades de reserva de centrales que no se encuentran despachadas. Por otro lado, no sería del todo correcto incluir restricciones de mínimos técnicos en el modelo, ya que este está asociado principalmente al despacho de energía.

~ P i

~ P RGi

~ P j

~ P RGj

~ G RG

DRG

Barai

~ ~ P i

~ ~ P RGi

~ ~ P j

~ ~ P RGj

Barra Auxiliar

~ ~ ~ G RG

Baraj



4.3.6 Escenarios de estudio

Según lo establecido en los artículos 6-43 y 6-49 de la NT, se configuran cuatro posibles escenarios de evaluación:

Caso 1 : Asignación uniforme de la reservas para el CPF en todas las unidades de

generación que estén participando del CPF. Caso 2 : Asignación uniforme de la reservas para el CPF en un conjunto restringido de

unidades de generación que estén participando del CPF. Caso 3 : Asignación de la reservas para el CPF en todas las unidades de generación

que estén participando del CPF según la operación más económica. Caso 4 : Asignación de la reservas para el CPF en un conjunto restringido de unidades

de generación que estén participando del CPF según la operación más económica.

El escenario elegido para realizar el estudio de determinación de reservas corresponde al Caso 4. La ejecución del modelo PLP considera la modelación introducida en el punto 4.3.5.

4.3.7 Modelo de incertidumbre hidrológica

Como el costo de operación del SIC es una función no-lineal de la probabilidad de excedencia hidrológica, se debe calcular el costo de operación esperado del sistema el cual resulta del abastecimiento de la demanda bajo las cuarenta condiciones hidrológicas simuladas. Para el cálculo del costo de operación esperado, las cuarenta condiciones hidrológicas se consideran con la misma probabilidad de ocurrencia.

4.3.8 Costos de operación anual esperado vs. nivel de reserva para CPF

El modelo de operación económica PLP se utiliza para la determinación del costo de operación total del sistema y de la potencia de las unidades de generación que permiten abastecer la demanda del sistema. El modelo PLP emplea como datos de entrada los afluentes semanales a las centrales hidroeléctricas, las curvas de costo futuro de los embalses, el programa de mantenimiento mayor y las reservas de potencia necesarias para CPF y CSF, entre otros parámetros relevantes. El modelo realiza una asignación económica de las reservas, entre las unidades designadas previamente para tal efecto.



A continuación se muestran los resultados de los valores esperados de los costos de operación, en función de los montos de reserva para CPF.

Reserva [MW]

Costo Operación [MM US$]

20 525.83

40 525.86

60 526.00

80 526.24

100 526.60

120 527.06

140 527.64

160 528.32

180 529.11

200 530.01

220 531.02

240 532.13

260 533.36

280 534.69

300 536.14

320 537.69

340 539.35

360 541.12

380 543.00

400 544.99

420 547.08

440 549.29

460 551.60

480 554.03

500 556.56

520 559.20

540 561.95

560 564.80

A partir del cuadro anterior, se construye la curva de costo de operación anual, en función del monto de reserva:



Figura 4. Costos Operación del Sistema.

En este proceso también se obtienen los despachos de potencia por bloque horarios de todas las unidades de generación, para cada una de las semanas representativas, de cada uno de los meses del año, para las cuarenta condiciones hidrológicas y, para cada uno de los montos de reserva con que se construyó la curva anterior.

4.3.9 Costos de ENS Anual Esperado vs. nivel de reserva para CPF

En este capítulo se presenta un procedimiento de cálculo destinado a evaluar el costo por desprendimientos de carga que representa para el SIC operar con diferentes márgenes de reserva en la generación para regulación primaria de frecuencia. El monto de reserva óptimo es la resultante de equilibrar los mayores costos de producción asociados a la operación del parque de generación fuera del óptimo económico para mantener suficiente reserva para regulación primaria de frecuencia (RPF) con los costos evitados de energía no suministrada (ENS) de corta duración asociados a no contar con esa reserva. La metodología aplicada, consiste en el cálculo de los costos mencionados para un período de un año. A partir de estos cálculos es posible construir, sobre la base de resultados de costos de operación económica evaluados con un modelo de planificación económica, la curva que relaciona los distintos niveles de reserva de potencia para el CPF con los costos de operación asociados, los que fueron calculados en el capítulo 4.3.8 como el incremento del costo de operación respecto de una situación de operación sin reserva. Por otra parte, es

520

525

530

535

540

545

550

555

560

565

0 100 200 300 400 500

Reserva CPF [MW]

Costos Operación del Sistema [Millones de US$/año]



posible determinar la cantidad de energía no suministrada de corta duración (asociada sólo al déficit de reserva para el CPF), ante la pérdida de generación y asociada a cada nivel de reserva. Para determinar la curva de costos de ENS anual esperada en función de la reserva en giro para el CPF, se requiere de la siguiente información:

La generación media hidrológica total del sistema ([MW]) de cada uno de los bloques horarios, de cada semana de los 12 meses (240 etapas) del año hidrológico.

La potencia ([MW]) media hidrológica de las unidades de generación despachadas de cada uno de los bloques horarios, de cada semana de los 12 meses (240 etapas) del año hidrológico.

Monto de reserva de potencia total del sistema. Por otra parte, se debe determinar la siguiente información adicional:

El monto de carga promedio disponible en cada escalón del EDAC por baja frecuencia, en función del nivel de demanda del SIC.

Los eventos o tasa de falla horaria de cada unidad de generación.

El monto de carga desprendido por el EDAC en cada evento y el tiempo de recuperación de dicha carga

El valor del costo de ENS de corta duración.

4.3.9.1 Carga desprendida por cada escalón EDAC vs. Demanda del SIC

El esquema de desconexión automática de carga (EDAC) a través de relés de baja frecuencia, que se emplea en este estudio, corresponde al esquema vigente, el cual se resume en el siguiente cuadro:

Esquema Liberación de Carga por Baja Frecuencia

Ajuste Escalones[Hz] Operación

(-0.6 Hz/seg.) 49.00 Por Δf/Δt, supervisado por frecuencia absoluta

48.90 Por frecuencia absoluta

(-0.6 Hz/seg.) 48.80 Por Δf/Δt, supervisado por frecuencia absoluta






Los porcentajes de distribución de carga a desprender por zonas y por cada uno de los escalones es:

Escalones de Baja Frecuencia Propuesto (% Demanda)

Ajuste umbral

Frecuencia 49.0 [Hz] 48.9 [Hz] 48.8 [Hz] 48.7 [Hz] 48.5 [Hz] 48.3 [Hz]

Ajuste Gradiente Frecuencia

-0.6 [Hz/seg.] --- -0.6 [Hz/seg.] --- --- ---

ZONA % TOTAL

Atacama 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%

Coquimbo 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%

Quinta Región 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%

Metropolitana 3.602% 3.602% 3.602% 3.602% 3.602% 3.602% 21.612%

Troncal centro y Colbún

7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%

Sistema 154 - 66 kV 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%

Charrúa 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%

Concepción 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%

Araucanía 7.204% 1.801% 7.204% 1.801% 1.801% 1.801% 21.612%

% TOTAL DE CARGA DEL SIC QUE PARTICIPA DEL ESQUEMA 21.612%

A partir del Estudio EDAC realizado por la DO y de la demanda total del SIC, se construyó la siguiente tabla que muestra el nivel de carga promedio disponible en cada escalón del esquema de desconexión de carga por baja frecuencia del SIC en función del nivel de demanda del SIC.

