Estudio de Detalle para PDCE San Luis - Quillota · • Bloqueos por oscilación de potencia...
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CDEC-SICCentro de Despacho Económico de Carga
Sistema Interconectado CentralCHILE
Estudio de Detalle para PDCESan Luis - Quillota
INFORME FINAL
Proyecto EE-2011-009Informe Técnico EE-ES-2012-021
Revisión B
FIELD TESTING AND ELECTRICAL
COMMISSIONING
ISO9001:2008 Certified
26. ene. 2012
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en Rosario, Santa Fe, Argentina. Para consultas técnicas respecto del contenido del presente
comunicarse con:
Ing. David Perrone
Departamento de Estudios
Ing. Javier Vives
Departamento de Estudios
Ing. Alejandro Musto
Coordinador de Estudios
Ing. Fernando Libonati
Gerente de Producción
Estudios Eléctricos S.R.L.
Av. Jorge Newbery 8796
(2000) Rosario – Santa Fe - Argentina
Esta es la versión 53 del presente documento. Última modificación el 26/01/2012 por Javier
Vives. Los cambios realizados se resumen a continuación.
Rev. Comentario Realizó Revisó Aprobó
A Para presentar DP/JV AM FL
B Se atienden observaciones del CDEC-SIC DP/JV AM FL
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Índice1 Resumen Ejecutivo..........................................................................................................5
Acondicionamiento de la Base de Datos.............................................................................6Contingencia Extrema.....................................................................................................7Esquema de Defensa......................................................................................................8Principales Resultados...................................................................................................10
2 Antecedentes................................................................................................................12
3 Objetivos......................................................................................................................14
4 ETAPA A. Escenarios de Estudio.......................................................................................16
4.1 Características Generales.........................................................................................164.2 Escenarios base......................................................................................................194.3 Escenarios adicionales.............................................................................................204.4 Escenarios futuros...................................................................................................21
5 ETAPA B. Definición Conceptual del Esquema....................................................................22
5.1 Criterios para la evaluación del desempeño dinámico...................................................225.2 Recursos Estabilizantes considerados.........................................................................25
5.2.1 Cortes de carga adicionales (EDACxEx)...............................................................255.2.2 Apertura del subsistema Norte...........................................................................255.2.3 Control de sobretensiones.................................................................................275.2.4 Estabilizadores Central Guacolda........................................................................27
5.3 Análisis de la contingencia.......................................................................................285.3.1 Generación elevada en S/E San Luis...................................................................305.3.2 Generación reducida en S/E San Luis..................................................................315.3.3 Generación nula en S/E San Luis........................................................................335.3.4 Impacto de Central Ventanas.............................................................................34
5.4 Definición del Esquema............................................................................................385.4.1 Diseño sobre escenarios BASE............................................................................385.4.2 Análisis del sistema de protecciones...................................................................485.4.3 Esquema Conceptual.........................................................................................53
5.5 Verificación del esquema .........................................................................................555.5.1 Sobre escenarios BASE......................................................................................555.5.2 Sobre escenarios ADICIONALES.........................................................................57
6 ETAPA C. Desempeño del Esquema..................................................................................58
6.1 Análisis: apertura secuencial....................................................................................596.2 Análisis: impacto de Central Ventanas.......................................................................606.3 Análisis: bloqueos por oscilación de potencia..............................................................636.4 Análisis: escenarios futuros......................................................................................65
7 ETAPA D. Diseño de Detalle y Definición de Requerimientos................................................71
7.1 Automatismo local en San Luis.................................................................................727.1.1 Detección de la apertura...................................................................................737.1.2 Esquema de apertura........................................................................................747.1.3 Requerimientos................................................................................................74
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Ir al índice7.2 Lógicas de bloqueo por oscilación de potencia.............................................................75
7.2.1 Criterios de ajuste............................................................................................75Ejemplo: Ajuste módulo oscilación de potencia: Miraflores San Pedro 110kV→ .............77
7.2.2 Ajustes propuestos...........................................................................................787.3 Estimación de costos de la implementación................................................................807.4 Estimación de plazos de la implementación................................................................80
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1 Resumen Ejecutivo
El presente documento forma parte de los estudios de detalle para la implementación de un
esquema de defensa, que permita afrontar las contingencias más críticas definidas por la DO en
su ranking de contingencias extremas, consistentes en:
• Falla y desvinculación del doble circuito Quillota – Polpaico 220kV
• Falla y desvinculación del sistema de transmisión que conecta las SS/EE Charrúa y Ancoa.
• Falla y desvinculación del doble circuito San Luis – Quillota 220kV
• Falla y desvinculación de barra Ancoa 500kV
Cada contingencia se encuentra asociada a un Estudio de PDCE particular. Este documento
corresponde a la etapa final del tercer estudio de PDCE (San Luis – Quillota 220kV), y contiene los
detalles de:
➔ Definición de escenarios factibles de operación que maximicen el impacto de la
contingencia, pretendiendo identificar todo el equipamiento y las medidas estabilizantes
necesarias para afrontar máximos impactos de la contingencia.
➔ Definición de escenarios alternativos que permitan cubrir un amplio espectro de las
posibles condiciones de operación, desde demandas mínimas a máximas, y desde
despachos nulos a máximos en el área de influencia.
➔ Análisis de la contingencia. Análisis de la problemática post-falla en las actuales
condiciones topológicas del sistema.
➔ Definición conceptual del esquema de defensa. Determinación de los requerimientos
mínimos del esquema en función de las condiciones de mayor impacto.
➔ Verificación de la operación satisfactoria en condiciones críticas, normales y de impacto
reducido o nulo.
➔ Verificación sobre escenarios alternativos y escenarios futuros, con un horizonte final de 4
años.
➔ Definición detallada del esquema de defensa, incluyendo requerimientos mínimos, costos
estimados y plazos de ejecución de obras. Esto, a partir del esquema conceptual y en
coordinación con las empresas involucradas.
Adjunto al presente documento se entregan:
➢ BASE DE DATOS DEL ESTUDIO, en formato DIgSILENT Power Factory v14.0.0519
➢ INFORME ANEXO, con los resultados de flujos de potencia sobre esquemas unilineales y las
respuestas dinámicas obtenidas, para todos los escenarios de estudio.
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Acondicionamiento de la Base de Datos
La base de datos oficial del SIC en formato DIgSILENT Power Factory fue acondicionada para
los actuales estudios de PDCE. El acondicionamiento corresponde a la Etapa A del primer estudio
de PDCE (Quillota-Polpaico 220kV) y se emplea en el actual estudio.
El informe EE-ES-2011-072 (REV D) enumera todas las etapas llevadas a cabo para el
acondicionamiento de la BD, incluyendo los detalles de incorporación, mejora y verificación de los
elementos presentes en la base de datos oficial, orientados al estudio de Plan de Defensa Contra
Contingencias Extremas. Adicionalmente se realizan mejoras específicas de esta fase las cuales
serán presentadas oportunamente.
Los siguientes ítems resumen las principales etapas desarrolladas en el informe
mencionado:
• Migración de la BD de versión 13.2 a versión 14 de Power Factory: la BD mantiene las
mismas funcionalidades que para v13.2. Dentro de esta etapa se encuentran desarrolladas
la re-estructuración de la BD y la adaptación de los modelos dinámicos.
• Acondicionamiento de la BD: en esta etapa se verifican, actualizan, corrigen y adicionan
modelos a la BD con el objetivo de mejorar la representación del SIC. Se incluyen la
incorporación de modelos estáticos y dinámicos, la corrección y la actualización de
modelos ya existentes tales como el esquema de EDAC y relés de frecuencia de
generadores.
Como complemento específico para esta fase del plan de defensa, se acondicionan los
modelos y los ajustes de los relés de protección ubicados en el área de influencia. Se utiliza
información existente en la BD, y planillas de ajustes y reportes de protección específicos,
conforme a información suministrada por CDEC SIC y AES Gener.
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Contingencia Extrema
La contingencia en estudio se encuentra enmarcada en la NTSyCS, como un evento de falla
de Severidad 6. Ésta corresponde a un cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla en
uno de los circuitos correspondientes al enlace San Luis - Quillota 220 kV, seguido de la
desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de la protección primaria y salida del
circuito sano en paralelo por actuación errónea del sistema de protecciones (Ver artículo 1-7
punto 75 de la NTSyCS).
Producto de esta contingencia, toda la generación del nodo SAN LUIS que se exportaba
hacia Quillota por circuitos de 220kV de gran capacidad, intenta redistribuirse a través de enlaces
de menor capacidad:
San Luis 220kV → Agua Santa 220kV → Agua Santa 110kV → Quillota 110kV → Quillota 220kV
Para la mayoría de los casos, esto desencadena en sobrecargas transitorias en el
transformador de Agua Santa 220/110kV y líneas de la red Chilquinta 110kV, e inestabilidad
angular entre las centrales que aportan al nodo San Luis y el resto del sistema. En los casos más
críticos, se observa también inestabilidad angular del sistema norte (Los Vilos - Pan de Azúcar) y
pérdida del sincronismo respecto al resto del sistema.
Para mitigar estas problemáticas se hace ineludible desconectar la generación que inyecta al
nodo San Luis y que permanece vinculada por una conexión de menor capacidad y gran
impedancia. Esto puede ocasionar pérdidas significativas de generación, cercana a 1800MW en los
casos más severos, que requieren ser balanceadas a través de desconexión de demanda. Luego,
producto de las grandes excursiones de todas las variables sistémicas, se requieren recursos
adicionales que moderen sus efectos y permitan al sistema evolucionar según los estándares de
desempeño establecidos en la NTSyCS.
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Esquema de Defensa
Con el fin de mitigar los efectos causados por la CONTINGENCIA EXTREMA en estudio,
estabilizar el sistema y lograr los estándares exigidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad
de Servicio, se requieren 6 recursos adicionales a los existentes en el sistema:
• Esquema de apertura de enlace San Luis – Agua Santa 220kV
Detección de doble apertura San Luis – Quillota 220kV y envío de señal de disparo a
interruptores de línea San Luis – Agua Santa 220kV.
• Bloqueos por oscilación de potencia
Bloqueo de módulos de impedancia zonas 1 y 2 en relés de la red costa 110kV.
• Desconexión Automática de Carga por Contingencias Extremas (PDCE–Fase 2)
Esquema de desconexión de demanda complementario al existente, que actúa con tasas
de caída de frecuencia mayores a 0,9Hz/seg.
• Esquema de apertura SE Pan de Azúcar al Norte (PDCE–Fase 2)
Sistema de detección de excursión angular inadmisible entre el sistema norte y el sistema
centro, mediante esquema de sincrofasores. Apertura del doble circuito P. de Azúcar – Las
Palmas 220kV, en S/E en Pan de Azúcar.
• Control de sobretensiones en SE Alto Jahuel y SE Ancoa (PDCE–Fase 2)
Automatismo de desconexión de capacitores en el sistema troncal ante la ocurrencia de
sobretensiones inadmisibles, producto de los elevados cortes de carga.
• Lógica en estabilizadores de Central Guacolda (PDCE–Fase 1)
Desconexión automática de los estabilizadores de potencia, ante condiciones en las que su
operación deteriore la recuperación de grandes excursiones.
Los primeros dos recursos son específicos de esta fase 3 y se encuentran detallados en el
capítulo 7 ETAPA D. Diseño de Detalle y Definición de Requerimientos. Se destaca que el primero
(esquema de apertura), utilizará el PLC y el esquema de comunicación propuesto en la fase 1 de
este PDCE. Los componentes adicionales y la lógica a implementar es mínima, pudiendo ser
llevada a cabo en paralelo con el desarrollo de esa primera fase.
Se resalta también que gran parte de las consecuencias de esta falla extrema son
controladas con los recursos desarrollados en la fase 2, sin necesidad de modificarlos o re-
ajustarlos. Esto demuestra una vez más el extenso rango de validez de tales recursos globales y
la necesidad de su implementación, para que el sistema pueda tolerar contingencias de esta
naturaleza.
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ESTIMACIÓN DE COSTOS DE LA IMPLEMENTACIÓN
Basados en la disponibilidad de todos los recursos propuestos para las contingencias
previamente estudiadas (fases 1 y 2) los costos adicionales para el control de la falla doble San
Luis – Quillota resultan mínimos:
COMPONENTE UNITARIO CANTIDAD UNIDAD TOTAL
MULTIMEDIDOR DIGITAL USD 1.600,0 4 PZA USD 6.400,0
MONTAJE, INTEGRACION Y P.E.S. (*) - - (*)
(*) Se considera incluido dentro del costo de la Fase 1 de PDCE.
ESTIMACIÓN DE PLAZOS DE LA IMPLEMENTACIÓN
Siendo que los componentes a instalar se encuentran en estricta relación con los propuestos
en la Fase 1 y que los cambios en las protecciones pueden ser realizados de manera paralela, se
considera totalmente viable implementar esta Fase 3 del Plan de Defensa contra Contingencias
Extremas en conjunto con la Fase 1, sin adicionar mayores retrasos a los ya planificados (informe
técnico EE-ES-2011-238 – pág. 171).
Finalmente, esta Fase 3 del PDCE quedará completamente implementada cuando lo estén
las Fases 1 y 2, por compartir recursos estabilizantes.
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Principales Resultados
Se resumen a continuación las principales características de los escenarios desarrollados, y
en cada caso, los recursos estabilizantes necesarios para afrontar la contingencia extrema.
Del análisis de estas tablas, se deduce que los recursos estabilizantes desarrollados son
suficientes para que el sistema pueda tolerar satisfactoriamente la pérdida del doble circuito San
Luis – Quillota 220kV.
DEMANDA BAJA – BAJO IMPACTO
ESCEN
ARIO
Denominación DB_0MW DB_120MW DB_240MW DB_370MW DB_490MW
Generación SAN LUIS [MW] 0,0 120,0 240,0 370,0 490,0
Generación SIC [MW] 4772 4770 4751 4739 4738
Fecha considerada julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012
P San Luis → Quillota [MW] 58,0 175,0 291,0 285,0 532,0
Generación Ventanas 110 kV [MW] 605,0 605,0 605,0 220,0 605,0
Generación Ventanas 220 kV [MW] 0,0 0,0 0,0 270,0 0,0
REC
URSO
S APERTURA SAN LUIS – AGUA SANTA EDAC x CEx - - - - -SINCROFASORES - - - - -CONTROL DE LA CONTINGENCIA ok ok ok ok ok
DEMANDA BAJA – ALTO IMPACTO
ESCEN
ARIO
Denominación DB_720MW DB_1000MW DB_1370MW DB_1500MW DB_1735MW
Generación SAN LUIS [MW] 722,0 1010,0 1370,0 1500,0 1735,0
Generación SIC [MW] 4721 4726 4716 4723 4727
Fecha considerada julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012
P San Luis → Quillota [MW] 624,4 899,5 1246,3 1371,1 1596,0
Generación Ventanas 110 kV [MW] 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0
Generación Ventanas 220 kV [MW] 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0
REC
URSO
S APERTURA SAN LUIS – AGUA SANTA EDAC x CEx - SINCROFASORES - - - CONTROL DE LA CONTINGENCIA ok ok ok ok ok
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DEMANDA ALTA – ALTO IMPACTO
ESCEN
ARIO
Denominación DA_720MW DA_1000MW DA_1370MW DA_1500MW DA_1790MW
Generación SAN LUIS [MW] 722,0 1012,0 1372,0 1500,0 1786,7
Generación SIC [MW] 6566 6565 6539,6 6534 6535
Fecha considerada julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012
P San Luis → Quillota [MW] 572,5 848,6 1195,1 1321,4 1595,9
Generación Ventanas 110 kV [MW] 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0
Generación Ventanas 220 kV [MW] 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0
REC
URSO
S APERTURA SAN LUIS – AGUA SANTA EDAC x CEx - - SINCROFASORES - - - - -CONTROL DE LA CONTINGENCIA ok ok ok ok ok
ESCENARIOS FUTUROS
ESCEN
ARIO
Denominación DB_13_1735MW DB_16_1735MW DA_13_1790MW DA_16_1790MW
Generación SAN LUIS [MW] 1735,0 1735,0 1790,0 1790,0
Generación SIC [MW] 4924 5833 6795 8025
Fecha considerada marzo 2013 julio 2016 marzo 2013 julio 2016
P San Luis → Quillota [MW] 1589,0 1562,0 1588,0 1601,0
Generación Ventanas 110 kV [MW] 220,0 220,0 220,0 340,0
Generación Ventanas 220 kV [MW] 540,0 540,0 540,0 540,0
REC
URSO
S APERTURA SAN LUIS – AGUA SANTA EDAC x CEx SINCROFASORES - -
CONTROL DE LA CONTINGENCIA ok ok ok ok
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2 Antecedentes
La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) establece que se deberá
elaborar el “Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas en el SI”, en adelante el
Estudio, el cual deberá ser actualizado cada 4 años.