% Demanda Escalón 1 Escalón 2 Escalón 3 Escalón 4 Escalón 5 Escalón 6 Total

SIC % % % % % % %

62.16% 7.20% 1.80% 7.20% 1.80% 1.80% 1.80% 21.61%

37.84% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 21.61%

4.3.9.2 Costo de ENS de corta duración.

En la Resolución Exenta N° 401 de fecha 9 de mayo de 2016, publicada por la CNE, se establece que el Costo de Falla de Corta duración en el SIC de 11.119 US$/kWh.

4.3.9.3 Tiempo de recuperación de la carga desprendida EDAC

El tiempo de reposición de la carga desprendida depende de varios factores, tales como: tipo de carga (residencia, industrial, comercial), reserva en giro, reserva pronta, cantidad de la carga desprendida, etc. En el presente estudio, el tiempo de reposición de las cargas



desprendidas por operación de los escalones de baja frecuencia, estimado como el tiempo promedio de partida, sincronización y toma de carga, estará dado por la reserva pronta que se requiere para restablecer la carga desprendida una vez agotada la reserva. Dichos tiempos se muestran en el siguiente cuadro:

Reserva Pronta

15 minutos 30 minutos

Unidad [MW] Unidad [MW]

HUASCO TG 1 18 ANTILHUE TG 1 50

HUASCO TG 2 18 ANTILHUE TG 2 50

HUASCO TG 3 18 NEHUENCO 9B 100

DALMAGRO 1 18 TG CORONEL 45

DALMAGRO 2 16 CANDELARIA B1 120

LAG. VERDE TG 12 CANDELARIA B2 120

OLIVOS 96 QUINTERO CA 1B 120

SAN FRANCISCO 25 QUINTERO CA 1A 120

TERMOPACIFICO 96 COLMITO 60

TRAPEN 90 LOS PINOS 100

EL PEÑON 90 CARDONES 150

EMELDA 1 33

EMELDA 2 33

TALTAL 1 120

TALTAL 2 120

NEWEN 15

Total 817 Total 1035

4.3.9.4 Costos de la ENS por EDAC debido a pérdida de generación

En esta sección se determina el monto de la carga desconectada debido a la operación de relés de baja frecuencia originada sólo por el déficit de reserva para CPF ante la desconexión intempestiva de unidades de generación, lo anterior, considerando los despachos de los bloque horarios con diferentes niveles de reserva de potencia para efectuar el control primario de frecuencia. La metodología propuesta podrá ser aplicada de manera periódica y sistemática de modo de evaluar la modificación de sus resultados frente a cambios que el desarrollo del sistema requiere debido a cambios en la demanda como también frente a cambios en el volumen y/o composición de la oferta en generación. El método aplicado corresponde a la modelación del sistema eléctrico interconectado en un programa de simulación de transitorios electromecánicos de estabilidad en frecuencia, con el detalle disponible en la base de datos de DIgSILENT. Sin embargo, para efectos de evaluar sólo el costo de la ENS asociada al déficit de reserva para CPF (y no al asociado a otras



variables como la inercia del sistema o el modo de regulación de frecuencia), se considera que si la potencia perdida por desconexión de una unidad de generación es mayor que la reserva de potencia, hay un déficit de reserva para afrontar la contingencia, y entonces el número de escalones de desprendimiento de carga por EDAC operados será el que permita al menos cubrir dicho déficit. Al respecto cabe señalar que, si bien algunas variables como la inercia del sistema, el modo de regulación de frecuencia y el número de unidades en que se reparte el monto reserva puede provocar diferencias en la desviación máxima de la frecuencia ante una contingencia de generación, se debe tener en cuenta que si el monto total de reserva es menor que el monto de generación fallado, esta reserva no podrá alcanzar el equilibrio demanda-generación, por lo tanto la frecuencia del sistema comenzará a decaer hasta lograr dicho equilibrio principalmente mediante desprendimiento de carga por EDAC BF (y en menor medida con la variación de la carga por la variación de la frecuencia). Los escenarios que se someten a estudio corresponden a los utilizados para el cálculo de la curva de costo de operación vs reserva, de acuerdo a la distribución de generación y demanda indicada para los distintos montos de reservas de potencia. La curva del Costos de Energía No Suministrada Anual Esperada en función del porcentaje de reserva para CPF, se determina según el siguiente procedimiento: 1) Para cada una de las 240 etapas de bloques horarios, considerando la generación media

hidrológica en cada etapa y para cada nivel de reserva (de 20 [MW], hasta 560 [MW] con paso de 20 [MW]), esto es, para cada despacho del bloque horario “j”, se considera la contingencia simple de generación de cada una de las unidades ”i” presentes en cada bloque horario, para determinar así la Energía No Suministrada (ENS) por la actuación de los escalones de baja frecuencia debido a la salida intempestiva de la unidad de generación “i”, en el bloque horario “j”, para el porcentaje de reserva “k”, esto es, ENSijk.

Así por ejemplo si la unidad “i” tiene una generación media Pijk [MW] en el bloque horario “j”, para el porcentaje de reserva “k” (equivalente a RPk [MW]) y si de acuerdo al nivel de demanda del bloque “j” los montos de carga de los escalones de baja frecuencia ajustados por frecuencia absoluta son DC2j, DC4j DC5j, DC6j y los escalones de baja frecuencia ajustados por gradiente de frecuencia son DC1j, y DC3j , la ENSjik será igual a:



0 , si Pijk ≤ RPk

DC2j , si RPk < Pijk ≤ RPk + DC2j

DC2j+DC4j , si RPk+DC2j< Pijk ≤ RPk + DC2j + DC4j

DC2j+DC4j +DC5j , si RPk+DC2j+DC4j< Pijk ≤ RPk+DC2j+DC4j+DC5j

DC2j+DC4j+DC5j+DC6j , si RPk+DC2j+DC4j+DC5j<Pijk ≤RPk+DC2j+DC4j +DC5j +DC6j

DC2j+DC4j+DC5j+DC6j+DC1j , si RPk+DC2j+DC4j +DC5j +DC6j < Pijk ≤ RPk +DC2j+DC4j +DC5j+ DC6j+DC1j

DC2j+DC4j+DC5j+DC6j+DC1j+DC3j , si RPk + DC2j+DC4j +DC5j+ DC6j+DC1j < Pijk ≤ RPk + DC2j+DC4j

+DC5j+ DC6j+DC1j + DC3j

2) Finalmente para cada nivel de reserva k, se determina el Costo Total Anual de la energía no suministrada de corta duración, a través de la siguiente expresión:

12

1

20

1 1

,,,,,,,

1

1055.002525.0

mm

j

Ng

i

imjimjimjimj

r

TFDCDCDCH

CFCD

Donde, i : Subíndice que identifica unidad de generación j : Subíndice que identifica bloque horario m : Subíndice que identifica un mes DC : Desconexión Carga EDAC, en [MW] DC025 : Desconexión Carga EDAC que es restablecida después de 0.25 horas. DC05 : Desconexión Carga EDAC que es restablecida después de 0.5 horas. DC1 : Desconexión Carga EDAC que es restablecida después de 1 horas. TF : Tasa de falla horaria de generador. H : N° de horas de un bloque. CFCD : Costos de falla de corta duración en US$/[MW] r : tasa descuento costo capital mensual derivado del 10% anual.

A continuación se muestran los resultados obtenidos presentados como valores anuales esperados de los costos de ENS, en función de la reserva en [MW] para CPF:



Reserva [MW]

Costo de ENS [Millones de US$/año]

Calculada Regresión

20 122.05 93.61

40 78.65 78.65

60 60.48 66.08

80 50.77 55.51

100 42.76 46.64

120 37.04 39.19

140 31.49 32.92

160 26.04 27.66

180 22.75 23.24

200 20.29 19.52

220 16.77 16.40

240 15.11 13.78

260 11.93 11.58

280 10.08 9.73

300 8.53 8.17

La función de regresión empleada es:

ReCENS 0.008708417381.111

A partir de este cuadro, se construyó la curva de Costos de ENS esperada anual, en función del monto de reserva.

Figura 5. Costo Energía No Suministrada (ENS).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 100 200 300 400 500

Reserva CPF [MW]

Costo ENS [Millones de US$/año]



La función de costo de energía no suministrada ante la salida de unidades de generación no considera el aporte que podría realizar la reserva secundaria. Para considerar el aporte que podría realizar la reserva en giro asignada al CSF a la reserva primaria, se emplea un modelo aleatorio de reserva secundaria modulado por el error estadístico de predicción de la demanda. El modelo aleatorio se basa en el método de Monte Carlo y permite construir una nueva función de CENS en función de la reserva primaria con aporte de la reserva secundaria. La nueva función de costos empleada es:

ji errorRCSFR

ij eCENS

0.008708

417381.111

1000

1000

1

j

ij

i

CENS

CENS

Donde: Ri : Reserva primaria [20,40,60,80,……,540,560] [MW]. RCSF : Reserva para el control secundario de frecuencia, igual a 141 [MW]. error j : Error positivo de la predicción de demanda. Este error se obtiene a partir de la

generación de valores aleatorios modulados por una función estadística con distribución normal, derivada del error de previsión de demanda y caracterizada con un valor medio igual a cero y desviación estándar igual +/-143 [MW]. Solo se consideran los errores aleatorios positivos o cero, debido a que en esas circunstancias existirían excedentes de reserva secundaria para aportar a la reserva para CPF.

A continuación se muestran los resultados obtenidos de los valores anuales esperados de los costos de ENS, en función de la reserva en [MW] para CPF, que contempla el aporte de la reserva secundaria:



Reserva [MW]

Costo de ENS con RCSF

[Millones de US$/año]

Calculada Regresión

20 36.95 37.02

40 30.72 31.10

60 26.43 26.12

80 21.76 21.94

100 18.27 18.43

120 15.48 15.49

140 13.11 13.01

160 10.93 10.93

180 9.25 9.18

200 7.90 7.71

220 6.46 6.48

240 5.51 5.44

260 4.50 4.57

280 3.84 3.84

300 3.18 3.23

La función de regresión empleada es:

ReCENS 0.00871510670027.44

A partir de los valores contenidos en el cuadro anterior, se construyó la curva de Costos de ENS esperada anual con RCSF, en función del monto de reserva.

Figura 6. Costos ENS con Reserva CSF.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 100 200 300 400 500

Reserva CPF [MW]

Costo ENS con Reserva Control Secundario de Frecuencia [Millones de US$/año]



Comparación de ambas curvas de CENS:

Figura 7. Costo ENS.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 100 200 300 400 500

Reserva CPF [MW]

Costo ENS [Millones de US$/año]

Con RCSF Sin RCSF



4.3.10 Reserva óptima para CPF

4.3.10.1 Sin el aporte de la RCSF

El nivel óptimo de reserva de potencia para CPF para todo el SIC, expresado como porcentaje de la capacidad de las unidades generadoras que participan en el CPF, es aquel para el cual el costo total, esto es la suma de los costos de operación anuales esperados más los costos por ENS anuales esperados, es mínimo. La siguiente tabla y gráfico muestra el costo total sin el aporte de la RCSF:

Reserva [MW]

Costos sin RCSF [Millones US$/año]

ENS Sin RCSF Operación Total

20 93.61 525.83 619.44

40 78.65 525.86 604.51

60 66.08 526.00 592.07

80 55.51 526.24 581.76

100 46.64 526.60 573.24

120 39.19 527.06 566.25

140 32.92 527.64 560.56

160 27.66 528.32 555.98

180 23.24 529.11 552.35

200 19.52 530.01 549.53

220 16.40 531.02 547.42

240 13.78 532.13 545.92

260 11.58 533.36 544.94

280 9.73 534.69 544.42

300 8.17 536.14 544.31

320 6.87 537.69 544.56

340 5.77 539.35 545.12

360 4.85 541.12 545.97

380 4.07 543.00 547.07

400 3.42 544.99 548.41

420 2.87 547.08 549.96

440 2.42 549.29 551.70

460 2.03 551.60 553.63

480 1.70 554.03 555.73

500 1.43 556.56 557.99

520 1.20 559.20 560.40

540 1.01 561.95 562.96

560 0.85 564.80 565.65



Figura 8. Costos Totales Sin Reserva CSF.

Se obtiene como resultado una reserva económicamente óptima del orden de 289 [MW].

540

550

560

570

580

590

600

610

620

630

0 100 200 300 400 500

Reserva CPF [MW]

Costos Total Sin Reserva Control Secundario Frecuencia [Millones de US$/año]



4.3.10.2 Con el aporte de la RCSF

La siguiente tabla y gráfico muestra el costo total dado por la suma del costo de operación más el CENS con el aporte de la RCSF:

Reserva [MW]

Costos con RCSF [Millones US$/año]

ENS con RCSF Operación Total

20 37.02 525.83 562.85

40 31.10 525.86 556.96

60 26.12 526.00 552.12

80 21.94 526.24 548.19

100 18.43 526.60 545.03

120 15.49 527.06 542.55

140 13.01 527.64 540.65

160 10.93 528.32 539.25

180 9.18 529.11 538.29

200 7.71 530.01 537.72

220 6.48 531.02 537.49

240 5.44 532.13 537.58

260 4.57 533.36 537.93

280 3.84 534.69 538.53

300 3.23 536.14 539.36

320 2.71 537.69 540.40

340 2.28 539.35 541.63

360 1.91 541.12 543.03

380 1.61 543.00 544.61

400 1.35 544.99 546.34

420 1.13 547.08 548.22

440 0.95 549.29 550.24

460 0.80 551.60 552.40

480 0.67 554.03 554.70

500 0.56 556.56 557.12

520 0.47 559.20 559.67

540 0.40 561.95 562.35

560 0.33 564.80 565.14



Figura 9. Costos Totales Con Reserva CSF

En este caso, se obtiene como resultado una reserva económicamente óptima del orden de 223 [MW].