Según se define en el Artículo 6-59 de la NTSyCS vigente (Octubre de 2009), el Plan de
Defensa contra Contingencias Extremas definido en el Estudio comprenderá un esquema
automático de utilización de Recursos Especiales de Control de Contingencias, el cual, ante la
detección de una contingencia que condujese a un apagón, produzca el desmembramiento o
desconexión controlada de algunos elementos del SI, tal que permita mantener la estabilidad del
SI o de las islas eléctricas originadas por la propia contingencia o de islas eléctricas inducidas, con
el objeto de evitar un apagón total.
Debido a las características particulares del SIC, en muchos casos puede ser conveniente
afrontar los efectos causados por las contingencias extremas a través de desconexiones
automáticas de carga, generación u otros elementos del sistema de transmisión, sin necesidad de
segmentar el sistema. Sin embargo, si se conforman islas eléctricas por aplicación del Plan de
Defensa contra Contingencias Extremas, éstas deberán estar equilibradas en potencia activa y
reactiva, y disponer de recursos suficientes para mantenerse estables con un adecuado control de
tensión y frecuencia, de acuerdo con las exigencias para el Estado de Emergencia, y que puedan
alcanzar las condiciones necesarias para la sincronización con el resto del SI.
Por otro lado, el Artículo 6-61 define que la operación de los automatismos que configuran
el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas no debe interferir con la operación de ninguna
otra instalación del SI, incluyendo aquellas relacionadas con el EDAC y las que se emplean
durante las maniobras de sincronización.
Los Recursos Especiales de Control de Contingencias solamente deberán operar para
Contingencias Extremas, toda vez que no se espera que las instalaciones de protección, control, y
los EDAC, existentes, por si solos puedan evitar el Apagón Total o Apagón Parcial del SI.
En relación con lo señalado, la Dirección de Operación del CDEC-SIC, en adelante la DO,
contrató el estudio correspondiente a un consultor, el que realizó un análisis técnico del impacto
en el SIC ante la aplicación de diversas contingencias (63 en total) que conducen a apagones
totales o parciales en diferentes condiciones de operación. De acuerdo con lo anterior, el Estudio
PDCE presentado por el consultor, documentado en su Informe Final del 15 de mayo de 2009,
contempla lo siguiente:
• un diagnóstico del impacto o efectos en el SIC producto de esas contingencias,
• una clasificación de las contingencias de mayor impacto en términos del porcentaje de
pérdida de consumos respecto de la demanda total, efectividad y complejidad de
aplicación.
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Ir al índice• un diseño conceptual del PDCE para las contingencias de mayor impacto,
• un diseño de detalle del PDCE para las contingencias de mayor impacto, pero para un
espectro reducido de escenarios de operación,
• una valorización de tipo general, particularmente en lo relacionado con los sistemas de
comunicación,
• un plan de obras de tipo general para la implementación del PDCE y finalmente,
• una recomendación de aquellas contingencias que debieran ser consideradas en la
implementación inicial del PDCE para el SIC.
Sobre la base de los resultados presentados por el Consultor en su informe final, la DO
realizó una revisión de las contingencias analizadas en el Estudio y definió un ranking de
contingencias extremas, según su impacto en el sistema.
El presente documento forma parte de los estudios de detalle para la implementación de un
esquema de defensa, que permita afrontar las contingencias más críticas definidas por la DO en
su ranking de contingencias extremas, consistentes en:
• falla y desvinculación del doble circuito Quillota – Polpaico 220kV
• falla y desvinculación del sistema de transmisión que conecta las SS/EE Charrúa y Ancoa
• falla y desvinculación del doble circuito San Luis – Quillota 220kV
• falla y desvinculación de barra Ancoa 500kV
Específicamente, este documento corresponde a la versión final del Estudio PDCE fase 3:
Falla y desvinculación del doble circuito San Luis – Quillota 220kV
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3 Objetivos
Los objetivos de este Estudio corresponden a:
ETAPA A
– Definir escenarios factibles de operación que maximicen el impacto de la contingencia,
pretendiendo identificar todo el equipamiento y las medidas estabilizantes necesarias para
afrontar máximos impactos de la contingencia. Estos escenarios pretenden establecer
condiciones de operación pesimistas que si bien pueden no ser las más económicas o
normales, son posibles dentro de las limitaciones operativas de la NTSyCS y se realizan
considerando que estas condiciones pueden ser alcanzadas en un determinado momento.
Con estos escenarios se pretende diseñar el esquema de defensa.
Estos escenarios se orientan a identificar necesidades tales como:
• Esquemas de DAG, RAG,
• esquemas de EDAC adicionales,
• estabilizadores de potencia adicionales,
• controles conjuntos de tensión,
• cambios de parámetros de control y protección, etc.
– Desarrollar escenarios alternativos que permitan cubrir un amplio espectro de las posibles
condiciones de operación, desde demandas mínimas a máximas, y desde hidrologías secas
a húmedas. En estos escenarios se pretende verificar el correcto diseño del
esquema de defensa, aún en escenarios de impacto reducido o nulo.
ETAPA B
Los objetivos de la Etapa B corresponden a:
• Analizar la contingencia.
Examinar la problemática post-falla en las actuales condiciones topológicas del
sistema.
• Definir conceptualmente el esquema de defensa.
Determinar los requerimientos mínimos del esquema en función de las condiciones de
mayor impacto.
Verificar la operación satisfactoria en condiciones críticas, normales y de impacto nulo.
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Ir al índiceETAPA C
• Diseñar el esquema
Analizar en detalle cada una de las propuestas conceptuales de la etapa previa,
determinándose las metodologías especificas y los ajustes requeridos para cada uno de los
recursos estabilizantes.
• Verificar el desempeño
Comprobar el esquema de defensa opere de manera satisfactoria en un amplio abanico de
escenarios posibles.
Analizar la respuesta en condiciones críticas, normales y de impacto nulo, empleando
escenarios de diseño, verificación y casos adicionales.
• Analizar la factibilidad de implementación
En coordinación con las empresas involucradas en el esquema, determinar la factibilidad
de su implementación.
ETAPA D
• Desarrollar el detalle del esquema de defensa
Detallar los componentes requeridos, junto con su interrelación. Exponer las lógicas
internas (programas) a implementar en el esquema final.
• Definir los requerimientos específicos de instalaciones
Detallar las especificaciones técnicas mínimas necesarias para dar respuesta al esquema
de manera segura y confiable.
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4 ETAPA A. Escenarios de Estudio
4.1 Características Generales
El desarrollo de los escenarios Base posee como principal objetivo definir condiciones
factibles de operación del SIC que permitan evaluar, a partir de diversos estados de demanda y
despacho de unidades, el impacto de la contingencia en estudio. A partir de ellos, se pretende
cubrir un amplio espectro de posibles modos de operación, desde demandas mínimas a máximas,
y desde hidrologías secas a húmedas verificando el correcto diseño del esquema de defensa, aún
en escenarios de impacto reducido.
La constitución de los escenarios de estudio se realiza tomando como referencia los
escenarios presentados en la BASE DE DATOS oficial del CDEC – SIC con fecha Julio 2011,
ajustados para que representen características sobresalientes en cuanto a los niveles de
demanda, niveles de reserva, despachos de las unidades, y por sobre todo niveles de
transferencia de potencia por el doble circuito San Luis – Quillota 220 kV.
Dado que la fecha de presentación del estudio correspondiente a esta fase del PDCE se
estipula para Enero de 2012, y considerando un plazo de implementación de los recursos
estabilizantes de no menor a 6 meses, los escenarios base corresponderán a Julio de 2012.
Bajo estas consideraciones, los niveles de demanda del caso base se calculan tomando
como referencia los factores de crecimiento estimados en el estudio de Fijación de Precio de Nudo
de Abril de 2011. Esta información se resume en las siguientes tablas
Tasa de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC
Fechas Libres Regulados
Julio 2011 – Diciembre 2011 +8,6% x 6/12 +5,2% x 6/12
Enero 2012 – Julio 2012 +8,6% x 6/12 +5,3% x 6/12
Julio 2011 – Julio 2012 +8,6% +5,25%
Tabla 4.1 - Crecimiento de la Demanda
Niveles de Demanda Bruta (Cargas + Pérdidas)
Caso Baja Alta
Original BD DO (Julio 2011) 4450 MW 6160 MW
Base PDCE 3 (Julio 2012) 4715 MW 6540 MW
Tabla 4.2 - Niveles de Demanda
Del mismo modo, se consideran disponibles las obras en construcción cuya fecha de ingreso resulta previa al caso base:
• Centrales Chacayes, Rucatayo y Laja 1
• Cambio de Conductor Alto Jahuel – Chena – Cerro Navia 220 kV
• Seccionamiento Ancoa – Polpaico 500 kV en Alto Jahuel
• Equipos de control de flujos en Cerro Navia 220 kV
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Control de Frecuencia
Para la asignación de la reserva de potencia para la regulación de frecuencia, se siguen los
lineamientos del informe técnico confeccionado por el CDEC-SIC titulado “Estudio Control de
Frecuencia y determinación de Reservas”. La siguiente tabla muestra las unidades generadoras
participantes de la reserva de giro para el control primario de frecuencia.
CentralPmax[MW]
Pmin[MW]
Nº Unidades Estatismo Permanente
Canutillar 170 40 2 0.047
Ralco 690 90 2 0.07
Pangue 460 50 2 0.0215 y 0.0227
El Toro 450 0 4 0.0278
Antuco 313 60 2 0.023 y 0.021
Cipreses 102 15 3 0.03
Pehuenche 560 120 2 0.025 y 0.03
Colbún 470 100 2 0.05
Machicurá 95 0 2 0.05
Rapel 377 30 5 0.1 ; 0.09 ; 0.08 ; 0,1 y 0.09
Abanico 49 0 2 0.03
Pilmaiquen 39 0 5 0.04
Pullinque 49 0 3 0.04
Candelaria B1 122 60 1 0.04
Candelaria B2 125 60 1 0.04
Taltal 1 115 65 1 0.0395
Taltal 2 117 65 1 0.0392
Tabla 4.3 - Unidades Asignadas para el Control Primario de Frecuencia
En la Base de Datos del simulador se consideran en servicio los GOVs de aquellas unidades
cuyo modelo se encuentra homologado. Dada esta condición, puede que otras unidades no
contempladas en la Tabla 4.3 puedan eventualmente proveer reserva de giro. Sin embargo, en la
generalidad de los despachos, estas unidades se encuentran operando a valores cercanos a su
carga nominal, a excepción de casos en los cuales se despachen generadores al mínimo técnico
por condiciones de seguridad operativa.
En el presente informe, se especifica la reserva asignada al control primario de frecuencia
como el resultado de la potencia total que surge diferencia entre la potencia máxima y la potencia
de despacho de cada unidad de la Tabla 4.3. Salvo en casos donde se mencione explícitamente, la
reserva asignada para el control de frecuencia se asigna entorno a 360MW.
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EDAC
El esquema de desconexión automática de carga se representa conforme a lo indicado en el
informe EE-ES-2011-072 (acondicionamiento BD).
Considerando los niveles de demanda proyectados para Julio 2012, los montos de EDAC por
escalón resultan:
CASO / ESCALÓN 1 2 3 4 5 6 Total49.0 Hz (-0.6 Hz/s) 48.9 Hz 48.8 Hz (-0.6 Hz/s) 48.7 Hz 48.5 Hz 48.3 HzDemanda Baja
Julio 2012350MW (7,4%)
161MW (3,4%)
268MW (5,7%)
128MW (2,7%)
118MW (2,5%)
90MW (1,9%)
1115MW (23,6%)
Demanda AltaJulio 2012
548MW (8,4%)
236MW (3,6%)
436MW (6,7%)
186MW (2,8%)
177MW (2,7%)
141MW (2,2%)
1725 MW(26,4%)
Tabla 4.4 - Montos de EDAC por escalón
Transferencias Máximas
Conforme a lo establecido en el ESTUDIO DE RESTRICCIONES DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN «Junio 2011», y a información suministrada por el CDEC SIC, las limitaciones
asociadas a los componentes de mayor relevancia en el estudio son los siguientes:
EnlaceCapacidad
Conductores[MVA]
Potencia MáximaTT/CC[MVA]
Elemento Serie de
Relevancia[MVA]
Limitación del Tramo[MVA]
Causa
San Luis – Quillota 220kV C1 y C2 2x1974 2x1829Interruptores
2x1600Permanente
1600
Capacidad de los interruptores de
poder
San Luis – Agua Santa 220kV 389 732Transformador de Potencia
300
Permanente300
Capacidad del transformador serie
220/110 kV
Quillota – San Pedro 110kV 279 274 N/APermanente
274
Capacidad Transformadores de
Corriente
Miraflores – San Pedro 110kV 57 152 N/APermanente
57Capacidad de Conductores
Tabla 4.5 - Limitación de Transferencia en enlaces de relevancia
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4.2 Escenarios base
En este apartado se resumen las principales características de los escenarios construidos
para el análisis de la doble contingencia. Se conforman escenarios para distintas transferencias
por el doble vinculo San Luis – Quillota 220 kV -en directa relación con la generación del nodo
San Luis- y considerando niveles de demanda baja y alta, con el fin de estudiar los recursos a
implementar para distintas condiciones operativas del SIC.
Los CASOS BASE más exigentes, y los que requieren mayores recursos estabilizantes,
corresponden a condiciones de altos despachos en el nodo San Luis. Esto se relaciona
mayormente con escenarios de hidrología seca.
En el otro extremo, cuando la generación inyectada en el nodo San Luis es nula, el impacto
de la doble contingencia resulta similar al de una contingencia simple en el enlace San Luis –
Agua Santa 220kV, el cual resulta estable por definición (Criterio de operación N-1).
Se desarrollan casos intermedios los cuales permiten definir los diferentes requerimientos
(recursos que se deben habilitar) en función del nivel de impacto de la contingencia.
En la tabla 4.6 se presenta la información característica de cada escenario planteado.
Los resultados de los flujos de carga para todos los escenarios Base creados para el estudio,
se presentan en el documento anexo, “EE-ES-2012-021_Estudio PDCE fase 3_ANEXO”
Nivel de Demanda
Nombre del Escenario
Generación TOTAL[MW]
Relación de DespachoHidro-Term
Gen. San Luis [MW]
Gen.Ventanas 110kV[MW]
Gen.Ventanas 220kV[MW]
Transf.San Luis –
Quillota 220kV [MW]
Baja
DB_720MW 4721 49,1% 50,9% 722 220 270 624
DB_1000MW 4726 43,1% 56,9% 1010 220 270 900
DB_1370MW 4716 35,3% 64,7% 1370 220 270 1246
DB_1500MW 4723 35,3% 64,7% 1500 220 270 1370
DB_1735MW 4727 27,3% 72,7% 1735 220 270 1596
Alta
DA_720MW 6566 49,3% 50,7% 722 220 270 573
DA_1000MW 6565 44,9% 55,1% 1012 220 270 849
DA_1370MW 6540 39,2% 60,9% 1372 220 270 1195
DA_1500MW 6534 37,1% 62,9% 1500 220 270 1321
DA_1790MW 6535 32,8% 67,3% 1787 220 270 1596
Tabla 4.6 - Resumen de ESCENARIOS BASE, Julio 2012
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4.3 Escenarios adicionales
Como parte de los análisis de sensibilidad se realizan ESCENARIOS ADICIONALES. Estos
escenarios se construyen a partir de los ESCENARIOS BASE, realizando modificaciones en los
despachos y modos de operación de determinados enlaces. Los ESCENARIOS ADICIONALES
analizados se detallan en la tabla 4.7.
Nivel de Demanda
Nombre del Escenario
Gen.TOTAL[MW]
Relación de DespachoHidro-Term
Gen. San Luis [MW]
Gen.Ventanas 110kV[MW]
Gen.Ventanas 220kV[MW]
Transf.San Luis –
Quillota 220kV [MW]
Baja
DB_0MW 4772 62,7% 37,4% 0 605 0 58
DB_120MW 4770 60,1% 39,9% 120 605 0 175
DB_240MW 4751 57,4% 42,6% 240 605 0 291
DB_370MW 4739 57,0% 43,0% 370 220 270 285
DB_490MW 4738 52,0% 48,0% 490 605 0 532
DB_1735MW_V1 4721 27,5% 72,5% 1735 115 270 1564
DB_1735MW_V12 4734 25,2% 74,8% 1735 335 270 1640
DB_1735MW_V123 4732 25,2% 74,8% 1735 605 1627
Tabla 4.7 - Resumen de ESCENARIOS ADICIONALES, Julio 2012
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4.4 Escenarios futuros
Los ESCENARIOS FUTUROS utilizados para la verificación del esquema se construyen
siguiendo los mismos lineamientos que los utilizados en el desarrollo de los CASOS BASE.