535

540

545

550

555

560

565

570

0 100 200 300 400 500

Reserva CPF [MW]

Costos Total con Reserva Control Secundario de Frecuencia [Millones de US$/año]



5 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DEL SIC

En esta sección se presentan los resultados de simulaciones dinámicas para escenarios de hidrología media con demandas alta y baja, que permite verificar que la reserva óptima económica determinada para afrontar salidas intempestivas de generación cumple con los estándares de la NT. Para estos efectos, se recrearon escenarios en demanda alta (7957 [MW]) y demanda baja (3882 [MW]) a partir de las bases DIgSILENT del mes de Marzo y Enero de 2016, respectivamente. En ambos escenarios de demanda, se simuló la desconexión de la central de ciclo combinado San Isidro II generando 393 [MW]. Las simulaciones contemplan el actual EDAC y una reserva en giro en torno a 223 [MW], monto óptimo destinado al CPF para afrontar la pérdida de generación, y cuya mayor parte se distribuyó en las centrales Ralco y Antuco. A continuación se muestran los resultados obtenidos para la frecuencia, tensiones, transferencias por el sistema troncal, generación, ángulo en centrales y balance en régimen permanente.



5.1 Escenario Demanda Alta

Figura 12. Frecuencia en Barras [Hz]

De la Figura 12, se observa que la caída de la frecuencia desciende hasta 48.896 [Hz], lo que activa el primer escalón del EDAC por frecuencia absoluta. La frecuencia de post-falla en estado estacionario (Fss) es mayor a 49.30 [Hz], lo cual implica que se cumple con lo establecido en los Art. 5.40, 5.42 y 5.30 de la NT.

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

50.20

49.90

49.60

49.30

49.00

48.70

[Hz]

DdA\J: Electrical Frequency

S/E Cardones\J1: Electrical Frequency

Maite\J1: Electrical Frequency

PAzu\J1: Electrical Frequency

Nogales\J1: Electrical Frequency

Quill\J1: Electrical Frequency

9.591 s48.902 Hz

48.060 s49.709 Hz

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

50.20

49.90

49.60

49.30

49.00

48.70

[Hz]

Pol\J1: Electrical Frequency

CNAV\J1: Electrical Frequency

AJah\J1: Electrical Frequency

Anc\J1: Electrical Frequency

Tem\J: Electrical Frequency

PMont\J1: Electrical Frequency

9.778 s48.897 Hz

49.389 s49.707 Hz

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

50.20

49.90

49.60

49.30

49.00

48.70

[Hz]

Pol\K1: Electrical Frequency

AJah\K1: Electrical Frequency

Anc\K1: Electrical Frequency

Cha\K1: Electrical Frequency

9.696 s48.900 Hz

49.525 s49.707 Hz

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

50.20

49.90

49.60

49.30

49.00

48.70

[Hz]

DdA\HA: Electrical Frequency

CNAV\B1: Electrical Frequency

Buin\B110: Electrical Frequency

Salto\Salto 110kV: Electrical Frequency

LALM\B110: Electrical Frequency

49.133 s49.707 Hz

9.778 s48.896 Hz

CDEC-SIC Hz

Date: 5/25/2016

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



Figura 13. Tensiones en Barras [pu]

En la Figura 13 se aprecia que las magnitudes de las tensiones en las principales barras del SIC se mantienen dentro de los rangos admisibles y cumplen con los estándares establecidos en la NT SyCS.

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

1.0525

1.0400

1.0275

1.0150

1.0025

0.9900

[p.u.]

Pol\K1: Voltage, Magnitude

AJah\K1: Voltage, Magnitude

Anc\K1: Voltage, Magnitude

Cha\K1: Voltage, Magnitude

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

1.09

1.07

1.05

1.03

1.01

0.99

[p.u.]

DdA\J: Voltage, Magnitude

S/E Cardones\J1: Voltage, Magnitude

Maite\J1: Voltage, Magnitude

PAzu\J1: Voltage, Magnitude

Nogales\J1: Voltage, Magnitude

Quill\J1: Voltage, Magnitude

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

[p.u.]

Pol\J1: Voltage, Magnitude

CNAV\J1: Voltage, Magnitude

AJah\J1: Voltage, Magnitude

Anc\J1: Voltage, Magnitude

Tem\J: Voltage, Magnitude

PMont\J1: Voltage, Magnitude

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

1.07

1.05

1.03

1.01

0.99

0.97

[p.u.]

DdA\HA: Voltage, Magnitude

CNAV\B1: Voltage, Magnitude

Buin\B110: Voltage, Magnitude

Salto\Salto 110kV: Voltage, Magnitude

LALM\B110: Voltage, Magnitude

CDEC-SIC kV

Date: 5/25/2016

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



Figura 14. Transferencias Sistema Troncal [MW].

En la Figura 14 se observa que las transferencias por el sistema troncal no superan su capacidad transmisión, y a su vez, se respetan los criterios de estabilidad angular y factor de amortiguamiento establecidos en la NT.

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

110.00

90.00

70.00

50.00

30.00

10.00

[MW]

Cardones - Carrera Pinto 220 kV C2: MW

Cardones - San Andrés 220kV: MW

Carrera Pinto - D. de Almagro 220 kC C2: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

187.00

182.00

177.00

172.00

167.00

162.00

[MW]

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1: MW


Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: MW


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

242.50

230.00

217.50

205.00

192.50

180.00

[MW]

Polpaico - Quillota 220 kV C1: MW


Nogales - Polpaico 220 kV C1: MW


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

600.00

500.00

400.00

300.00

200.00

100.00

[MW]

aico 500 kV\Lo Aguirre - Alto Jahuel 500 kV C1: MW

lpaico 500 kV\Polpaico - Alto Jahuel 500 kV C2: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

685.00

660.00

635.00

610.00

585.00

560.00

[MW]

Charrúa - Ancoa 500 kV - L1: MW


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

500.00

470.00

440.00

410.00

380.00

350.00

[MW]

huel 500 kV - L1\Ancoa - Alto Jahuel 500 kV C1: MW

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV C2: MW



49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

132.50

120.00

107.50

95.00

82.50

70.00

[MW]

Los Vilos - Las Palmas L1: MW


Nogales - Los Vilos 220 kV C1: MW


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

70.00

60.00

50.00

40.00

30.00

20.00

[MW]

Maitencillo - Cardones 220kV L1: MW

Maitencillo - Vallesolar 220 kV C2: MW


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

80.00

40.00

0.00

-40.00

-80.00

-120.00

[MW]

Charrúa - Mulchen 220 kV C1: MW


Cautín - Tap río Toltén 220 kV: MW

Cautín-Ciruelos 220 kV C2: MW

CDEC-SIC Tx

Date: 5/25/2016

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



Figura 15. Generación Centrales Hidráulicas [MW].