Los niveles de demanda se ajustan tomando las tasas de crecimiento según previsión de la
demanda, detalladas en el informe de precio de nudo con fecha abril de 2011. En la siguiente
tabla se resumen la metodología y los parámetros de ajuste.
Tasa de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC
Fechas Libres Regulados
Julio 2011 – Diciembre 2011 +8,6% x 6/12 +5,2% x 6/12
Enero 2012 – Diciembre 2012 +8,6% +5,3%
Enero 2013 – Marzo 2013 +8,0% x 2/12 +5,3% x 2/12
TOTAL Julio 2011 – Marzo 2013 14,2% 8,8%
Julio 2011 – Diciembre 2011 +8,6% x 6/12 +5,2% x 6/12
Enero 2012 – Diciembre 2012 +8,6% +5,3%
Enero 2013 – Diciembre 2013 +8,0% +5,3%
Enero 2014 – Diciembre 2014 +8,2% +5,2%
Enero 2015 – Diciembre 2015 +7,0% +5,1%
Enero 2016 – Julio 2016 +6,9% x 6/12 +5,0% x 6/12
TOTAL Julio 2011 – Julio 2016 39,6% 26,0%
Tabla 4.8 - Crecimiento de la Demanda - Informe Precio de Nudo Año 2011
Conforme a estas tasas de crecimiento, los niveles de demanda resultan:
Niveles de Demanda NETA
Caso Baja [MW] Alta [MW]
Marzo 2013 4758 6545
Julio 2016 5628 7702
Tabla 4.9 - Niveles de Demanda
Los escenarios futuros analizados se detallan en la tabla 4.10.
Nivel de Demanda
Nombre del Escenario
Gen. TOTAL[MW]
Relación de DespachoHidro-Term
Gen. San Luis [MW]
Gen.Ventanas 110kV[MW]
Gen.Ventanas
220kV (*)[MW]
Transf.San Luis –
Quillota 220kV [MW]
BajaDB_13_1735MW 4924 23,9% 76,1% 1735 220 540 1589
DB_16_1735MW 5833 21,9% 78,1% 1735 220 540 1562
AltaDA_13_1790MW 6795 30,7% 69,3% 1790 220 540 1588
DB_16_1790MW 8025 33,9% 66,1% 1790 340 540 1601
Tabla 4.10 - Resumen ESCENARIOS FUTUROS. (*) Generación de Ventanas 3 y Campiche
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5 ETAPA B. Definición Conceptual del Esquema
5.1 Criterios para la evaluación del desempeño dinámico
Antes de iniciar el análisis se presentan los criterios utilizados para la evaluación de los
efectos de la contingencia y la respuesta del esquema propuesto.
Como condición elemental la respuesta del esquema debe satisfacer las condiciones
establecidas en la NTSyCS asociadas a la estabilidad transitoria. De acuerdo al Artículo 5-42 de la
NTSyCS en estado normal para una contingencia de severidad 6 se debe evitar el Apagón Total
del SI, logrando al final del transitorio de falla el cumplimiento de los estándares definidos para el
Estado de Emergencia en el TITULO 5-8, TITULO 5-109, TITULO 5-10 y TITULO 5-11.
Para analizar la estabilidad transitoria del SIC se evalúa la evolución temporal de variables
claves durante 20 segundos, luego de que el sistema es sometido a una gran perturbación.
La estabilidad en régimen transitorio del SIC se evalúa sobre la base de los siguientes
parámetros:
• Excursión del ángulo del rotor en primera oscilación. Estabilidad angular no oscilatoria
• Amortiguamiento de las oscilaciones. Estabilidad angular oscilatoria
• Recuperación y control de la tensión. Estabilidad en tensión
• Recuperación y control de la frecuencia. Estabilidad de frecuencia
Cuando se verifiquen simultáneamente los cuatro criterios de desempeño enunciados, se
concluirá que el SIC resulta, para la falla analizada, transitoriamente estable.
Estabilidad angular no oscilatoria
Para determinar la estabilidad transitoria en la primera oscilación rotórica, se adopta como
referencia de ángulos a la unidad Antuco 2 y se considera un ángulo de ±120º como máximo
ángulo de carga admitido.
Estabilidad angular oscilatoria
La estabilidad oscilatoria se analiza una vez extinguida la etapa transitoria de gran
perturbación. En estos casos el factor de amortiguamiento (ζ) de las oscilaciones electromecánicas,
medido sobre las oscilaciones de potencia activa en la línea de transmisión que transporta mayor
potencia y cuya localización sea la más cercana al lugar de ocurrencia de la contingencia, deberá
tener un valor mínimo del 5%. Factor de amortiguamiento relativo (ξ) aplicado a los modos de
oscilación interárea, calculado según el artículo 5-48 de la actual NTSyCS:
ζ =−logeRA
2π × √1+(logeR A)
2
4 π2
×100
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Estabilidad en tensión
Para el análisis de las simulaciones, el escenario de partida se considera una operación
NORMAL, por lo tanto al inicio de la simulación se deberán cumplir las siguientes restricciones:
• ±3% para los nodos de 500 kV.
• ±5% para los nodos de 220 kV.
• ±7% para los nodos del sistema troncal de tensión nominal menor a 200 kV.
La condición post-contingencia se considera una operación en estado de EMERGENCIA. Se
considera aceptable la recuperación de la tensión si luego de 20 segundos desde el inicio de la
simulación en cada nodo de la red de alta tensión la misma presenta valores comprendidos entre:
• ±5% para nodos de 500kV.
• ±10% para nodos de 220kV.
• ±10% para los nodos del sistema troncal de tensión nominal menor a 200 kV.
Los márgenes considerados se establecen sobre la base de la TENSIÓN DE SERVICIO
(independientes de cualquier escenario de operación) de acuerdo a la información descripta en el
documento “Definición de Tensiones de Servicio en Estado Normal de Operación” - 30 de Junio de
2005.
Adicionalmente, ocurrida la contingencia, la tensión no deberá descender transitoriamente
por debajo de 0.70pu luego de 10 ms de despejada la falla. La tensión tampoco podrá
permanecer por debajo de 0.80pu, por un tiempo mayor a 1 segundo. La magnitud de la tensión
en todas las barras del SI deberá converger a su valor final, ingresando dentro de una banda de
tolerancia de ±10% en torno al mismo, en un tiempo no superior a 20 segundos, medido desde el
instante de aplicación de la contingencia.
A continuación se resumen las tensiones de servicio adoptadas para los nodos de 500 kV y
220 kV y los consecuentes rangos de operación admisibles para una condición normal.
Barras de Tensión Nominal 500 kV
Para las barras de tensión nominal 500 kV las tensiones de servicio y los rangos resultan:
Barras de 500 kV Tensión de Servicio [kV]
Alto Jahuel 500,0
Ancoa 510,0
Charrua 510,0
Polpaico 504,0
Tabla 5.1 - Tensiones de Servicio Sistema de 500kV
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Ir al índiceBarras de Tensión Nominal 220 kV
Para las barras de tensión nominal 220 kV, a excepción de las indicadas en la tabla adjunta,
las tensiones de servicio resultan 222 kV lo cual resulta un rango de operación admisible (0,95 a
1,05 pu) de 210,9 a 233,1 kV.
224 224228 226224 226224 226226 224228 228226 228226 224226 226
Quillota 226 230San Luis 228 228
226 230224 230224 226224 226224 226224 222226 222226 226224 226224 226224 226226 226224 226
Barra 220 kV
Tensión deServicio
[kV]Barra
220 kV
Tensión deServicio
[kV]Diego de Almagro Maipo
Paposo CandelariaCarrera Pinto Colbún
Cardones MachicuraMaitencillo AncoaGuacolda Pehuenche
Pan de Azucar Loma AltaLos Vilos ItaueChoapa Charrua
El ToroAntuco
Agua Santa PanguePolpaico Ralco
Los Maquis RucúeEl Salto MampilLampa Peuchén
Cerro Navia ConcepciónRapel Hualpén
Alto Melipilla TemucoChena Ciruelos
Alto Jahuel ValdiviaBuin (Chilectra) Barro Blanco
Alfalfal Puerto MonttLos Almendros Canutillar
Tabla 5.2 - Tensiones de Servicio Sistema de 220kV
Estabilidad de Frecuencia
Para la evaluación del desempeño de control de frecuencia se considera que la excursión
transitoria de ésta se encuentra contenida dentro de los límites establecidos por el articulo 3-10
de NTSyCS para la operación de las unidades de generación.
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5.2 Recursos Estabilizantes considerados
En las fases 1 y 2 de este Estudio de detalle para PDCE se detectó la necesidad de
implementar recursos específicos para atender contingencias de carácter extremo. Estos recursos
se componen de automatismos locales que pretenden atender las necesidades particulares de la
falla, y recursos globales que serán activados cuando las excursiones de variables claves en el
sistema impliquen algún tipo de inestabilidad.
Siendo que estos recursos globales colaboran con el control de la contingencia extrema bajo
estudio, resulta relevante presentar un breve resumen de sus características.
En las simulaciones asociadas al análisis de la contingencia y definición del esquema de
defensa se menciona explícitamente en que caso se consideran estos recursos disponibles
(componentes E/S) y en que casos estos son activados.
5.2.1 Cortes de carga adicionales (EDACxEx)
La fase 2 del estudio de PDCE determinó que se requiere un esquema de corte de carga
adicional al existente para los casos en que la frecuencia descienda con una tasa mayor a
0,9 Hz/s. De un amplio análisis de casos se determinaron montos mínimos de potencia por
escalón y por área para sobrellevar la doble contingencia Charrúa – Ancoa 500kV. Los valores
obtenidos se resumen en la tabla 5.3.
ZonaEscalón 1
(-0,9 Hz/s)
Escalón 2
(-1,2 Hz/s)
Escalón 3
(-1,9 Hz/s)
Quinta Región 5,30% 7,00% 9,60%
Metropolitana 5,30% 7,00% 9,60%
Troncal Centro 5,30% 7,00% 9,60%
Sistema 154-66kV 5,30% 7,00% 9,60%
Tabla 5.3 - Ajustes de los relés de gradiente para EDACxCEx
5.2.2 Apertura del subsistema Norte
La fase 2 del estudio de PDCE determinó la necesidad de contar con un recurso que
rápidamente detecte la inestabilidad angular del sistema Norte, y lo aísle antes que las
excursiones angulares y las tensiones alcancen niveles inadmisibles por el sistema. El recurso y
sus ajustes se resumen a continuación.
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Σ
Remote Phasor Angle Los Vilos
Local Phasor Angle Pan de Azucar
+
-
AND
Σ
Remote Phasor SlipLos Vilos
Local Phasor Slip Pan de Azucar
+
-
1>2
1>2
SlipThreshold
DeltaThreshold
21
1
2
TripSlip
AND
|Va| < threshold 27
|Vb| < threshold 27
|Vc| < threshold 27
|Ia| < threshold 50
|Ib| < threshold 50
|Ic| < threshold 50
AND
OR
OR
Timer tset treset
Timer tset treset
Fault Conditions
Figura 5.1 - Esquema de SINCROFASORES – Unidad de procesamiento
VARIABLE AJUSTE Temporización JUSTIFICACIÓN
Diferencia angulary
Velocidad de cambio
10ºy
25 º/seg100 mseg
- Formación en islas en tiempos mínimos para evitar colapsos por tensión e inestabilidad angular- Actuación retardada para escenarios poco amortiguados
Subtensión 0,5 pu -Niveles inferiores a este valor bloquean el disparo
por el tiempo t reset
Sobrecorriente 700 A(*) -Niveles superiores a este valor bloquean el disparo
por el tiempo t reset
t set - 0,02 seg Tiempo de retardo del bloqueo
t reset - 5 segTiempo de bloqueo del esquema ante condiciones de
falla
Tabla 5.4 - Parámetros de Ajuste – Sistema Sincrofasores
(*) 1,2 veces corriente nominal de un circuito de línea
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5.2.3 Control de sobretensiones
La fase 2 del estudio de PDCE determinó la necesidad de dos automatismos de control de
tensión en la SS/EE Alto Jahuel y Ancoa. Estos recursos consisten en la desconexión de bancos
capacitivos conforme lo resume la siguiente tabla.
ElementoCapacidad
[MVAr]S/E Criterio de Actuación
Tiempo de
AjusteAcción
CCEE 65 Alto Jahuel 220kVUAJAH500kV>1,05pu o
UAJAH220kV>1,1pu10 segundos Disparo
CCEE 65 Ancoa 220kVUANC500kV>1,05pu o
UANC220kV>1,1pu10 segundos Disparo
CCEE 50 Alto Jahuel 220kVUAJAH500kV>1,05pu o
UAJAH220kV>1,1pu12 segundos Disparo
CCEE B1 66 Alto Jahuel 66kVUAJAH500kV>1,05pu o
UAJAH220kV>1,1pu14 segundos Disparo
CCEE B2 66 Alto Jahuel 66kVUAJAH500kV>1,05pu o
UAJAH220kV>1,1pu16 segundos Disparo
Tabla 5.5 - Recurso de control de sobretensiones Alto Jahuel y Ancoa
5.2.4 Estabilizadores Central Guacolda
La fase 1 del estudio de PDCE determinó la necesidad de implementar un esquema de lógica
de desconexión en los estabilizadores de las unidades de la central Guacolda con el fin de impedir
que estos presenten una actuación inadecuada ante grandes perturbaciones, las que pueden
derivar en inestabilidad angular y de tensión.
Este recurso básicamente es un esquema lógico adicional al estabilizador que lo desconecta
cuando la tensión terminal sale de la banda ± 4% y la consigna elaborada por el pss (upss) se
encuentra simultáneamente fuera de la banda ±4%. Una vez que la gran perturbación se controló
y el valor de la consigna del estabilizador ingresa a la banda ± 2% durante 500ms, el
estabilizador se reconecta para amortiguar las oscilaciones de pequeña señal.
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5.3 Análisis de la contingencia
La contingencia en estudio se encuentra enmarcada en la NTSyCS, como un evento de falla
de Severidad 6. Ésta corresponde a un cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla en
uno de los circuitos correspondientes al enlace San Luis - Quillota 220 kV, seguido de la
desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de la protección primaria y salida del
circuito sano en paralelo por actuación errónea del sistema de protecciones (Ver artículo 1-7
punto 75 de la NTSyCS).
Producto de esta contingencia, toda la generación del nodo SAN LUIS que se exportaba
hacia Quillota por circuitos de 220kV de gran capacidad, intenta redistribuirse a través de enlaces
de menor capacidad:
San Luis 220kV → Agua Santa 220kV → Agua Santa 110kV → Quillota 110kV → Quillota 220kV
Para la mayoría de los casos, esto desencadena en sobrecargas transitorias en el
transformador de Agua Santa 220/110kV y líneas de la red Chilquinta 110kV, e inestabilidad
angular entre las centrales que aportan al nodo San Luis y el resto del sistema. En los casos más
críticos, se observa también inestabilidad angular del sistema norte (Los Vilos - Pan de Azúcar) y
pérdida del sincronismo respecto al resto del sistema.
Los escenarios de estudio consideran despachos de la centrales del nodo San Luis que van
desde aportes mínimos hasta condiciones de máxima generación. En condiciones normales, esta
potencia se deriva principalmente al sistema troncal (y de allí a las demandas del sistema)
mediante el doble circuito San Luis – Quillota 220kV, y en una segunda proporción por el enlace
San Luis – Agua Santa 220kV.
Ante la apertura del doble circuito San Luis – Quillota 220kV la potencia que previamente se
dirigía hacia Quillota por el enlace de 220kV intentará redistribuirse a través del transformador de
Agua Santa y el sistema de 110kV de la red Chilquinta.
Esta nueva distribución plantea dos cuestiones a resolver:
– Por un lado, siendo que el nuevo recorrido posee menor capacidad, sobrecargas inherentes
al transporte de la potencia pre-contingencia (ver apartado 4.1).
– Por otra parte, siendo que este transporte se realizará por caminos de impedancia
notablemente diferentes (ver figura 5.2), los ángulos rotóricos de los generadores de la
S/E San Luis excursionarán significativamente para poder mantener la misma potencia de
transferencia. Dependiendo de la potencia generada en el nodo San Luis y de la rigidez del
nodo Quillota (características de escenario), estas excursiones resultarán estables,
inestables en primera oscilación o inestables de modo oscilatorio.
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G
Generación San Luis
San Luis220 kV
~1 Ω
Quillota220 kV
Agua Santa 220 kV
~10 Ω
~20 Ω
Agua Santa 110 kV
~4 Ω~25 Ω
~22 Ω
Quillota110 kV
Miraflores110 kV ~26 Ω ~22 Ω
Ventanas110 kV
ZN ~ 1 Ω
ZF ~ 72 Ω
Resto del SIC
Impedancias en Base 220 kVRed N
1600 MVA
300 MVA
Resto del SIC
PMAX
~ 1900 MW
300 MVA
115 MVA
300 MVA
Figura 5.2 - Esquema de impedancias de vinculación generación nodo San Luis
Esta redistribución del flujo de potencia podrá excitar las protecciones del sistema de 110kV
provocando desconexiones en cascada de líneas, pudiendo afectar no sólo a las demandas sino
también a la central Ventanas.
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5.3.1 Generación elevada en S/E San Luis
Como primera etapa de identificación de la problemática y esbozo de los recursos
necesarios, se presenta la simulación de la doble contingencia para el escenario DB_1370MW.
Este escenario no resulta extremo, y permite apreciar claramente las problemáticas inherentes a
la contingencia en un escenario crítico probable.
Se simula la contingencia implantando, al segundo, una falla bifásica franca tierra en el
extremo San Luis (equivalente trifásico ZF = 0,12 +j1,68 Ω) con el despeje selectivo en 120ms y
la salida simultánea de los circuitos San Luis – Quillota 220kV. En este análisis preliminar no se
considera la actuación de las protecciones del sistema.
En la Figura 5.3 se aprecia claramente la inestabilidad angular del nodo San Luis contra el
resto del sistema, alcanzando los 120º en menos de 300ms luego de la apertura del doble
vínculo.
1,75001,40001,05000,70000,3500-0,0000 [s]
150,00
100,00
50,00
0,00
-50,00
-100,00
-150,00
G enerador Antuco 2: Rotor angleG enerador Canutillar 1: Rotor angleG enerador Colbun 1: Rotor angleG enerador Guacolda 1: Rotor angleG enerador P ehuenche 1: Rotor angleG enerador Rape l 1: Rotor angleG enerador Nehuenco I T G : Rotor angleG enerador Nehuenco I T V : Rotor angleG enerador Nehuenco II T G : Rotor angleG enerador Nehuenco II T V: Rotor angleG enerador San Isidro II T G : Rotor angleG enerador San Isidro II T V: Rotor angleG enerador San Isidro T G : Rotor angleG enerador San Isidro T V : Rotor angle
Y =120,000 deg
Y =-120,000 deg
FallaFa lla AperturaApertura
DIg
SIL
EN
T
1,75001,40001,05000,70000,3500-0,0000 [s]
150,00
100,00
50,00
0,00
-50,00
-100,00
-150,00
G enerador Antuco 2: Rotor angleG enerador Canutillar 1: Rotor angleG enerador Co lbun 1: Rotor angleG enerador Guacolda 1: Rotor angleG enerador P ehuenche 1: Rotor angleG enerador Rape l 1: Rotor angleG enerador Nehuenco I T G : Rotor angleG enerador Nehuenco I T V: Rotor angleG enerador Nehuenco II T G: Rotor angleG enerador Nehuenco II T V: Rotor angleG enerador San Isidro II T G : Rotor angleG enerador San Isidro II T V: Rotor angleG enerador San Isidro T G : Rotor angleG enerador San Isidro T V: Rotor angle
Y =120,000 deg
Y =-120,000 deg
Fa llaFa lla A perturaA pertura
DIg
SIL
EN
T
Figura 5.3 - Respuesta Libre - Ángulos Rotóricos
De este análisis preliminar se hace evidente la necesidad de reducir de manera inmediata la
potencia activa inyectada en el nodo San Luis ante la ocurrencia de la doble contingencia, al
menos para este tipo de escenarios.
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5.3.2 Generación reducida en S/E San Luis
Para los casos en donde las transferencias por el enlace en falla son bajas (mínima
generación en el nodo San Luis) el impacto de la contingencia en cuanto a la estabilidad resulta
menor. No obstante esto, luego de la doble contingencia se presentan inadmisibles niveles de
sobrecarga en el transformador de Agua Santa 220/110kV y sobre todo en las líneas de Chilquinta
110kV.
Se analiza el impacto de la contingencia un escenario adicional de 370MW de generación.
Este caso contempla un ciclo combinado en San Luis, una unidad de ventanas operando por
110kV y otra por 220kV (condición de menor impacto post-contingencia para el sistema de
110kV). Previo a la simulación dinámica, se realiza un flujo de potencia considerando F/S el doble
circuito San Luis – Quillota 220 kV, el cual se resuelve satisfactoriamente. Esto indica que no
deberían presentarse mayores problemáticas en las simulaciones dinámicas.
En la figura 5.4 se aprecia el flujo de potencia en condición N-2 donde se muestran
importantes niveles de sobrecarga. El enlace mayormente afectado corresponde al doble circuito
Miraflores – San Pedro 110 kV en el cual, con esos niveles de carga (>150%), las protecciones
existentes de sobrecorriente direccional actuarían en 2 segundos.
L o w a nd H ig h V o lta g e / L o a d ing
L o we r V o lta ge R ange
< 0 ,95 p.u.
H ighe r V o ltage R a nge
> 1 ,05 p.u.
L oa ding R ange
> 50 , % > 100 , % > 120 , % > 140 , %
P owerFactory 14.0.519
Red S an Luis - Q uil lo ta
Diagrama de F lu jo s de Carga F lujo P ost-Contingencia S an Lu is - Q uillota 220 kV
P ro ject: P DCE 3 G raphic: _03+P DCE 3 Date: 10/3/2011 A nnex:
L oad F low BalancedNodesL ine-L ine V o ltage, M agnitude [kV ]V o ltage , M agnitude [p.u.]V o ltage , A ngle [deg]
Branche sActive P ower [M W]Reactive P ower [M var]Load ing [%]
A CERRO NAVIA
S/E SAN PEDRO
CENTRALVENTANAS
GENERACIONSAN LUIS
CENTRALLAGUNA VERDE
27 km
33 km
21 km14 km 28 km
18 km
2 km
9 km
7 km
8 km
A LOS VILOSA POLPAICO
S/E VENTANAS
S/E TORQUEMADA
S/E MIRAFLORES
S/E AGUA SANTA S/E NOGALES
S/E QUILLOTA
S/E SAN LUIS
TV2
TV1
TG
2
TG
1
TG
2TG
1
P 111,9
1,037-21,21
J2
226,
31,
029
1,16
G 113,0
0,985-21,48
G 218,81,045-18,63
G 318,6
1,035-21,36
J1
114,31,0398,52
114,31,0398,52
H1
114,
11,
037
8,79
H
114,
31,
039
9,48 H1
112,
11,
019
4,47
H112,31,0214,15H
114,51,04112,32
J223,21,01420,72
14,8
0,98
6-5
,43
14,8
0,98
6-5
,43
13,2
1,00
00,
22
15,0
1,00
01,
01
TG115
,50,
986
54,5
8
TV110
,30,
986
54,5
8
13,6
0,98
6-5
,42
14,8
0,98
6-5
,43
TG2
15,5
0,98
654
,58
TV215
,50,
986
54,5
8
TG3
10,1
0,96
554
,58
J122
6,7
J2
226,
71,
031
24,5
8
J222
4,3
1,02
00,
77
J1
224,
31,
020
0,77
77,1
0,4
39,3
94,5
9,6
48,4
G~
0,0
0,0
0,0
-20,
6
G~
G~
G~
40,5
-26,
721
,1
40,5
-26,
721
,1
53,4
18,0
4,5
53,4
18,0
4,5
33,9
-7,4
2,4
33,9
-7,4
2,4
134,619,019,4
134,619,019,4
G~
270,068,284,4
0,00,00,0
G~
G~
220,076,790,6
-40,
2-3
3,6
23,0
-40,
2-3
3,6
23,0
-83,
6-7
,338
,2
84,311,538,2
128,735,459,6
88,314,240,0
-87,
4-9
,040
,1
88,313,740,1
-6,75,05,7
-6,75,05,7
153,3-16,5104,2
153,3-16,5104,2
-29,
81,
019
,1-2
9,8
1,0
19,1
110,
7-1
9,9
191,
3
95,0
-22,
216
5,9
94,9
-22,
316
5,9
81,9-27,9148,5
81,1-28,1147,3
-141,564,261,5
-63,
638
,349
,1
63,6-33,449,1
-62,
038
,248
,2
62,1-33,448,2
363,410,5121,8
-362,627,4121,8
367,
828
,992
,1
G~ G~
G~
120,
020
,774
,7 G~
250,
040
,783
,0
G~ G~ G~ G~
G~ G~
G~
0,0-1,70,1
-0,00,00,1
0,0-1,70,1
-0,0-0,00,1
DIg
SIL
EN
T
Apertura Doble Circuito
Carga > 120%
Carga > 190%
1 CC
Figura 5.4 - Flujo de potencia post-contingencia (DB_370MW)
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Ir al índicePara confirmar esos resultados, se realiza la simulación de la falla y la doble apertura en
este escenario sin considerar las actuaciones de las protecciones involucradas. Las figura 5.5
muestra la evolución de la tensión y la frecuencia en los principales nodos del sistema, mientras
que la figura 5.6 presenta la carga (sobre la base de corriente) del transformador de Agua Santa
y las líneas de mayor relevancia en el estudio.
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
1,2000
1,1000
1,0000
0,9000
0,8000
0,7000
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 1,200 p.u.
Y = 1,100 p.u.
Y = 0,900 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
52,00
51,00
50,00
49,00
48,00
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
DIg
SILE
NT
Figura 5.5 - Frecuencias y Tensiones
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20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
300,00
200,00
100,00
0,00
Agua Santa 220/110/60 kV: Max im um Loading in %Agua Santa - Miraflores 110 kV C1: Load ing in %Agua Santa - Miraflores 110 kV C2: Load ing in %San Pedro - Tap Quilpue 110 kV L1: Loading in %San Pedro - Tap Quilpue 110 kV L2: Loading in %Miraflores - Tap Quilpue 110 kV L1: Loading in %Tap Achupallas - Mira flo res 110 kV L2: Loading in %
104.837 %
122.185 %
149.369 %
167.713 %
192.898 %
DIg
SILE
NT
Figura 5.6 - Niveles de Carga (sobre la base de corriente de régimen permanente)
De este análisis preliminar se deduce que para los casos de reducida generación en el nodo
San Luis, los problemas no se presentan como inestabilidades de primera oscilación sino como
sobrecargas post-contingencia. Independientemente de esto, los niveles de corriente alcanzados
resultan muy elevados, presentándose en la realidad actuaciones de las protecciones de
sobrecorriente de línea. Esto ocasiona un colapso de la red costa afectando no sólo a los
generadores del nodo San Luis sino que también a las demandas locales y la generación de la
central Ventanas.
En el apartado 5.3.4 se describe en detalle la sucesión de eventos que provocan el colapso
local para un caso inclusive de menor severidad al aquí presentado (severidad en cuanto a la
generación pre-contingencia del nodo San Luis).
5.3.3 Generación nula en S/E San Luis
Cuando la generación del nodo San Luis es nula, la transferencia San Luis – Quillota
corresponde básicamente a la potencia que fluye hacia Agua Santa. En estos casos el impacto de
la contingencia resulta equivalente a la ocurrencia de una falla simple en la línea San Luis – Agua
Santa o en el transformador de Agua Santa por lo que, siendo que la red de Chilquinta opera con
criterio N-1, la contingencia no debe generar efectos que ameriten un análisis de plan de defensa
contra contingencias extremas.
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5.3.4 Impacto de Central Ventanas
De los casos presentados en el apartado previo se deduce que existen diferentes
problemáticas para la misma contingencia, dependiendo principalmente del despacho pre-falla en
el nodo San Luis.
Siendo que en la red afectada presenta una importante inyección de potencia por parte de la
central Ventanas, antes de iniciar la etapa de definición conceptual del esquema, resulta
relevante analizar el impacto de la contingencia para las múltiples combinaciones de generación
en San Luis y Ventanas. Se analiza el impacto de la contingencia desde despachos nulos hasta
despachos elevados en el nodo San Luis, considerando 4 configuraciones de la central Ventanas.
Los resultados de los casos de menor impacto (reducida generación en San Luis) se
obtienen directamente del flujo de cargas. En los casos más exigentes, se realizan las
simulaciones dinámicas pertinentes.
En la tabla 5.6 se presentan los resultados obtenidos ante la doble contingencia sin aplicar
recursos estabilizantes.
Generación San Luis Generación Ventanas – Inyectando en 110 kV
Potencia [MW] Unidades
Ventanas 2
220 MW
Ventanas 1 y 2
335 MW
Ventanas 1, 2 y 3
605 MW
-Interconectado-
Ventanas 1, 2 y 3
605 MW
0 N/A Satisfactoria(1) Satisfactoria(1) Satisfactoria(1) Satisfactoria(1)
120 1 TG de CA Satisfactoria SatisfactoriaSobrecarga
87MW – 150%(2)Satisfactoria
240 1 TG de CC SatisfactoriaSobrecarga
87MW – 150%(2)
Sobrecarga
126MW – 217%(2)
Sobrecarga
74MW – 126%(2)
370 1 CCSobrecarga
111MW – 191%(2)
363MW – 122%(3)
Sobrecarga
128MW – 220%(2) 363MW – 122%(3)
Sobrecarga
168MW – 292%(2)
363MW – 122%(3) 400MW - 150%(4)
Sobrecarga
107MW – 184%(2) 363MW – 122%(3)
490 1 CC + TG
Sobrecarga
Límite Inestabilidad(6)
147MW – 259% (2)
480MW – 163% (3)
Inestable(6) Inestable(5)
Sobrecarga
Límite Inestabilidad(6)
136MW – 231% (2)
480MW – 163%(3)
720 2 CC Inestable(5) Inestable(5) Inestable(5) Inestable(5)
>720 > 2 CC Inestable(5) Inestable(5) Inestable(5) Inestable(5)
Tabla 5.6 - Análisis compuesto – Respuesta del sistema ante la doble contingencia sin recursos adicionales.
Referencias:
(1) Respuesta similar a contingencia N-1 San Luis – Agua Santa(2) Línea Miraflores – San Pedro (Tramo Miraflores – Tap Achupallas)(3) Transformador Agua Santa 220/110kV(4) Transformadores Quillota 220/110kV(5) Primera Oscilación(6) Oscilatoria
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Ir al índicePara los casos de generación nula en el nodo San Luis, la respuesta ante la doble
contingencia es satisfactoria por definición (los escenarios se desarrollan para tolerar la falla San
Luis – Agua Santa).
Con un despacho mínimo en San Luis (120MW y 240 MW) la respuesta dinámica es
satisfactoria, sin embargo se presentan inadmisibles sobrecargas post-contingencia en la red de
110kV, especialmente en los casos de altas inyecciones de potencia por parte de la central
Ventanas. Inclusive para los casos más leves, estas sobrecargas pueden ocasionar el disparo
descontrolado de las líneas de 110 kV y el consecuente desmembramiento de la red de 110kV y la
generación asociada.
Las figuras 5.7 y 5.8 esquematizan la potencial secuencia de falla para el caso en donde la
generación del nodo San Luis es de 120 MW y se encuentran las 3 unidades Ventanas aportado a
sistema de 110 kV (605 MW). La secuencia se analiza mediante flujos de carga, no existiendo
diferencias substanciales con las respuestas esperadas en el caso de simulaciones dinámicas.
L ow a nd H ig h V o ltag e / L o a d ing
L o we r V o lta ge R ange
< 0 ,9 5 p.u.
H ighe r V oltage R a nge
> 1 ,0 5 p.u.