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

62.00

60.00

58.00

56.00

54.00

52.00

[MW]

Rapel U1: MW

Rapel U2: MW

Rapel U3: MW

Rapel U4: MW

Rapel U5: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

230.00

190.00

150.00

110.00

70.00

30.00

[MW]

Colbún U1: MW

Colbún U2: MW

Machicura U1: MW

Machicura U2: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

207.00

202.00

197.00

192.00

187.00

182.00

[MW]

Pehuenche U1: MW

Pehuenche U2: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

79.25

78.00

76.75

75.50

74.25

73.00

[MW]

El Toro U1: MW

El Toro U2: MW

El Toro U3: MW

El Toro U4: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

142.50

130.00

117.50

105.00

92.50

80.00

[MW]

Antuco U1: MW

Antuco U2: MW

Pangue U1: MW

Pangue U2: MW

49.565 s133.930 MW

49.123 s132.195 MW

0.473 s90.001 MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

92.00

88.00

84.00

80.00

76.00

72.00

[MW]

Curillinque: MW

La Higuera U1: MW

La Higuera U2: MW

Confluencia U1: MW

Confluencia U2: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

342.50

330.00

317.50

305.00

292.50

280.00

[MW]

Ralco U1: MW

Ralco U2: MW

0.547 s284.349 MW

48.837 s319.325 MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

83.25

82.00

80.75

79.50

78.25

77.00

[MW]

Canutillar U1: MW

Canutillar U2: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

35.50

33.00

30.50

28.00

25.50

23.00

[MW]

Cipreses U1: MW

Cipreses U2: MW

Cipreses U3: MW

Isla U1: MW

Isla U2: MW

CDEC-SIC MW Gen1

Date: 5/25/2016

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T



Figura 16. Generación Centrales Térmicas [MW].

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

110.00

100.00

90.00

80.00

70.00

60.00

[MW]

Guacolda U1: MW

Guacolda U2: MW

Guacolda U3: MW

Guacolda U4: MW

Guacolda U5: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

340.00

290.00

240.00

190.00

140.00

90.00

[MW]

Ventanas U1: MW

Ventanas U2: MW

Nueva Ventanas: MW

Campiche: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

290.00

270.00

250.00

230.00

210.00

190.00

[MW]

Nueva Renca TG: MW

Los Vientos: MW

Nehuenco U1 TG: MW

Nehuenco U2 TG: MW

Nehuenco U3: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

160.00

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

[MW]

Nueva Renca TV: MW

Nehuenco U1 TV: MW

Nehuenco U2 TV: MW

San Isidro U1 TV: MW


Los Vientos: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

[MW]

San Isidro U1 TG: MW


Quintero TG1A: MW

Quintero TG1B: MW

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

600.00

500.00

400.00

300.00

200.00

100.00

[MW]

Bocamina U1: MW

Bocamina U2: MW

Santa María: MW

CDEC-SIC MW Gen2

Date: 5/25/2016

Annex: /5

DIg

SIL

EN

T



Figura 17. Generación Centrales Hidráulicas [MVAr].

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

18.00

16.00

14.00

12.00

10.00

8.00

[Mvar]

Rapel U1: MVAr

Rapel U2: MVAr

Rapel U3: MVAr

Rapel U4: MVAr

Rapel U5: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

[Mvar]

Colbún U1: MVAr

Colbún U2: MVAr

Machicura U1: MVAr

Machicura U2: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

29.00

25.00

21.00

17.00

13.00

9.00

[Mvar]

Pehuenche U1: MVAr

Pehuenche U2: MVAr

Loma Alta: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

[Mvar]

El Toro U1: MVAr

El Toro U2: MVAr

El Toro U3: MVAr

El Toro U4: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

[Mvar]

Antuco U1: MVAr

Antuco U2: MVAr

Pangue U1: MVAr

Pangue U2: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

[Mvar]

Curillinque: MVAr

La Higuera U1: MVAr

La Higuera U2: MVAr

Confluencia U1: MVAr


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

[Mvar]

Ralco U1: MVAr

Ralco U2: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

5.40

4.90

4.40

3.90

3.40

2.90

[Mvar]

Canutillar U1: MVAr

Canutillar U2: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

8.00

6.00

4.00

2.00

0.00

-2.00

[Mvar]

Cipreses U1: MVAr

Cipreses U2: MVAr

Cipreses U3: MVAr

Isla U1: MVAr

Isla U2: MVAr

CDEC-SIC MVAr Gen1

Date: 5/25/2016

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T



Figura 18. Generación Centrales Térmicas [MVAr].

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

[Mvar]

Guacolda U1: MVAr

Guacolda U2: MVAr

Guacolda U3: MVAr

Guacolda U4: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

-20.00

[Mvar]

Ventanas U1: MVAr

Ventanas U2: MVAr

Nueva Ventanas: MVAr

Campiche: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

112.50

100.00

87.50

75.00

62.50

50.00

[Mvar]

Nueva Renca TG: MVAr

Los Vientos: MVAr

Nehuenco U1 TG: MVAr


Nehuenco U3: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

-20.00

[Mvar]

Nueva Renca TV: MVAr

Nehuenco U1 TV: MVAr


San Isidro U1 TV: MVAr


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

-20.00

[Mvar]

San Isidro U1 TG: MVAr


Quintero TG1A: MVAr

Quintero TG1B: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

150.00

100.00

50.00

0.00

-50.00

-100.00

[Mvar]

Bocamina U1: MVAr

Bocamina U2: MVAr

Santa María: MVAr

CDEC-SIC MVAr Gen2

Date: 5/25/2016

Annex: /7

DIg

SIL

EN

T



Figura 19. Ángulos Rotóricos Centrales Hidráulicas [Grados].

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

-37.00

-39.00

-41.00

-43.00

-45.00

-47.00

[deg]

Rapel U1: Grados

Rapel U2: Grados

Rapel U3: Grados

Rapel U4: Grados

Rapel U5: Grados

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

-8.00

-11.00

-14.00

-17.00

-20.00

-23.00

[deg]

Colbún U1: Grados

Colbún U2: Grados

Machicura U1: Grados


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

-18.00

-20.00

-22.00

-24.00

-26.00

-28.00

[deg]

Pehuenche U1: Grados


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

4.00

0.00

-4.00

-8.00

-12.00

-16.00

[deg]

El Toro U1: Grados

El Toro U2: Grados

El Toro U3: Grados

El Toro U4: Grados

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

10.00

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

-40.00

[deg]

Antuco U1: Grados

Antuco U2: Grados

Pangue U1: Grados

Pangue U2: Grados

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

[deg]

Curillinque: Grados

La Higuera U1: Grados


Confluencia U1: Grados


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000

4.00E-01..

3.00E-01..

2.00E-01..

1.00E-01..

4.04E-02..

-1.00E-0..

Ralco U1: Grados

Ralco U2: Grados

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

-14.00

-16.00

-18.00

-20.00

-22.00

-24.00

[deg]

Canutillar U1: Grados


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

-7.00

-10.00

-13.00

-16.00

-19.00

-22.00

[deg]

Cipreses U1: Grados

Cipreses U2: Grados

Cipreses U3: Grados

Isla U1: Grados

Isla U2: Grados

CDEC-SIC Grados Gen1

Date: 5/25/2016

Annex: /8

DIg

SIL

EN

T



Figura 20. Ángulos Rotóricos Centrales Térmicas [Grados].

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

[deg]

Guacolda U1: Grados

Guacolda U2: Grados

Guacolda U3: Grados

Guacolda U4: Grados

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

[deg]

Ventanas U1: Grados

Ventanas U2: Grados

Nueva Ventanas: Grados

Campiche: Grados

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

4.00

0.00

-4.00

-8.00

-12.00

-16.00

[deg]

Nueva Renca TG: Grados

Los Vientos: Grados

Nehuenco U1 TG: Grados


Nehuenco U3: Grados

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

[deg]

Nueva Renca TV: Grados

Nehuenco U1 TV: Grados


San Isidro U1 TV: Grados


49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

2.00

0.00

-2.00

-4.00

-6.00

-8.00

[deg]

San Isidro U1 TG: Grados


Quintero TG1A: Grados

Quintero TG1B: Grados

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

50.00

37.50

25.00

12.50

0.00

-12.50

[deg]

Bocamina U1: Grados

Bocamina U2: Grados

Santa María: Grados


Date: 5/25/2016

Annex: /9

DIg

SIL

EN

T



Figura 21. Balance SIC [MW].

De la Figura 21, denominada “Balance”, se cuantifica lo siguiente:

La reserva de potencia utilizada es del orden de (6735 – 6615) = 120 [MW]

La pérdida de consumo por EDAC de baja frecuencia, al momento de desprendimiento de carga, es del orden de 229 [MW]

Pérdida de consumos por EDAC de baja frecuencia más la reducción del consumo debido a la caída de la tensión y de la frecuencia es (7614 – 7341) = 273 [MW]

El aumento de pérdidas de potencia en el SIC es del orden de (347 – 343) = 4 [MW]

El aporte que efectúa el sistema al déficit de generación, se determina como la suma de la reserva de potencia utilizada más la variación total del consumo y menos el aumento de pérdidas de potencia, esto es, (120 + 273 - 4) = 389 [MW]

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

8100.00

7900.00

7700.00

7500.00

7300.00

7100.00

[MW]

Summary Grid: Generation, Active Power

Summary Grid: General Load, Active Power

Generación Inicial SIC7958 [MW]

Carga Inicial SIC7614 [MW]

Generación Final SIC7688 [MW]

Carga Final SIC7341 [MW]EDAC

229 [MW]

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

7125.00

7000.00

6875.00

6750.00

6625.00

6500.00

[MW]

Summary Grid: Turbine Power

Potencia Mecánica SIC Prefalla7008 [MW]

Potencia Mecánica SIC Postfalla6615 [MW]

Potencia Mecánica Final SIC6735 [MW]

49.99939.99930.00020.0009.9999-0.0000 [s]

380.00

370.00

360.00

350.00

340.00

330.00

[MW]

Summary Grid: Losses

Pérdidas Iniciales SIC343 [MW]

Pérdidas Finales SIC347 [MW]

CDEC-SIC Balance [MW]

Date: 5/25/2016

Annex: /11

DIg

SIL

EN

T



5.2 Escenario Demanda Baja

Figura 22. Frecuencia en Barra [Hz].

En la Figura 22, se observa que la frecuencia disminuye hasta 48.696 Hz, valor al cual se establece la operación del primer y segundo escalón del EDAC por frecuencia absoluta. La frecuencia de post-falla en estado estacionario (Fss) es mayor a 49.30 Hz, lo cual implica que se cumple con lo establecido en los Art. 5.40, 5.42 y 5.30 de la NT.

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

50.10

49.80

49.50

49.20

48.90

48.60

[Hz]

DdA\J: Electrical Frequency

S/E Cardones\J1: Electrical Frequency

Maite\J1: Electrical Frequency

PAzu\J1: Electrical Frequency

Nogales\J1: Electrical Frequency

Quill\J1: Electrical Frequency

6.157 s48.698 Hz

48.839 s49.610 Hz

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

50.10

49.80

49.50

49.20

48.90

48.60

[Hz]

Pol\J1: Electrical Frequency

CNAV\J1: Electrical Frequency

AJah\J1: Electrical Frequency

Anc\J1: Electrical Frequency

Tem\J: Electrical Frequency

PMont\J1: Electrical Frequency

6.158 s48.698 Hz

48.575 s49.610 Hz

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

50.10

49.80

49.50

49.20

48.90

48.60

[Hz]

Pol\K1: Electrical Frequency

AJah\K1: Electrical Frequency

Anc\K1: Electrical Frequency

Cha\K1: Electrical Frequency

48.153 s49.610 Hz

6.158 s48.699 Hz

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

50.10

49.80

49.50

49.20

48.90

48.60

[Hz]

DdA\HA: Electrical Frequency

CNAV\B1: Electrical Frequency

Buin\B110: Electrical Frequency

Salto\Salto 110kV: Electrical Frequency

LALM\B110: Electrical Frequency

6.239 s48.696 Hz

49.133 s49.611 Hz

CDEC-SIC Hz

Date: 5/25/2016

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



Figura 23. Tensiones en Barra [pu]

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

1.0425

1.0300

1.0175

1.0050

0.9925

0.9800

[p.u.]

Pol\K1: Voltage, Magnitude

AJah\K1: Voltage, Magnitude

Anc\K1: Voltage, Magnitude

Cha\K1: Voltage, Magnitude

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

1.105

1.080

1.055

1.030

1.005

0.980

[p.u.]

DdA\J: Voltage, Magnitude

S/E Cardones\J1: Voltage, Magnitude

Maite\J1: Voltage, Magnitude

PAzu\J1: Voltage, Magnitude

Nogales\J1: Voltage, Magnitude

Quill\J1: Voltage, Magnitude

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

1.08

1.06

1.04

1.02

1.00

0.98

[p.u.]

Pol\J1: Voltage, Magnitude

CNAV\J1: Voltage, Magnitude

AJah\J1: Voltage, Magnitude

Anc\J1: Voltage, Magnitude

Tem\J: Voltage, Magnitude

PMont\J1: Voltage, Magnitude

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

1.05

1.03

1.01

0.99

0.97

0.95

[p.u.]

DdA\HA: Voltage, Magnitude

CNAV\B1: Voltage, Magnitude

Buin\B110: Voltage, Magnitude

Salto\Salto 110kV: Voltage, Magnitude

LALM\B110: Voltage, Magnitude

CDEC-SIC kV

Date: 5/25/2016

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



Figura 24. Transferencias en sistema Troncal [MW].

De la Figura 24 se observa que las transferencias por el troncal de 500 kV no superan su capacidad transmisión, y a su vez, se respetan los criterios de estabilidad angular y factor de amortiguamiento establecidos en la NT.

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

-22.50

-25.00

-27.50

-30.00

-32.50

-35.00

[MW]

Cardones - Carrera Pinto 220 kV C2: MW

Cardones - San Andrés 220kV: MW

Carrera Pinto - D. de Almagro 220 kC C2: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

72.50

60.00

47.50

35.00

22.50

10.00

[MW]





49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

20.00

0.00

-20.00

-40.00

-60.00

-80.00

[MW]





49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

310.00

270.00

230.00

190.00

150.00

110.00

[MW]

aico 500 kV\Lo Aguirre - Alto Jahuel 500 kV C1: MW

lpaico 500 kV\Polpaico - Alto Jahuel 500 kV C2: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

380.00

350.00

320.00

290.00

260.00

230.00

[MW]



49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

[MW]

huel 500 kV - L1\Ancoa - Alto Jahuel 500 kV C1: MW




49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

60.00

40.00

20.00

0.00

-20.00

-40.00

[MW]





49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

-78.00

-81.00

-84.00

-87.00

-90.00

-93.00

[MW]

Maitencillo - Cardones 220kV L1: MW



49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

60.00

30.00

0.00

-30.00

-60.00

-90.00

[MW]



Cautín - Tap río Toltén 220 kV: MW

Cautín-Ciruelos 220 kV C2: MW

CDEC-SIC Tx

Date: 5/25/2016

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



Figura 25. Generación Centrales Hidráulicas [MW].