L oa ding R ange
> 5 0, % > 1 00 , % > 1 20 , % > 1 40 , %
P owerFactory 14.0.519
Red San Luis - Quillota
Diagrama de F lujos de Carga F lujo P ost-Contingencia San Luis - Quillota 220 kV
P roject: P DCE 3 G raphic: _03+P DCE 3 Date: 10/4/2011 A nnex:
L oad F low BalancedNodesL ine-L ine Vo ltage, M agnitude [kV ]V oltage, M agnitude [p.u.]V oltage, Angle [deg]
B ranchesA ctive P ower [M W]Reactive P ower [M var]L oading [%]
A CERRO NAVIA
S/E SAN PEDRO
CENTRALVENTANAS
GENERACIONSAN LUIS
CENTRALLAGUNA VERDE
27 km
33 km
21 km14 km 28 km
18 km
2 km
9 km
7 km
8 km
A LOS VILOSA POLPAICO
S/E VENTANAS
S/E TORQUEMADA
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S/E AGUA SANTA S/E NOGALES
S/E QUILLOTA
S/E SAN LUIS
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S/E SAN PEDRO
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GENERACIONSAN LUIS
CENTRALLAGUNA VERDE
27 km
33 km
21 km14 km 28 km
18 km
2 km
9 km
7 km
8 km
A LOS VILOSA POLPAICO
S/E VENTANAS
S/E TORQUEMADA
S/E MIRAFLORES
S/E AGUA SANTA S/E NOGALES
S/E QUILLOTA
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S/E SAN PEDRO
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CENTRALLAGUNA VERDE
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33 km
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18 km
2 km
9 km
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8 km
A LOS VILOSA POLPAICO
S/E VENTANAS
S/E TORQUEMADA
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S/E AGUA SANTA S/E NOGALES
S/E QUILLOTA
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BranchesActive P ower [M W]Reactive P ower [M var]Loading [%]
A CERRO NAVIA
S/E SAN PEDRO
CENTRALVENTANAS
GENERACIONSAN LUIS
CENTRALLAGUNA VERDE
27 km
33 km
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18 km
2 km
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A LOS VILOSA POLPAICO
S/E VENTANAS
S/E TORQUEMADA
S/E MIRAFLORES
S/E AGUA SANTA S/E NOGALES
S/E QUILLOTA
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TG2
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G~ G~
G~ G~ G~ G~
G~ G~
G~
0,0-1,70,1
-0,00,00,1
0,0-1,70,1
-0,00,00,1
DIg
SIL
EN
T
L ow a nd H ig h V o ltag e / L oa d ing
L o we r V o lta ge R ange
< 0 ,95 p .u.
H ighe r V o ltage R a nge
> 1 ,05 p .u.
L oa ding R ange
> 50 , % > 10 0 , % > 12 0 , % > 14 0 , %
P owerFactory 14.0.519
R ed San Luis - Q uillo ta
Diagrama de F lujos de Carga F lujo P ost-Contingencia San L uis - Q uillota 220 kV
P roject: P DCE 3 G raphic: _03+P DCE 3 Date: 10/4/2011 Annex:
L oad F low BalancedNodesL ine-L ine V oltage, M agnitude [kV]Voltage , M agnitude [p.u.]Voltage , Angle [deg]
BranchesActive P ower [M W]Reactive P ower [M var]Loading [%]
A CERRO NAVIA
S/E SAN PEDRO
CENTRALVENTANAS
GENERACIONSAN LUIS
CENTRALLAGUNA VERDE
27 km
33 km
21 km14 km 28 km
18 km
2 km
9 km
7 km
8 km
A LOS VILOSA POLPAICO
S/E VENTANAS
S/E TORQUEMADA
S/E MIRAFLORES
S/E AGUA SANTA S/E NOGALES
S/E QUILLOTA
S/E SAN LUIS
TV2TV1
TG2
TG1
TG2
TG1
P 111,9
1,039-20,77
J2
223,
31,
015
-10,
24
G 113,3
1,010-15,45
G 218,81,045-17,48
G 318,6
1,035-7,03
J1
114,21,0389,67
114,21,0389,67
H1
114,
31,
039
9,24
H
114,
81,
044
9,44 H1110,
31,
003
-2,6
9
H110,41,003-3,26H
115,31,0489,98
J226,51,03012,63
14,9
0,99
2-1
4,74
15,0
1,00
0-8
,89
13,1
0,99
0-1
6,15
14,9
0,99
0-1
6,16
TG115
,60,
990
43,8
4
TV110
,40,
990
43,8
4
13,7
0,99
0-1
6,16
14,9
0,99
0-1
6,16
TG2
15,6
0,99
043
,84
TV215
,60,
990
43,8
4
TG3
10,2
0,96
943
,85
J122
7,7
J2
227,
71,
035
13,8
5
J222
2,0
1,00
9-9
,77
J1
222,
01,
009
-9,7
7
89,1
-2,3
46,2
106,
37,
055
,2
G~
0,0
0,0
0,0
-20,
8
G~
G~
G~
40,6
-30,
322
,3
40,6
-30,
322
,3
-11,
02,
51,
8
-11,
02,
51,
8
19,2
-17,
11,
8
19,2
-17,
11,
8
-0,00,00,8 -0,0
0,00,8
G~
270,054,983,5
269,325,486,6
G~
115,035,789,0
G~
220,082,991,4
29,7
-36,
720
,9
29,7
-36,
720
,9
-249
,923
,011
6,2
256,725,5116,2
301,854,6137,3
261,632,8118,0
-253
,921
,911
8,0
260,928,2118,0
11,7-5,28,2
11,7-5,28,2
30,87,221,3
30,87,221,3
-11,
3-9
,29,
3-1
1,3
-9,2 9,3
-0,0
0,0
0,1
-0,0
-0,0
0,6
-15,
6-2
,128
,3
-11,5-3,321,2 11
,62,
721
,2
-28,0-5,851,1
-252,267,2105,1
-119
,349
,986
,4
119,5-34,786,4
-116
,650
,184
,8
116,9-35,284,8
117,79,6
39,6
-117,5-19,839,6
118,
25,
529
,5
G~ G~
120,
012
,670
,8
G~ G~
G~ G~ G~ G~
G~ G~
G~
0,0-1,70,1
-0,00,00,1
0,0-1,70,1
-0,00,00,1
DIg
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3 - I ~ 140% Disparo I> @ 2,5seg.
1
2
3
Figura 5.7 - Secuencia de Falla - Caso de mínima Generación en San Luis y máxima en Ventanas
P:EE-2011-009/I:EE-ES-2012-021/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL
35/81
Tel +54 341 5680321 (+rot)
www.estudios-electricos.com
Ir al índiceEn el instante cero se provoca la doble contingencia, acto seguido resulta sobrecargada
mayoritariamente una de las líneas Miraflores – San Pedro (Miraflores – Tap Achupallas), el nivel
de corriente alcanzado resulta equivalente al pick-up de la protección de sobrecarga (condición
límite), la protección actúa en tiempo definido (2 seg).
Con la apertura de este enlace se sobrecarga y dispara el circuito paralelo que posee ajustes
equivalentes. Con la pérdida de estos dos circuitos se sobrecargan los circuitos Ventanas – San
Pedro. El nivel alcanzado en uno de estos logra activar el módulo de sobrecorriente de fase de
tiempo definido (2,5 seg). La apertura de este enlace, sobrecarga su par provocando la pérdida
total de la central Ventanas, la TG Quinteros despachada y toda la red asociada de Chilquinta.
L o w a nd H ig h V o lta g e / L o a d ing
L o we r V o lta ge R ange
< 0 ,95 p.u.
H ighe r V o ltage R a nge
> 1 ,05 p.u.
L oa ding R ange
> 50 , % > 1 00 , % > 1 20 , % > 1 40 , %
P owerFactory 14.0.519
Red S an Luis - Q u il lota
Diagrama de F lujos de Carga F lujo P ost-Contingencia S an Luis - Q uillota 220 kV
P ro ject: P DCE 3 G raphic: _03+P DCE 3 Date: 10/4/2011 A nnex:
L oad F low BalancedNodesL ine-L ine V o ltage , M agnitude [kV ]V o ltage , M agnitude [p.u.]V o ltage , A ngle [deg]
BranchesActive P owe r [M W]Reactive P ower [M va r]Loading [%]
A CERRO NAVIA
S/E SAN PEDRO
CENTRALVENTANAS
GENERACIONSAN LUIS
CENTRALLAGUNA VERDE
27 km
33 km
21 km14 km 28 km
18 km
2 km
9 km
7 km
8 km
A LOS VILOSA POLPAICO
S/E VENTANAS
S/E TORQUEMADA
S/E MIRAFLORES
S/E AGUA SANTA S/E NOGALES
S/E QUILLOTA
S/E SAN LUIS
TV2
TV1
TG
2
TG
1
TG
2TG
1
P 111,8
1,024-5,81
J2
219,
90,
999
-12,
59
G 113,3
1,010-0,41
G 218,71,037-2,43
G 318,6
1,0358,17
J1
112,41,02224,67
112,41,02224,67
H1
112,
71,
025
24,2
0
H
113,
41,
031
24,4
0
H1
103,
00,
936
-4,6
8
H103,40,940-5,34H
113,91,03624,93
J224,51,02027,64
14,8
0,98
60,
29
15,0
1,00
06,
18
13,0
0,98
2-1
,14
14,7
0,98
2-1
,14
TG115
,50,
982
58,8
6
TV110
,30,
982
58,8
6
13,6
0,98
2-1
,14
14,7
0,98
2-1
,14
TG2
15,5
0,98
258
,86
TV215
,50,
982
58,8
6
TG3
10,1
0,96
258
,86
J122
6,0
J2
226,
01,
027
28,8
6
J221
7,7
0,99
0-1
2,09
J1
217,
70,
990
-12,
09
82,9
-15,
646
,8
100,
0-6
,755
,6
G~
0,0
0,0
0,0
-20,
2
G~
G~
G~
40,7
-34,
223
,8
40,7
-34,
223
,8
-13,
9-9
,71,
2
-13,
9-9
,71,
2
15,5
-46,
93,
5
15,5
-46,
93,
5
-0,00,00,8 -0,0
0,00,8
G~
270,073,884,8
269,343,488,0
G~
115,056,894,8
G~
220,0118,497,2
27,0
-52,
326
,6
27,0
-52,
326
,6
44,5
24,1
25,3
-44,1-22,725,3
-0,0-0,00,0
563,2163,3266,6
-523
,712
1,5
266,
7
559,8138,9266,7
11,7-7,99,2
11,7-7,99,2
30,710,122,2
30,710,122,2
-11,
3-1
2,0
10,7
-11,
3-1
2,0
10,7
-0,0
0,0
0,1
-0,0
0,0
0,5
-15,
6-2
,230
,4
-11,5-3,723,0 11
,63,
223
,0
-28,0-6,355,1
-239,9143,1120,1
-113
,393
,810
0,2
113,4-73,3100,2
-110
,293
,198
,3
110,6-73,098,3
117,716,440,5
-117,5-26,140,5
118,
212
,429
,9
G~ G~
120,
020
,071
,4
G~ G~
G~ G~ G~ G~
G~ G~
G~
0,0-1,70,1
-0,00,00,1
0,0-1,70,1
-0,0-0,00,1
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EN
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4 - I ~ 267% Disparo I> @ 2,5seg.
5 – Se aísla el área
5 – Deficit de Potencia en el Resto del SIC
Figura 5.8 - Secuencia de Falla - Caso de mínima Generación en San Luis y máxima en Ventanas
Nota: Si bien se conoce de la existencia de un automatismo que en determinadas
condiciones de sobrecarga del enlace Ventanas – San Pedro desconecta la unidad Ventanas 1, no
se lo considera en este análisis. Esto debido a que, primero no logra atender al problema desde su
origen y segundo, el disparo de una turbo vapor no debe ser prioritario a la desconexión de una
turbo gas.
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Ir al índiceCon este caso de mínima generación en el nodo San Luis, se hace evidente la problemática
de sobrecargas que pueden presentarse en la red seguido de la doble apertura San Luis –
Quillota. Esto demuestra la necesidad de desconectar la generación para evitar el
colapso local por efecto de sobrecargas en cascada.
Los casos en donde se cuenta con ciclo combinado completo (~370MW),
independientemente del despacho y el modo de operación de Ventanas, se producirán
sobrecargas post-contingencia en el transformador de Agua Santa y en la red de 110kV. Esta
condición, además, resulta frontera en cuanto a la estabilidad transitoria.
Mayores despachos (>400MW), ocasionan inestabilidad en primera oscilación o bien,
inestabilidad oscilatoria post-contingencia de las máquinas de San Luis contra el resto del
sistema. Estos fenómenos se hacen más significativos cuando más importante resulta la inyección
de potencia por parte de Ventanas al sistema de 110kV.
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5.4 Definición del Esquema
5.4.1 Diseño sobre escenarios BASE
Basados en los resultados presentados en el análisis de la contingencia, se propone que
ante la ocurrencia de la doble contingencia, se aísle la generación que aporta al nodo San Luis.
Esto es, detectada la falla doble en el enlace San Luis – Quillota 220kV, abrir el enlace
San Luis – Agua Santa 220kV mediante una acción totalmente local.
En la tabla 5.6 del apartado 5.3.4, se aprecia que en los casos de generación mínima
(120MW y 240MW) podría ser factible dejar operativa una unidad del nodo San Luis dependiendo
de la condición en la que se encuentre la central Ventanas. En otras palabras, ante la ocurrencia
de la contingencia extrema, dejar E/S una unidad de San Luis en función del despacho de la
central Ventanas.
No se considera apropiado que un esquema de defensa pensado para contingencias extrema
y de baja probabilidad de ocurrencia, considere un esquema de comunicación (San Luis -
Ventanas) y una lógica específica para alcanzar un grado de selectividad tal que evite la
desconexión de una unidad generadora en escenarios específicos.
El mayor error que se comete, con la suposición de aislar toda la generación ante la
ocurrencia de la falla doble versus desconectar generación dependiendo de la central Ventanas,
implica provocar una falla simple (disparo de una unidad) ante la ocurrencia de una falla doble
(apertura del doble circuito). Situación que debe estar contemplada en la operación normal del
sistema.
Asimismo, un esquema netamente local resulta ampliamente más confiable que un esquema
con señales remotas, dado que los factores aleatorios de falla se reducen significativamente.
Definidas las acciones directas del esquema, se analizan diversos escenarios para
determinar los recursos adicionales a implementar en el sistema para tolerar los efectos de la
doble contingencia y la posterior desconexión de la generación en San Luis.
Se analiza la respuesta del sistema desde escenarios de generación media hasta condiciones
máximas, siempre considerando demandas mínimas.
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Demanda Baja – 720 MW
Considerando un escenario de demanda baja y una generación de 720MW (2 ciclos
combinados) en San Luis, se simula la falla, la doble apertura y la posterior apertura del enlace
San Luis Agua Santa con los recursos actuales en el sistema.
Se observa una respuesta satisfactoria. Producto del disparo de la generación, se activan los
escalones 1 y 2 de EDAC (480MW de corte), lo que junto a la reserva para control de frecuencia
(360 MW), permiten que el sistema recupere el balance de potencia. No se presentan problemas
de inestabilidad o sobrecargas post-contingencia.
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
1,1000
1,0400
0,9800
0,9200
0,8600
0,8000
Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,030 p.u.
Y = 0,970 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
1,2000
1,1000
1,0000
0,9000
0,8000
0,7000
Pol\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\H: Tensión en pu (Base 111 kV)
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 1,100 p.u.
Y = 0,900 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
150,00
100,00
50,00
0,00
-50,00
-100,00
-150,00
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rape l 1: Rotor angleGenerador San Isidro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y =120,000 deg
Y =-120,000 deg
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
52,00
51,00
50,00
49,00
48,00
47,00
Anc\K1: Electrica l FrequencyAJah\K1: Electrical FrequencyPol\K1: Electrica l FrequencyMaite\J1: Electrical FrequencyASanta\H: Electrica l Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
Estudio PDCE. Falla en 2x220kV San Luis - Quillota 01-Sistema
TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 10/6/2011
Annex: /7
DIg
SILE
NT
Figura 5.9 - Variables Sistémicas - DAG 720MW
P:EE-2011-009/I:EE-ES-2012-021/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL
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10,0008,00006,00004,00002,00000,0000 [s]
300,00
200,00
100,00
0,00
Agua Santa 220/110/60 kV: Maximum Loading in %Agua Santa - Miraflores 110 kV C1: Loading in %Agua Santa - Miraflores 110 kV C2: Loading in %San Pedro - Tap Quilpue 110 kV L1: Loading in %San Pedro - Tap Quilpue 110 kV L2: Loading in %Miraflores - Tap Quilpue 110 kV L1: Loading in %Tap Achupallas - Miraflores 110 kV L2: Loading in %
Y =100,000 %Y =100,000 %
Estudio PDCE. Falla en 2x220kV San Luis - Quillota SubPlot(4)
TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 10/6/2011
Annex: /20
DIg
SILE
NT
Figura 5.10 - Niveles de Carga - DAG 720MW
Para estos niveles de generación, no se requieren recursos adicionales, más allá de la
apertura San Luis – Agua Santa.
P:EE-2011-009/I:EE-ES-2012-021/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL
40/81
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Demanda Baja – 1000MW
Considerando 1000MW de generación en San Luis (3 ciclos combinados), la respuesta del
sistema ante la contingencia presenta una semejanza con el caso anterior. En estas condiciones la
frecuencia mínima alcanza 48,6Hz en la zona central, siendo el monto total de desconexión de
carga 770MW (escalones 1, 2, 3 y 4). Se aprecia una importante excursión de las tensiones en el
sistema norte, las que resultan contenidas dentro de las bandas establecidas por la NTSyCS al
final de la simulación.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
1,1000
1,0400
0,9800
0,9200
0,8600
0,8000
Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,030 p.u.
Y = 0,970 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
1,2000
1,1000
1,0000
0,9000
0,8000
0,7000
Pol\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\H: Tensión en pu (Base 111 kV)
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 1,100 p.u.
Y = 0,900 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
150,00
100,00
50,00
0,00
-50,00
-100,00
-150,00
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rapel 1: Rotor angleGenerador San Isidro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y =120,000 deg
Y =-120,000 deg
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
52,00
51,00
50,00
49,00
48,00
47,00
Anc\K1: Electrica l FrequencyAJah\K1: Electrica l FrequencyPol\K1: Electrica l FrequencyMaite\J1: Electrica l FrequencyASanta\H: Electrical Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
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TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 10/12/2011
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DIg
SILE
NT
Figura 5.11 - Variables Sistémicas - DAG 1000MW
Se destaca que para estos niveles de generación, no se requerirían recursos adicionales,
más allá de la apertura San Luis – Agua Santa.
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Demanda Baja – 1370 MW
Considerando los mismos niveles de demanda y una generación de 1370 MW (4 ciclos
combinados) en San Luis, los efectos de la contingencia resultan notoriamente diferentes. Con la
pérdida de tal generación se provoca inestabilidad en primera oscilación del sistema norte contra
el resto del SIC y colapso por subfrecuencia en el resto del SIC.
3,00002,40001,80001,20000,6000-0,0000 [s]
1,1000
1,0400
0,9800
0,9200
0,8600
0,8000
Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,030 p.u.
Y = 0,970 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
3,00002,40001,80001,20000,6000-0,0000 [s]
1,2000
1,1000
1,0000
0,9000
0,8000
0,7000
Pol\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\H: Tensión en pu (Base 111 kV)
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 1,100 p.u.
Y = 0,900 p.u.
3,00002,40001,80001,20000,6000-0,0000 [s]
150,00
100,00
50,00
0,00
-50,00
-100,00
-150,00
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rape l 1: Rotor angleGenerador San Isidro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y =120,000 deg
Y =-120,000 deg
3,00002,40001,80001,20000,6000-0,0000 [s]
52,00
51,00
50,00
49,00
48,00
47,00
Anc\K1: Electrica l FrequencyAJah\K1: Electrical FrequencyPol\K1: Electrica l FrequencyMaite\J1: Electrical FrequencyASanta\H: Electrica l Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
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TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 10/12/2011
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NT
Figura 5.12 - Variables Sistémicas - DAG 1370MW
Se aprecia la necesidad de recursos adicionales para sobrellevar la contingencia en este tipo
de escenarios, con altos desbalances de generación que ocasionan gran caída de la frecuencia.
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Ir al índiceEn función de los análisis y las propuestas realizadas en las fases anteriores de este
proyecto, se estudia el impacto de la contingencia considerando disponibles los recursos
detallados en el apartado 5.2 .
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
1,1000
1,0400
0,9800
0,9200
0,8600
0,8000
Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,030 p.u.
Y = 0,970 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
1,2000
1,1000
1,0000
0,9000
0,8000
0,7000
Pol\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\J: Tensión en pu (Base 111 kV)
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 1,100 p.u.
Y = 0,900 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
150,00
100,00
50,00
0,00
-50,00
-100,00
-150,00
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rape l 1: Rotor angleGenerador San Isidro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y =120,000 deg
Y =-120,000 deg
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
52,00
51,00
50,00
49,00
48,00
47,00
Anc\K1: Electrica l FrequencyAJah\K1: Electrical FrequencyPol\K1: Electrica l FrequencyMaite\J1: Electrica l FrequencyASanta\J: Electrica l Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
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Figura 5.13 - Variables Sistémicas - DAG 1370MW
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Ir al índiceComo se observa en la figura 5.13, con la implementación de determinados recursos
adicionales el sistema logra estabilizarse. Se observa que para que este caso resulte estable, se
requiere:
• Lógica de desconexión en los estabilizadores de la central Guacolda
Con esto, en colaboración con los cortes adicionales, se evita la inestabilidad en
primera oscilación del sistema norte.
• Esquema de Desconexión Automática de Carga específico para contingencias extremas
Con este recurso, que opera ante significativos gradientes de frecuencia, es posible
minimizar la excursión de la frecuencia a valores controlables por el esquema de EDAC
convencional y la regulación de frecuencia disponible en el SIC. De manera
complementaria, este recurso minimiza la problemática de inestabilidad angular del
sistema norte contra el resto del SIC.
Con la implementación de este esquema de cortes, se desconectan 397MW adicionales
por gradiente (-0,9Hz/s y -1,2Hz/s alcanzando el escalón -1,9Hz/s en barras cercanas
a la S/E Agua Santa) y 819MW por EDAC convencional (escalones 1,2,3 y 4),
totalizando 1216MW.
La frecuencia mínima alcanzada es de 48,53Hz.
Se destaca la inmunidad del esquema de sincrofasores Los Vilos - Pan de Azúcar 220kV.
Estos no resultan necesarios para la estabilización del sistema, al menos en estas condiciones.
Demanda Baja – 1500 MW
Siguiendo con los mismos lineamientos, se analiza la contingencia considerando 1500MW de
generación en el nodo San Luis. En términos cualitativos la respuesta del sistema ante esta
condición resulta similar al caso anterior y naturalmente, para que la respuesta del sistema
resulte satisfactoria, se requiere la implementación de los recursos establecidos en las etapas
previas de este proyecto. En la figura siguiente puede apreciarse que en este escenario la
excursión de las variables sistémicas resulta mayor al caso anterior.
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20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
1,1000
1,0400
0,9800
0,9200
0,8600
0,8000
Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,030 p.u.
Y = 0,970 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
1,2000
1,1000
1,0000
0,9000
0,8000
0,7000
Pol\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\J: Tensión en pu (Base 111 kV)
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 1,100 p.u.
Y = 0,900 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
150,00
100,00
50,00
0,00
-50,00
-100,00
-150,00
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rapel 1: Rotor angleGenerador San Isidro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y =120,000 deg
Y =-120,000 deg
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
52,00
51,00
50,00
49,00
48,00
47,00
Anc\K1: Electrical FrequencyAJah\K1: Electrica l FrequencyPol\K1: Electrical FrequencyMaite\J1: Electrical FrequencyASanta\J: Electrical Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
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Figura 5.14 - Variables Sistémicas - DB - DAG 1500MW
Los recursos requeridos para este caso son similares al caso anterior (Lógica de desconexión
en los PSS de Guacolda, y EDACxCEx). En este caso se desconectan 591MW adicionales por
gradiente (-0,9Hz/s y -1,2Hz/s alcanzando el escalón -1,9Hz/s en las redes 3-Chilquinta y
4-Chilectra) y 811MW por EDAC convencional (escalones 1,2,3 y 4), totalizando 1402MW.
La frecuencia mínima alcanzada es de 48,55Hz (similar al caso anterior).
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Demanda Baja – 1735 MW
Aquí se encuentra E/S toda la generación disponible en el nodo San Luis, con un despacho
limitado por la transferencia máxima del enlace San Luis – Quillota en 1600MVA.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
1,1000
1,0400
0,9800
0,9200
0,8600
0,8000
Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,030 p.u.
Y = 0,970 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
1,2000
1,1000
1,0000
0,9000
0,8000
0,7000
Pol\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\J: Tensión en pu (Base 111 kV)
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 1,100 p.u.
Y = 0,900 p.u.
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
150,00
100,00
50,00
0,00
-50,00
-100,00
-150,00
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rape l 1: Rotor angleGenerador San Isidro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y =120,000 deg
Y =-120,000 deg
20,00016,00012,0008,00004,0000-0,0000 [s]
52,00
51,00
50,00
49,00
48,00
47,00
Anc\K1: Electrica l FrequencyAJah\K1: Electrical FrequencyPol\K1: Electrica l FrequencyMaite\J1: Electrica l FrequencyASanta\J: Electrica l Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
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Date: 10/14/2011
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Figura 5.15 - Variables Sistémicas - DAG 1735MW
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Ir al índiceEn este caso de criticidad extrema, además del EDAC adicional y la lógica de estabilización
de los estabilizadores, se hace necesario el esquema de Apertura Pan de Azúcar al norte (línea
Pan de Azúcar – Las Palmas 220kV) para que la operación del sistema resulte estable.
Con la utilización de todos estos recursos adicionales, el sistema se desempeña
correctamente ante la contingencia en estudio.
En este caso se desconectan 639MW adicionales por gradiente (todo el disponible) y 918MW
por EDAC convencional (escalones 1,2,3,4 y 5), totalizando 1558MW. La frecuencia mínima
alcanzada es de 48,4Hz.
No se requiere la actuación del control de sobretensiones.
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5.4.2 Análisis del sistema de protecciones
En base al análisis preliminar desarrollado en el capítulo 5.3, se determina que el sistema
de 110kV resultará transitoriamente sobrecargado, hasta que actúe el esquema de desconexión
de la línea San Luis – Agua Santa. En los escenarios de alta generación, esta sobrecarga resulta
sumamente crítica y establece una de las condiciones más exigentes para el esquema de
desconexión en cuanto a los tiempos de apertura.
Durante esta instancia de gran sobrecarga transitoria los relés de la red costa podrían ser
excitados si los tiempos de apertura de la Línea San Luis – Agua Santa resultan excesivos.
Resulta de interés evaluar cuales son los máximos tiempos de retardo admisibles para la
desconexión y cual es el impacto en el sistema de un tiempo mayor en la apertura (sensibilidad
del tiempo máximo de apertura). De manera complementaria, cuales son los recursos o
modificaciones necesarias para extender este tiempo crítico.
Para verificar esto se realiza un simulación de la contingencia sobre el caso extremo
DB_1370MW, sin realizar la apertura del enlace San Luis – Agua Santa 220kV y considerando
operativas las protecciones del área de influencia.
Las protecciones consideradas se resumen en la tabla 5.7. Éstas se representan a partir de
los modelos existentes en la BD e información suministrada oportunamente por el CDEC SIC. Se
detalla: la ubicación, el propietario, las funciones principales, la fuente de donde se toma la
información, la nomenclatura de tal protección en la base de datos original y el nombre adoptado
para la protección que ha sido verificada. Adicionalmente se incluye la columna “Oscilación de
Potencia” dado a que este módulo resulta de suma importancia en este estudio.
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SUBESTACIÓN ELEMENTO PROTEGIDO TENSIÓN PROTECCIÓN PROPIETARIO FUNCIÓN
PRINCIPALOSCILACIÓNDE POTENCIA
FUENTE DE INFORMACIÓN BD ORIGINAL OBSERVACIONES NOMENCLATURA EN BD
San Luis Línea a Agua Santa 220 kV
Siemens 7SA513 Chilquinta Distancia Deshabilitada
APS-SCH-SSL-EL-MC-013v2000
SI-SE-061/005v2005
F-SM3-356
Siemens 7SA511 Chilquinta Distancia Deshabilitada
APS-SCH-SSL-EL-MC-013v2000
SI-SE-061/005v2005
F-SM1-357
Siemens 7SJ512 Chilquinta Sobrecorriente N/A
APS-SCH-SSL-EL-MC-013v2000
SI-SE-061/005v2005
109-7S52A
De V2000 se toman datos generales no
explicitados en v2005
EE – 7SA513 - SLUI-ASANEE – 7SA511 - SLUI-ASANEE – 7SA512 - SLUI-ASAN
Agua Santa
Banco Autotransformador
220 kV – 110 kV
Siemens 7UT513 Chilquinta Diferencial N/A PS34-DT-IN-002-00-R0
v2007
Siemens 7SJ622 Chilquinta Sobrecorriente N/A PS34-DT-IN-002-00-R0
v2007
279-7UT51281-7SJ62
Sólo consideran los módulos de
sobrecorriente
EE - 7UT513 - ATrf ASanta 220kV
EE - 7SJ622 - ATrf ASanta 110kV
Línea a San Luis 220 kV
Siemens 7SA513 Chilquinta Distancia Deshabilitada PS34-DT-IN-002-00-R0
v2007C-SM3-334 Cambio mínimo respecto
a la existente en la BD. EE - 7SA513 - ASAN - SLUIS
Siemens 7SA511 Chilquinta Distancia Deshabilitada PS34-DT-IN-002-00-R0
v2007C-SM1-335 Cambio mínimo respecto
a la existente en la BD. EE - 7SA511 - ASAN - SLUIS
Línea a Miraflores C3 y C4 110 kV
Siemens 7SD511 Chilquinta Diferencial de
línea N/A PS34-DT-IN-002-00-R0 v2007
091-7SD5ASólo consideran los
módulos de sobrecorriente
EE - 7SD5A – ASAN-MIR_L1EE - 7SD5A – ASAN-MIR_L2
Siemens 7SJ622 Chilquinta Sobrecorriente
Direccional N/A PS34-DT-IN-002-00-R0 v2007
092-7SJ62 - EE - 7SJ622 – ASAN-MIR_L1EE - 7SJ622 - ASAN-MIR_L2
Ventanas
Línea San PedroC1 y C2 110kV GE D60 AES GENER Distancia
No se cuenta con esta
información
Reporte Protecciónv2010
GED60 – 21/21N/67N - EE - GED60 -VEN-SPE-C1
EE - GED60 -VEN-SPE-C2
Línea TorquemadaC1 y C2 110kV
MICOM P437 AES GENER DistanciaBloquea todas las
Zonas
Reporte Protecciónv2010
MICOM P437 – 21/21N/67/67N - EE - P437 -VEN-TOR-C1
EE - P437 -VEN-TOR-C2
MICOM P543 AES GENER Diferencial + Distancia
Bloquea todas las
Zonas
Reporte Protecciónv2010
MICOM P543 – 21/21N/67/67N - EE - P543 -VEN-TOR – C1
EE - P543 -VEN-TOR - C2
Quillota Línea San Pedro 110kV GE D60 Transelec DistanciaNo se cuenta
con esta información
Reporte Transelecv2009
GED60 – 21/67/67N - EE - GED60-QUI-SPE
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SUBESTACIÓN ELEMENTO PROTEGIDO TENSIÓN PROTECCIÓN PROPIETARIO FUNCIÓN
PRINCIPALOSCILACIÓNDE POTENCIA FUENTE DE INFORMACIÓN BD ORIGINAL OBSERVACIONES NOMENCLATURA EN BD
Miraflores
Línea a Agua Santa C3 y C4 110 kV
Siemens 7SD511 Chilquinta Diferencial de
Línea N/A SI-SE-062/005 V2005 104-7SD51 - EE - 7SD51 - MIR-ASAN_L1
Micom P132 Chilquinta Sobrecorriente Direccional N/A SE02-DT-EZ-010-00-R01
V2009 - - EE - P132 - MIR-ASAN_L1EE - P132 - MIR-ASAN_L2
Línea a San PedroC1 y C2 110 kV Sel 311C x2 Chilquinta Distancia Deshabilitada
SE02-DT-EZ-006-00-R01 & Reporte Protección
v2008*
SEL311C - 21/21N/67/67N
Sistema principal y de respaldo dado por
protecciones SEL311C(2 en cada circuito)
EE - SEL311C – MIR-SPE_L1EE - SEL311C - MIR-SPE_L2
Línea a Torquemada 110kV
MICOM P437 AES GENER DistanciaBloquea todas las
Zonas
Reporte Protecciónv2010
MICOM P437 – 21/21N/67/67N - EE - P437-MIR-TOR-C1
EE - P437-MIR-TOR-C2
MICOM P543 AES GENER Diferencial + Distancia
Bloquea todas las
Zonas
Reporte Protecciónv2010
MICOM P543 – 21/21N/67/67N - EE – P543-MIR-TOR-C1
EE - P543-MIR-TOR-C2
San Pedro
Línea a MirafloresC1 y C2 110 kV Sel 311C x2 Chilquinta Distancia
No se cuenta con esta
información
SE12-DT-EZ-007-00-R02 v2008
SEL311C - 21/21N/67/67N
Sistema principal y de respaldo dado por
protecciones SEL311C(2 en cada circuito)
EE - SEL311C – SPED-MIR_L1EE - SEL311C - SPED-MIR_L2
Línea a VentanasC1 y C2 110kV GE D60 AES GENER Distancia
No se cuenta con esta
información
Reporte Protecciónv2010
GED60 – 21/67/67N - EE - GED60 – SPE-VEN-C1
EE - GED60 - SPE-VEN-C2
Línea a Quillota 110kV GE L90 AES GENER Sobrecorriente N/A Reporte Protecciónv2010 - - EE - GEL90- SPE-QUI
Torquemada
Línea a MirafloresC1 y C2 110kV
MICOM P437 AES GENER DistanciaBloquea todas las
Zonas
Reporte Protecciónv2010
MICOM P437 – 21/21N/67/67N - EE - P437 -TOR-MFl-C1
EE - P437 -TOR-MFl-C2
MICOM P543 AES GENER Diferencial + Distancia
Bloquea todas las
Zonas
Reporte Protecciónv2010
MICOM P543 – 21/21N/67/67N - EE - P543 -TOR-MFl-C1
EE - P543 -TOR-MFl-C2
Línea a Ventanas C1 y C2 110kV
MICOM P437 AES GENER DistanciaBloquea todas las
Zonas
Reporte Protecciónv2010
MICOM P437 – 21/21N/67/67N - EE - P437 -TOR-VEN-C1
EE - P437 -TOR-VEN-C2
MICOM P543 AES GENER Diferencial + Distancia
Bloquea todas las
Zonas
Reporte Protecciónv2010
MICOM P543 – 21/21N/67/67N - EE - P543 -TOR-VEN-C1
EE - P543 -TOR-VEN-C2
Tabla 5.7 - Protecciones del área de influencia
* En el documento SE02-DT-EZ-015-00-R00 (v2010) se proponen leves cambios en los módulos de sobrecorriente direccional, para que resulten
coordinados con la S/E Quilpué. Siendo que no se cuenta con información certera de tales modificaciones y de existir no modifican apreciablemente los
resultados, se considera esta información previa.