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

62.00

60.00

58.00

56.00

54.00

52.00

Rapel U1: MW

Rapel U2: MW

Rapel U3: MW

Rapel U4: MW

Rapel U5: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

32.007

32.005

32.003

32.001

31.999

31.997

Colbún U1: MW

Colbún U2: MW

Machicura U1: MW

Machicura U2: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

207.00

202.00

197.00

192.00

187.00

182.00

Pehuenche U1: MW

Pehuenche U2: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

79.25

78.00

76.75

75.50

74.25

73.00

El Toro U1: MW

El Toro U2: MW

El Toro U3: MW

El Toro U4: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

170.00

150.00

130.00

110.00

90.00

70.00

[MW]

Antuco U1: MW

Antuco U2: MW

Pangue U1: MW

Pangue U2: MW

0.833 s82.000 MW

49.333 s138.297 MW

49.317 s135.696 MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

92.50

80.00

67.50

55.00

42.50

30.00

[MW]

Curillinque: MW

La Higuera U1: MW

La Higuera U2: MW

Confluencia U1: MW

Confluencia U2: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

380.00

360.00

340.00

320.00

300.00

280.00

[MW]

Ralco U1: MW

Ralco U2: MW

0.763 s299.537 MW

49.609 s345.061 MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

83.25

82.00

80.75

79.50

78.25

77.00

Canutillar U1: MW

Canutillar U2: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

39.00

36.00

33.00

30.00

27.00

24.00

[MW]

Cipreses U1: MW

Cipreses U2: MW

Cipreses U3: MW

Isla U1: MW

Isla U2: MW

CDEC-SIC MW Gen1

Date: 5/25/2016

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T



Figura 26. Generación Centrales Térmicas [MW].

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

200.00

170.00

140.00

110.00

80.00

50.00

[MW]

Guacolda U1: MW

Guacolda U2: MW

Guacolda U3: MW

Guacolda U4: MW

Guacolda U5: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

205.00

180.00

155.00

130.00

105.00

80.00

[MW]

Ventanas U1: MW

Ventanas U2: MW

Nueva Ventanas: MW

Campiche: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

272.50

260.00

247.50

235.00

222.50

210.00

Nueva Renca TG: MW

Los Vientos: MW

Nehuenco U1 TG: MW

Nehuenco U2 TG: MW

Nehuenco U3: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

160.00

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

[MW]

Nueva Renca TV: MW

Nehuenco U1 TV: MW

Nehuenco U2 TV: MW



Los Vientos: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

[MW]



Quintero TG1A: MW

Quintero TG1B: MW

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

290.00

270.00

250.00

230.00

210.00

190.00

[MW]

Bocamina U1: MW

Bocamina U2: MW

Santa María: MW

CDEC-SIC MW Gen2

Date: 5/25/2016

Annex: /5

DIg

SIL

EN

T



Figura 27. Generación Centrales Hidráulicas [MVAr]

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

15.20

15.00

14.80

14.60

14.40

14.20

Rapel U1: MVAr

Rapel U2: MVAr

Rapel U3: MVAr

Rapel U4: MVAr

Rapel U5: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

-1.78

-1.80

-1.82

-1.84

-1.86

-1.88

Colbún U1: MVAr

Colbún U2: MVAr

Machicura U1: MVAr

Machicura U2: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

20.00

15.00

10.00

5.00

0.00

-5.00

Pehuenche U1: MVAr

Pehuenche U2: MVAr

Loma Alta: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

1.65935

1.65910

1.65885

1.65860

1.65835

1.65810

El Toro U1: MVAr

El Toro U2: MVAr

El Toro U3: MVAr

El Toro U4: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

12.50

10.00

7.50

5.00

2.50

0.00

[Mvar]

Antuco U1: MVAr

Antuco U2: MVAr

Pangue U1: MVAr

Pangue U2: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

[Mvar]

Curillinque: MVAr

La Higuera U1: MVAr

La Higuera U2: MVAr



49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

-9.00

-14.00

-19.00

-24.00

-29.00

-34.00

[Mvar]

Ralco U1: MVAr

Ralco U2: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

4.348

4.344

4.340

4.336

4.332

4.328

Canutillar U1: MVAr

Canutillar U2: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

8.00

6.00

4.00

2.00

0.00

-2.00

[Mvar]

Cipreses U1: MVAr

Cipreses U2: MVAr

Cipreses U3: MVAr

Isla U1: MVAr

Isla U2: MVAr

CDEC-SIC MVAr Gen1

Date: 5/25/2016

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T



Figura 28. Generación Centrales Térmicas [MVAr]

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

60.00

40.00

20.00

0.00

-20.00

-40.00

[Mvar]

Guacolda U1: MVAr

Guacolda U2: MVAr

Guacolda U3: MVAr

Guacolda U4: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

-80.00

[Mvar]

Ventanas U1: MVAr

Ventanas U2: MVAr

Nueva Ventanas: MVAr

Campiche: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

68.00

65.00

62.00

59.00

56.00

53.00

Nueva Renca TG: MVAr

Los Vientos: MVAr



Nehuenco U3: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

[Mvar]

Nueva Renca TV: MVAr





49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

-20.00

[Mvar]



Quintero TG1A: MVAr

Quintero TG1B: MVAr

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

-43.00

-47.00

-51.00

-55.00

-59.00

-63.00

[Mvar]

Bocamina U1: MVAr

Bocamina U2: MVAr

Santa María: MVAr

CDEC-SIC MVAr Gen2

Date: 5/25/2016

Annex: /7

DIg

SIL

EN

T



Figura 29. Ángulos Rotóricos Centrales Hidráulicas [Grados].

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

63.00

61.00

59.00

57.00

55.00

53.00

Rapel U1: Grados

Rapel U2: Grados

Rapel U3: Grados

Rapel U4: Grados

Rapel U5: Grados

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

-1.00E+0..

-1.00E+0..

-1.00E+0..

-1.00E+0..

-1.00E+0..

-1.00E+0..

Colbún U1: Grados

Colbún U2: Grados



49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

207.00

203.00

199.00

195.00

191.00

187.00



49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

79.00

78.00

77.00

76.00

75.00

74.00

El Toro U1: Grados

El Toro U2: Grados

El Toro U3: Grados

El Toro U4: Grados

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

-10.00

-13.00

-16.00

-19.00

-22.00

-25.00

[deg]

Antuco U1: Grados

Antuco U2: Grados

Pangue U1: Grados

Pangue U2: Grados

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

[deg]

Curillinque: Grados





49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

4.00E-01..

3.00E-01..