Nota: Los módulos de sobrecorriente de emergencia (perdida de medición de tensión o comunicación) se modelan pero, salvo que se mencionen
explícitamente, se consideran F/S.
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Ir al índiceLa figuras 5.16 y 5.17 muestran la impedancia medida por las protecciones de la línea
Miraflores – San Pedro 110kV extremo Miraflores y San Pedro respectivamente, durante el
transcurso de evento. Se puede observar que la impedancia medida ingresa a la característica en
tiempos mínimos. Desde el extremo Miraflores, la medición ingresa a la zona de falla monofásica
de alta impedancia, la cual no se activa por no alcanzar los niveles de corriente de secuencia
homopolar (la sobrecarga es trifásica simétrica). En el extremo San Pedro inicialmente la
característica se aprecia como reversa.
Luego de aproximadamente 400ms del despeje de la falla, las protecciones del extremo San
Pedro actúan en zona 1 y abren la línea. Con la apertura de la línea, los flujos se distribuyen por
el camino Miraflores → Torquemada → Ventanas → San Pedro, lo que ocasiona la actuación de las
protecciones Ventanas → San Pedro, desmembrando la red costa de forma análoga a lo
presentado en 5.3.4.
22,021,020,019,018,017,016,015,014,013,012,011,010,09,008,007,006,005,004,003,002,001,00-1,00
3,00
2,00
1,00
-1,00
-2,00
-3,00
-4,00
-5,00
-6,00
-7,00
-8,00
-9,00
-10,0
-11,0
-12,0
-13,0
12.5000 pri.Ohm/Tick 2.0000 sec.Ohm/Tick
52H3\EE - SEL311C - MIR-SPE_L1 EE - SEL311C - MIR-SPE_L2\Pol-ZZmed - Lazo Ph-Ph - Fase AZmed - Lazo Ph-G - Fase A
Estudio PDCE. Falla en 2x220kV San Luis - Quillota RX_MIR-SPED
TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 10/28/2011
Annex: /16
DIg
SIL
EN
TZona de Carga
Inicio de Falla San Luis - QuillotaT = 1s
T = 1,51s Disparo Zona 1Extremo opuesto
Despeje de Falla(apertura SL-QUI)T = 1,12s
T = 1,13sZv = 55 Ω < Zona 2 Gnd
Figura 5.16 - Impedancia Vista Protecciones Miraflores → San Pedro
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100,90,080,070,060,050,040,030,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0-60,0-70,0-80,0-90,0-100,-110, [pri.Ohm]
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
-50,0
-60,0
-70,0
[pri.Ohm]
52H9\EE - SEL311C - SPED-MIR_L2 EE - SEL311C - SPED-MIR_L2\Pol-Z 2-3-4Zmed - Lazo Ph-Ph - Fase AZmed - Lazo Ph-G - Fase A
EE - SEL311C - SPED-MIR_L2Zl A # INF pri.Ohm 0,°Zl B # INF pri.Ohm 0,°Zl C # INF pri.Ohm 0,°Z A # INF pri.Ohm 0,°Z B # INF pri.Ohm 0,°Z C # INF pri.Ohm 0,°Z A # INF pri.Ohm 0,°Z B # INF pri.Ohm 0,°Z C # INF pri.Ohm 0,°Fault Type: - (50PP1)Fault Type: - (50PP2)Fault Type: - (50PP3)Fault Type: - (50PP4)Fault Type: - (50G1/50L1)Fault Type: ABC (50G2/50L2)Fault Type: - (50G3/50L3)Fault Type: ABC (50G4/50L4)Tripping Time: 1,513907 sZone: 1 Ph-Ph 1: 1,513907 s
Estudio PDCE. Falla en 2x220kV San Luis - Quillota RX_SPED-MIR
TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 10/28/2011
Annex: /17
DIg
SIL
EN
T
de la Zona de Carga
T = 1,15sZv = 60 Ω Rev
T = 1,4sZv = 22 Ω Rev
T = 1,51s Disparo Zona 1
Figura 5.17 - Impedancia Vista Protecciones San Pedro → Miraflores
Se destaca que en caso de considerar el módulo de I>> EMERGENCIA de la protección
diferencial Agua Santa - Miraflores (7SD511), ésta actuaría 350ms luego de la apertura de San
Luis – Quillota.
A partir de este análisis se hace evidente la necesidad de minimizar los tiempos de
apertura y verificar detalladamente todas las protecciones afectadas por la contingencia. Se debe
analizar la necesidad de habilitar los módulos de bloqueo de zonas por oscilación de
potencia. Este bloqueo deberá hacerse por al menos por un tiempo prudencial que permita que
las acciones del esquema de apertura sean realizadas correctamente.
Sobre la base de este análisis, se determina la necesidad de habilitar los módulos de
bloqueo por oscilaciones de potencia en un grupo de protecciones posteriormente detalladas.
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5.4.3 Esquema Conceptual
En función del análisis realizado se concluye que los recursos necesarios para controlar los
efectos de la doble contingencia San Luis – Quillota 220kV son:
• Automatismo de apertura local en San Luis
Este recurso deberá supervisar el estado del doble circuito San Luis – Quillota. Detectada
la doble apertura, enviará de manera instantánea una señal de disparo a la línea San
Luis - Agua Santa 220kV en ambos extremos.
• Lógicas de Bloqueo por Oscilación de Potencia
Se deben habilitar los módulos de al menos las protecciones listadas en la siguiente tabla.
Los ajustes específicos se presentaran en etapas posteriores.
S/E Paño Protecciones Propietario
Miraflores
San Pedro 2xSEL311C Chilquinta
TorquemadaMICOM P437MICOM P543(Ya activas)
AES GENER
Torquemada
MirafloresMICOM P437MICOM P543(Ya activas)
AES GENER
VentanasMICOM P437MICOM P543(Ya activas)
AES GENER
VentanasTorquemada
MICOM P437MICOM P543(Ya activas)
AES GENER
San Pedro GE D60 AES GENER
San PedroMiraflores 2xSEL311C Chilquinta
Ventanas GE D60 AES GENER
Quillota San Pedro GE D60 TRANSELEC
Tabla 5.8 - Protecciones que requieren bloqueo por oscilación de potencia
Es importante destacar que conforme a la información disponible, la mayoría de las
protecciones existentes cuentan con estos módulos; será tarea de la etapa siguiente
verificar la factibilidad de implementación y proponer los ajustes que sean requeridos.
• Esquema de Desconexión de Carga Adicional
Equivalente a esquema propuesto en PDCE 2.
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Ir al índice• Automatismo de Aislamiento de Pan de Azúcar al Norte
Equivalente al recurso propuesto en PDCE 2.
• Lógica de desconexión de Estabilizadores en central Guacolda
Equivalente a esquema propuesto en PDCE 1.
En la siguiente tabla se resume la actuación de estos recursos sobre los casos analizados
(en orden creciente de impacto).
EscenarioRecursos Requeridos
Automatismo local SAN LUIS
EDAC x CEx Lógica Estab. Guacolda
Apert. P. Azúcar
DB 0MW SI NO NO NO
DB 120MW SI NO NO NO
DB 240MW SI NO NO NO
DB 370MW SI NO NO NO
DB 490MW SI NO NO NO
DB 720MW SI NO NO NO
DB 1000MW SI SI (200MW) NO NO
DB 1370MW SI SI (397MW) SI NO
DB 1500MW SI SI (591MW) SI SI
DB 1735MW SI SI (639MW) SI SI
Tabla 5.9 - Resumen de recursos requeridos
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5.5 Verificación del esquema
Una vez definido el esquema completo de defensa, se realizan simulaciones de la doble
contingencia en todos los escenarios desarrollados, de demanda baja y alta.
Los primeros resultan equivalentes a los usados para la definición del esquema, por lo que
las simulaciones permiten apreciar el efecto de los recursos adicionales en condiciones que no
resultaban estrictamente necesarios. Para los escenarios de demanda alta, se destaca que el
esquema se desempeña de manera satisfactoria.
Los parámetros característicos de cada caso pueden apreciarse en las tablas 5.10 y 5.11.
5.5.1 Sobre escenarios BASE
ESCEN
ARIO
Escenario DB_720MW DB_1000MW DB_1370MW DB_1500MW DB_1735MW
Generación SIC [MW] 4721 4726 4716 4723 4727
Fecha considerada julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012
P San Luis → Quillota [MW] 624,4 899,5 1246,3 1371,1 1596,0
Generación San Luis [MW] 722,0 1010,0 1370,0 1500,0 1735,0
Generación Ventanas 110 kV [MW] 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0
Generación Ventanas 220 kV [MW] 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0
CPF [MW] 361,5 269,5 363,0 364,7 357,8
ESQ
UEM
AS D
E CO
NTR
OL
ACTI
VAD
OS
Actuación de DACxBF [MW] 437,3 666,0 819,2 811,2 918,5
EDACxC
Ex
Escalón 1 [MW] 24,6 151,0 151,0 151,0 151,0
Escalón 2 [MW] 36,4 38,8 205,1 205,1 205,1
Escalón 3 [MW] 0 10,8 41,1 234,6 282,3
Corte Total x EDACxCEx [MW] 61,0 200,6 397,2 590,9 639,3
Corte Total DAC [MW] 498,3 866,6 1216,4 1402,1 1557,8
Frecuencia Mínima [Hz] 48,69 48,67 48,53 48,55 48,4
f @20seg [Hz] 49,87 49,87 49,76 49,95 49,92
SIN
CR ¿Abrió? no no no a(465ms) a(391ms)
Umin Diego de Almagro [pu] 0,9 0,93 0,87 0,86 0,8
Tabla 5.10 - Resultados sobre escenarios de DEMANDA BAJA
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ESCEN
ARIO
Escenario DA_720MW DA_1000MW DA_1370MW DA_1500MW DA_1790MW
Generación SIC [MW] 6566 6565 6539,6 6534 6535
Fecha considerada julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012
P San Luis → Quillota [MW] 572,5 848,6 1195,1 1321,4 1595,9
Generación San Luis [MW] 722,0 1012,0 1372,0 1500,0 1786,7
Generación Ventanas 110 kV [MW] 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0
Generación Ventanas 220 kV [MW] 270,0 270,0 270,0 270,0 270,0
CPF [MW] 364,9 364,4 363,1 366,9 365,2
ESQ
UEM
AS D
E CO
NTR
OL
ACTI
VAD
OS
Actuación de DAC [MW] 286,1 564,4 819,2 843,6 1122,6
EDACxC
Ex
Escalón 1 28,8 37,8 224,2 224,2 224,2
Escalón 2 0 47,7 54,4 247,2 301,0
Escalón 3 0 0 21,7 21,07 47,4
Corte Total x EDACxCEx [MW] 28,8 85,5 300,3 493,1 572,7
Corte Total DAC [MW] 314,9 649,8 1119,5 1336,7 1695,3
Frecuencia Mínima [Hz] 48,78 48,65 48,73 48,7 48,62
f @20seg [Hz] 49,74 49,85 49,85 49,93 49,95
SIN
CR ¿Abrió? no no no no no
Umin Diego de Almagro [pu] 0,93 0,90 0,87 0,85 0,84
Tabla 5.11 - Resultados sobre escenarios de DEMANDA ALTA
Observación: La frecuencia medida corresponde al nodo Cerro Navia 220kV. En algunos
casos, producto de que la frecuencia local en la zona cercana a Agua Santa presenta una
excursión inicial diferente a la global del sistema, se produce la actuación parcial del EDACxCEx.
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5.5.2 Sobre escenarios ADICIONALES
ESCEN
ARIO
Escenario DB_0MW DB_120MW DB_240MW DB_370MW DB_490MW
Generación SIC [MW] 4772 4770 4751 4739 4738
Fecha considerada julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012 julio 2012
P San Luis → Quillota [MW] 58,0 175,0 291,0 285,0 532,0
Generación San Luis [MW] 0,0 120,0 240,0 370,0 490,0
Generación Ventanas 110 kV [MW] 605,0 605,0 605,0 220,0 605,0
Generación Ventanas 220 kV [MW] 0,0 0,0 0,0 270,0 0,0
CPF [MW] 413,0 462,0 213,0 390,0 625,0
ESQ
UEM
AS D
E CO
NTR
OL
ACTI
VAD
OS
Actuación de DACxBF [MW] 0,0 0,0 0,0 0,0 163,4
EDACxC
Ex
Escalón 1 [MW] 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Escalón 2 [MW] 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Escalón 3 [MW] 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Corte Total x EDACxCEx [MW] 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Corte Total DAC [MW] 0,0 0,0 0,0 0,0 163,4
Frecuencia Mínima [Hz] 50 49,75 49,4 48,97 48,83
f @20seg [Hz] 50 49,92 49,85 49,66 49,8
SIN
CR ¿Abrió? no no no no no
Umin Diego de Almagro [pu] 0,97 0,93 0,92 0,92 0,91
Tabla 5.12 - Resultados sobre escenarios ADICIONALES
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6 ETAPA C. Desempeño del Esquema
En este capítulo se presenta la verificación del esquema planteado, incluyendo todos los
recursos propuestos por las fases anteriores y los recursos propuestos específicamente en esta
fase 3.
Los recursos globales correspondientes a las fases anteriores fueron presentados de manera
resumida en el apartado 5.2 - Recursos Estabilizantes considerados.
El detalle de los recursos específicos de esta fase se presenta en el capítulo 7 - ETAPA D.
Diseño de Detalle y Definición de Requerimientos.
Se analizan en los capítulos posteriores:
• Comportamiento dinámico ante la apertura secuencial del doble circuito.
• Impacto de la contingencia en la central Ventanas y la influencia de su despacho y modo
de operación en la red costa, para el caso de mayor criticidad.
• Comportamiento de los relés de oscilación de potencia de la red costa ante el escenario
más crítico y máximos tiempos de respuesta del automatismo de apertura propuesto.
• Impacto sobre escenarios futuros de 2013 y 2016, para condiciones de máxima y mínima
demanda.
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6.1 Análisis: apertura secuencial
Siendo que la apertura doble de la contingencia posiblemente no se realice de manera
instantánea, se estudia el caso de una apertura secuencial, con intervalo de 500ms.
Los resultados muestran un impacto similar e incluso levemente menor que la apertura
simultánea. Esta similitud se debe a que en el momento de la primera apertura, prácticamente
toda la potencia transferida por el circuito abierto se distribuye a su par, y muy poco fluye hacia
el sistema de 110kV (resultado esperado, considerando las diferencias en las impedancias de
cada circuito de vinculación «ver apartado 5.3»).
A modo de referencia, se presenta en la figura 6.1 la potencia activa por el transformador de
Agua Santa 220/110kV, para apertura simultánea y apertura secuencial. Resulta claro que la
apertura secuencial no altera prácticamente la naturaleza de la doble contingencia, siendo la
apertura de un circuito (dada su pequeña longitud) casi imperceptible por el sistema.