2.00E-01..

1.00E-01..

4.04E-02..

-1.00E-0..

[deg]

Ralco U1: Grados

Ralco U2: Grados

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

83.00

82.00

81.00

80.00

79.00

78.00



49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

-2.00

-6.00

-10.00

-14.00

-18.00

-22.00

[deg]

Cipreses U1: Grados

Cipreses U2: Grados

Cipreses U3: Grados

Isla U1: Grados

Isla U2: Grados


Date: 5/25/2016

Annex: /8

DIg

SIL

EN

T



Figura 30. Ángulos Rotóricos Centrales Térmicas [Grados].

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

20.00

0.00

-20.00

-40.00

-60.00

-80.00

[deg]

Guacolda U1: Grados

Guacolda U2: Grados

Guacolda U3: Grados

Guacolda U4: Grados

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

-40.00

-50.00

[deg]

Ventanas U1: Grados

Ventanas U2: Grados

Nueva Ventanas: Grados

Campiche: Grados

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

3.00

2.00

1.00

0.00

-1.00

-2.00

Nueva Renca TG: Grados

Los Vientos: Grados



Nehuenco U3: Grados

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

0.25

0.00

-0.25

-0.50

-0.75

-1.00

[deg]

Nueva Renca TV: Grados





49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

1.25

0.00

-1.25

-2.50

-3.75

-5.00

[deg]



Quintero TG1A: Grados

Quintero TG1B: Grados

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

16.00

12.00

8.00

4.00

0.00

-4.00

[deg]

Bocamina U1: Grados

Bocamina U2: Grados

Santa María: Grados


Date: 5/25/2016

Annex: /9

DIg

SIL

EN

T



Figura 31. Balance SIC [MW].

De la Figura 31, denominada “Balance”, se estima lo siguiente:

La reserva de potencia utilizada es del orden de (3510 - 3354) = 156 [MW]

La pérdida de consumo por EDAC de baja frecuencia, al momento de desprendimiento de carga, es del orden de 190 [MW]

Pérdida de consumo por EDAC más la variación del consumo debido a la desviación de la tensión y de la frecuencia es (3742 – 3500) = 242 [MW]

El aumento de pérdidas de potencia es del orden de (137 - 134) = 3 [MW]

El aporte que efectúa el sistema al déficit de generación, se determina como la suma de la reserva de potencia utilizada más la variación total del consumo y menos el aumento de pérdidas de potencia, esto es, (156 + 242 - 3) = 395 [MW]

Cabe señalar que estas simulaciones corresponden a la condición de reserva más desfavorable, en cuanto a que se realizaron con una reserva total de 223 [MW], lo que corresponde sólo al monto de reserva asignado al CPF para atender contingencias de generación. Esto permite garantizar que la frecuencia post falla simple de régimen

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

3925.00

3800.00

3675.00

3550.00

3425.00

3300.00

[MW]

Summary Grid: Generation, Active Power

Summary Grid: General Load, Active Power

Carga Inicial SIC3742 [MW]

Generación Inicial SIC3876 [MW]

Generación Final SIC3637 [MW]

Carga Final SIC3500 [MW]

EDAC 487 [MW]

EDAC 2103 [MW]

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

3800.00

3700.00

3600.00

3500.00

3400.00

3300.00

[MW]

Summary Grid: Turbine Power

Potencia Mécanica SIC Prefalla3747 [MW]

Potencia Mécanica SIC Postfalla3354 [MW]

Potencia Mecánica Final3510 [MW]

49.99939.99930.00020.0009.99980.0000 [s]

170.00

160.00

150.00

140.00

130.00

120.00

[MW]

Summary Grid: Losses

Pérdidas Iniciales SIC134 [MW]

Pérdidas Finales SIC137 [MW]

CDEC-SIC Balance [MW]

Date: 5/25/2016

Annex: /11

DIg

SIL

EN

T



permanente siempre será mayor a 49.3 Hz, ya que como condición desfavorable también se ha asumido que justo en el instante de ocurrir la desconexión de generación se agotó la reserva para variaciones aleatorias de la demanda (59 [MW]). Lo anterior, se fundamenta debido a que el periodo de las variaciones naturales de la demanda es inferior al periodo de la evolución de la contingencia, que incluye el tiempo requerido para reponer las cargas con la reserva pronta.



6 Comentarios y Conclusiones

La metodología utilizada para determinar el porcentaje de reserva óptima para CPF en el SIC se realiza separando la reserva destinada a equilibrar las variaciones de frecuencia provocadas por fluctuaciones normales de la demanda y la reserva destinada a equilibrar las variaciones de frecuencia provocadas por pérdidas de generación. Se determinó que la reserva para CPF relacionada con variaciones de la frecuencia producidas por fluctuaciones instantáneas de la demanda es de +/- 59 [MW], la que se debe asignar a la unidad reguladora piloto. Respecto de la reserva óptima para CPF relacionada con variaciones de la frecuencia producidas por pérdidas intempestivas de generación, el monto estimado resultó ser de 223 [MW]. Los resultados de las simulaciones dinámicas de la desconexión intempestiva de un ciclo combinado con 393 [MW] de generación para los escenarios de demanda alta y de demanda baja, realizadas con una reserva en giro para CPF del orden de 223 [MW], verifican el cumplimiento de los estándares establecidos en la NT de SyCS. Se obtuvo la máxima excursión de la frecuencia para el escenario de demanda baja, donde se alcanzaron 48.7 [Hz] como mínimo. De acuerdo con los montos de reserva indicados, la reserva total mínima requerida para el CPF del SIC es 282 [MW]. En referencia al mayor error estadístico en la previsión de la demanda se determinó un monto de reserva anual para el CSF de 143 [MW]. No obstante, según el análisis horario del error de previsión, se observa que los errores de previsión horaria son mayores en aquellas horas donde existió un mayor incremento o decremento horario de la demanda y son menores en aquellas horas donde la demanda presenta un comportamiento más plano. Conforme lo anterior, se propone emplear dos montos de reserva de potencia en el CSF,

109 [MW] en el intervalo de operación entre las 01 y las 18 horas, y 203 [MW] en el intervalo de operación de 18 a 01 horas. En resumen, la mínima reserva en giro total requerida por el sistema (reserva primaria más

secundaria) es del orden de 391 [MW] y 485 [MW] en los períodos horarios de menor y mayor requerimientos de reserva, respectivamente. Esta reserva en giro total estimada corresponde a la mínima reserva requerida para operar técnica y económicamente el sistema y considera el eventual desprendimiento de consumos por actuación de algunos escalones del EDAC.



Es necesario indicar que se han determinado nuevos resultados para la reserva primaria, que difieren de los reportados en el informe preliminar, debido al nuevo valor para el costo de falla de corta duración establecido en la Resolución Exenta nº401 de la Comisión Nacional de Energía emitida el 9 de mayo del 2016. Finalmente cabe señalar que, dadas las características técnicas propias de las centrales (tiempos de partida, mínimos técnicos y velocidad de toma de carga) y considerando la evolución diaria de la demanda, durante la mayor parte del tiempo la operación real del SIC ha presentado montos de reserva en giro superiores a la reserva mínima determinada en este estudio.

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