3,002,401,801,200,60-0,00 [s]
800,0
600,0
400,0
200,0
0,0
-200,0
Agua Santa 220/110/60 kV: Potencia Activa (MW) - Apertura simultaneaAgua Santa 220/110/60 kV: Potencia Activa (MW) - Apertura secuencial
Potencia Previa130 MWPotencia Previa130 MW
Apertura 1er circuito (rojo)Apertura doble (azul)Apertura 1er circuito (rojo)Apertura doble (azul)
Apertura SL-ASANPmax = 700 MWApertura SL-ASANPmax = 700 MW
Apertura SL-ASAN684 MWApertura SL-ASAN684 MW
Apertura 2do CircuitoP = 164 MWApertura 2do CircuitoP = 164 MW
DIg
SILE
NT
Figura 6.1 - Potencia activa por el transformador de Agua Santa. Apertura simultánea vs. apertura secuencial
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6.2 Análisis: impacto de Central Ventanas
Un instante posterior a la apertura del enlace San Luis – Agua Santa (debido a la doble
contingencia), toda la potencia ELÉCTRICA activa provista por las unidades aisladas será
distribuida transitoriamente a las restantes unidades del sistema. En esta distribución tendrán
mayor participación (tomarán mayor potencia) las unidades de mayor inercia y mayor cercanía al
punto de desbalance.
Para la contingencia en estudio, la central Ventanas presenta una alta participación, y es por
esto que se estudia su impacto.
Se analizan los siguientes casos:
• Unidad 1 en sistema de 110kV. Unidad 3 en sistema de 220kV
• Unidad 2 en sistema de 110kV. Unidad 3 en sistema de 220kV
• Unidades 1 y 2 en sistema de 110kV. Unidad 3 en sistema de 220kV
• Sistema interconectado (enlace 220/110kV en S/E Ventanas). Unidades 1, 2 y 3 E/S.
Las figuras 6.2, 6.3 y 6.4 se muestran los niveles corriente, tensión, potencia activa y
ángulo de las unidades generadoras para cada uno de los casos analizados.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
Generador Ventanas 1: It (pu) - U1Generador Ventanas 1: It (pu) - U1yU2Generador Ventanas 1: It (pu) - Interc
Imax = 3.1 p.u.Imax = 3.1 p.u.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
Generador Ventanas 1: Pelec (pu) - U1Generador Ventanas 1: Pelec (pu) - U1yU2Generador Ventanas 1: Pelec (pu) - Interc
Pmax = 2.8 p.u.Pmax = 2.8 p.u.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
1,2
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
Generador Ventanas 1: Ut (pu) - U1Generador Ventanas 1: Ut (pu) - U1yU2Generador Ventanas 1: Ut (pu) - Interc
Y = 0,90 p.u.
Y = 1,10 p.u.Y = 1,10 p.u.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
150,0
100,0
50,0
0,0
-50,0
-100,0
-150,0
Generador Ventanas 1: delta (º) - U1Generador Ventanas 1: delta (º) - U1yU2Generador Ventanas 1: delta (º) - Interc
Y =-120,00 degY =-120,00 deg
Y = 120,00 degY = 120,00 deg
DIg
SILE
NT
Figura 6.2 - Análisis de Impacto en Central Ventanas – Unidad 1
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5,004,003,002,001,000,00 [s]
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
Generador Ventanas 2: It (pu) - U2Generador Ventanas 2: It (pu) - U1yU2Generador Ventanas 2: It (pu) - Interc
Imax = 2.6 p.u.Imax = 2.6 p.u.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
Generador Ventanas 2: Pelec (pu) - U2Generador Ventanas 2: Pelec (pu) - U1yU2Generador Ventanas 2: Pelec (pu) - Interc
Pmax = 2.4 p.u.Pmax = 2.4 p.u.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
1,2
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
Generador Ventanas 2: Ut (pu) - U2Generador Ventanas 2: Ut (pu) - U1yU2Generador Ventanas 2: Ut (pu) - Interc
Y = 0,90 p.u.Y = 0,90 p.u.
Y = 1,10 p.u.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
150,0
100,0
50,0
0,0
-50,0
-100,0
-150,0
Generador Ventanas 2: delta (º) - U2Generador Ventanas 2: delta (º) - U1yU2Generador Ventanas 2: delta (º) - Interc
Y =-120,00 deg
Y = 120,00 deg
DIg
SILE
NT
Figura 6.3 - Análisis de Impacto en Central Ventanas – Unidad 2
5,004,003,002,001,000,00 [s]
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
Generador Ventanas 3: It (pu) - U1Generador Ventanas 3: It (pu) - U2Generador Ventanas 3: It (pu) - U1y2Generador Ventanas 3: It (pu) - Interc
Imax = 2.1 p.u.Imax = 2.1 p.u.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
Generador Ventanas 3: Pelec (pu) - U1Generador Ventanas 3: Pelec (pu) - U2Generador Ventanas 3: Pelec (pu) - U1y2Generador Ventanas 3: Pelec (pu) - Interc
Pmax = 2 p.u.Pmax = 2 p.u.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
1,2
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
Generador Ventanas 3: Ut (pu) - U1Generador Ventanas 3: Ut (pu) - U2Generador Ventanas 3: Ut (pu) - U1y2Generador Ventanas 3: Ut (pu) - Interc
Y = 0,90 p.u.
Y = 1,10 p.u.Y = 1,10 p.u.
5,004,003,002,001,000,00 [s]
150,0
100,0
50,0
0,0
-50,0
-100,0
-150,0
Generador Ventanas 3: delta (º) - U1Generador Ventanas 3: delta (º) - U2Generador Ventanas 3: delta (º) - U1y2Generador Ventanas 3: delta (º) - Interc
Y =-120,00 deg
Y = 120,00 deg
DIg
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NT
Figura 6.4 - Análisis de Impacto en Central Ventanas – Unidad 3
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Ir al índiceSe observa que el mayor impacto (sobrecorriente) se presenta en las unidades 1 y 2, las
cuales aportan directamente al sistema de 110kV. El nivel máximo se presenta en el instante de
apertura San Luis – Agua Santa, y en los casos en que hay sólo una unidad despachada.
Los niveles de sobrecorriente alcanzados, cercanos a 3 pu son semejantes a la corriente
vista por cada unidad ante una falla franca trifásica en la barra Agua Santa 110kV. Sin embargo,
de la información provista por AES Gener relativa a las unidades generadoras y transformadores,
no se presentarían actuaciones de las protecciones:
– En el caso de la unidad 1, simplemente porque no posee módulos de sobrecorriente de
fase (básicamente utiliza esquemas diferenciales).
– En el caso de la unidad 2, el relé de sobrecorriente de fase con restricción de tensión posee
un ajuste que permite ampliamente tal excursión (ver figura 6.5). Como referencia, en la
simulación la sobrecorriente nunca se encuentra por encima de 2 pu (16,5kA) por más de
200ms.
– En el caso de la unidad 3 (generador Nueva ventanas), el comportamiento es semejante
en los cuatro casos analizados. La corriente máxima alcanza 2,1 pu al momento de la falla
y decrece prácticamente de manera monótona (la sobrecorriente debido a la potencia
eléctrica no supera la alcanzada por la falla en el doble circuito).
Respecto a las protecciones de esta unidad, tampoco se presentaría actuación ya que éstas
verían la falla inicial en una zona de respaldo que posee un retardo de 4seg.
1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1
1
10
[s]
18,00 kV Vent2\EE-IJCV51_Gen_Ventanas_2_100% Vent2\EE-IJCV51_Gen_Ventanas_2_75%
In =
8,2
5 kA
In =
8,2
5 kA
Imax
= 2
.6x8
.25
kA =
21.
45kA
0.840 s
1.485 s
Imax
= 2
.6x8
.25
kA =
21.
45kA
0.840 s
1.485 s
DIg
SIL
EN
T
100% Restricción de tensión
75% Restricción de tensión
Figura 6.5 - Análisis de protección unidad 2
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6.3 Análisis: bloqueos por oscilación de potencia
Ante la ocurrencia de una gran perturbación, el proceso dinámico de restablecimiento del
nuevo punto de equilibrio de la red conlleva importantes oscilaciones de potencia. Durante estos
fenómenos oscilatorios, aparecen en las protecciones de distancia altas intensidades y tensiones
débiles (sobre todo en el centro eléctrico de la oscilación). Las bajas tensiones junto con altas
corrientes, resultan bajas impedancias aparentes que podrían ocasionar el disparo de las
protecciones de distancia afectadas.
Como fue presentado en la etapa de definición conceptual (ETAPA B. Definición Conceptual
del Esquema), en el lapso temporal desde el instante de apertura del doble circuito San
Luis - Quillota hasta que se hace efectiva la apertura propuesta del enlace San Luis – Agua Santa,
la red de 110kV resultará fuertemente afectada por la inestabilidad angular. En este intervalo
temporal podrían presentarse actuaciones indeseadas de determinadas protecciones del sistema
de 110kV de la red costa, ampliando la zona afectada por la doble contingencia, y con el riesgo
adicional que se pierdan las unidades de la central Ventanas que inyectan en dicha red.
Para evitar que las protecciones de línea actúen ante estas condiciones y permitan que la
apertura se realice en los puntos especificados, se recurre al bloqueo de zonas de impedancia por
oscilación de potencia. En términos de confiabilidad, esto corresponde a un incremento en la
seguridad de operación de los relés del área.
El caso más critico que requiere el bloqueo de estos módulos, se presenta ante máxima
generación en San Luis, sumado a un elevado retardo en la apertura del enlace San Luis – Agua
Santa.
Si bien el comportamiento dinámico se supervisa en todas las simulaciones realizadas, se
analiza exhaustivamente el comportamiento de los módulos requeridos ante la condición más
critica, arrojando resultados satisfactorios.
Módulos propuestos
En las figuras 6.6 y 6.7 se muestran, con distintas escalas, la evolución que presenta la
impedancia vista por los relés instalados en la barra Miraflores, paño San Pedro L2 ante la
condición más crítica. En éstas se destacan los puntos de mayor interés para el análisis del
bloqueo por oscilación de potencia.
Para visualizar con mayor claridad el comportamiento de bloqueo la evolución de la
impedancia se representa desde el tiempo cero hasta el instante de apertura del enlace San Luis
– Agua Santa (400ms de retardo).
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750,700,650,600,550,500,450,400,350,300,250,200,150,100,50,0-50,0-100,-150,-200,-250,-300, [pri.Ohm]
650,
600,
550,
500,
450,
400,
350,
300,
250,
200,
150,
100,
50,0
-50,0
-100,
-150,
-200,
-250,
[pri.Ohm]
52H4\EE - SEL311C - MIR-SPE_L2 EE - SEL311C - MIR-SPE_L2\Pol-ZImpedance
DIg
SIL
EN
T
0 - Operación Normal
1 - Implantación de falla San Luis 220kVT = 1seg. Zv = 200Ω
2 – Apertura doble SLuis-Qui (despeje)
T = 1,119seg. Zv = 140ΩT = 1,120seg. Zv = 70Ω
Impedancia Vista (Zv) Zonas Relé
Salto Discreto
Salto Discreto
Figura 6.6 - Evolución impedancia medida – Esquema de bloqueo por oscilación de potencia – General
90,080,070,060,050,040,030,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0-60,0-70,0-80,0-90,0-100,-110,-120, [pri.Ohm]
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
-50,0
-60,0
-70,0
-80,0
-90,0
[pri.Ohm]
52H4\E E - SE L 311C - M IR-SP E _L2 E E - SE L 311C - M IR -SP E _L2\P ol-ZImpedance
DIg
SIL
EN
T
4 – Bloqueo OOST = 1,380seg. Zv = 20Ω
5 – Egreso de Zona 5T = 1,420seg. Zv = 15Ω
Impedancia Vista (Zv) Zonas Relé
1,45 001,420 01 ,39 001 ,360 01,3 3001 ,300 0 [s]
1,2 5
1,0 0
0,7 5
0,5 0
0,2 5
0,0 0
-0,25
S E L _31 1-O O S B \L og ic_S wing : Zo na 6S E L _31 1-O O S B \F lip_ F lop_R S : B lo que o O O SS E L _31 1-O O S B \L og ic_S wing : Zo na 5
DIg
SIL
EN
T
3 – Ingreso a Zona 6T = 1,350seg. Zv = 25Ω
Estado Variables OOS Logic
Figura 6.7 - Evolución impedancia medida – Esquema de bloqueo por oscilación de potencia – Detalle
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Módulos existentes
Con el objetivo de verificar la correcta operación de los módulos existentes de bloqueo por
oscilación de potencia, se realiza el modelado de esta característica de los relés MICOM P437 y
P543 y se verifica su correcta actuación ante la excursión de mayor criticidad.
Los módulos de bloqueo de tales relés presentan diferencias en la metodología de detección
respecto a los relés cuyo bloqueo fue propuesto. En estos se bloquea a partir de la detección del
cambio “continuo” en la potencia aparente (relés P437) y en la corriente (relés P543).
Independientemente de las diferencias en el principio de funcionamiento, se encuentra que estos
módulos operarían de manera satisfactoria ante las condiciones analizadas.
S/E Paño Protecciones Actuación módulo PSB
Miraflores Torquemada MICOM P437MICOM P543 Satisfactoria
TorquemadaMiraflores MICOM P437
MICOM P543 Satisfactoria
Ventanas MICOM P437MICOM P543 Satisfactoria
Ventanas Torquemada MICOM P437MICOM P543 Satisfactoria
Tabla 6.1 - Verificación bloqueo por oscilación de potencia.
6.4 Análisis: escenarios futuros
A partir de los escenarios base, se desarrollan escenarios futuros que permitan evaluar el
comportamiento del esquema, confirmando así su rango de validez.
Realizando un análisis cualitativo puede decirse que, debido a que no se prevé mayor
ingreso de generación en el nodo San Luis, el sistema presentará un mejor desempeño en los
escenarios futuros ya que el crecimiento natural de la demanda redunda en un incremento de la
potencia de cortocircuito e inercia del sistema.
Se analizan dos fechas futuras de interés:
• Marzo 2013 . Para esta fecha se considera E/S la central Campiche que inyectará potencia
en el nodo Ventanas 220kV junto con la unidad Nueva Ventanas (Ventanas 3).
• Julio 2016. Corresponde al rango de validez de 4 años (establecido en la NTSyCS) para la
presente fase del plan de defensa.
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Ir al índiceLos principales resultados del impacto de la contingencia sobre cada uno de estos escenarios
futuros se resume a continuación, en forma de tabla. Luego, se presentan las respuestas
dinámicas de las variables consideradas mas relevantes, para cada caso.
ESCEN
ARIO
Escenario DB_13_1735MW DA_13_1790MW DB_16_1735MW DA_16_1790MW
Generación SIC [MW] 4924 6795 5833 8025
Fecha considerada marzo 2013 marzo 2013 julio 2016 julio 2016
P San Luis → Quillota [MW] 1589,0 1588,0 1562,0 1601,0
Generación San Luis [MW] 1735,0 1790,0 1735,0 1790,0
Generación Ventanas 110 kV [MW] 220,0 220,0 220,0 340,0
Generación Ventanas 220 kV [MW] 540,0 540,0 540,0 540,0
CPF [MW] 377,0 363,0 348,0 376
ESQ
UEM
AS D
E CO
NTR
OL
ACTI
VAD
OS
Actuación de DAC [MW] 938,1 1067,2 1015,9 1051,5
EDACxC
Ex
Escalón 1 [MW] 157,2 233,0 185,0 263,8
Escalón 2 [MW] 214,7 290,2 252,4 59,5
Escalón 3 [MW] 250,4 49,7 52,2 26,4
Corte Total x EDACxCEx [MW] 622,3 572,9 489,6 349,7
Corte Total DAC [MW] 1560,4 1640,1 1505,5 1401,2
Frecuencia Mínima [Hz] 48,4 48,6 48,4 48,54
f @20seg [Hz] 49,9 49,92 49,77 49,43
SIN
CR ¿Abrió? a(532ms) a(672ms) no no
Umin Diego de Almagro [pu] 0,9 0,9 0,9 0,92
Tabla 6.2 - Resultados sobre escenarios FUTUROS
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20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
150,0
100,0
50,0
0,0
-50,0
-100,0
-150,0
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rapel 1: Rotor angleGenerador San Is idro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y = 120,00 deg
Y =-120,00 deg
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
52,0
51,0
50,0
49,0
48,0
47,0
Anc\K1: Electrical FrequencyAJah\K1: Electrica l FrequencyMaite\J1: Electrical FrequencyASanta\J: Electrical Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
1,100
1,040
0,980
0,920
0,860
0,800
Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 504 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,05 p.u.
Y = 0,95 p.u.
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
1,200
1,100
1,000
0,900
0,800
0,700
Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\J: Tensión en pu (Base 226 kV)
Y = 1,10 p.u.
Y = 0,90 p.u.
Estudio PDCE. Falla en 2x220kV San Luis - Quillota sim
TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 1/18/2012
Annex: /4
DIg
SILE
NT
Figura 6.8 -Variables sistémicas, escenario de demanda baja, marzo 2013
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20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
150,0
100,0
50,0
0,0
-50,0
-100,0
-150,0
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rapel 1: Rotor angleGenerador San Is idro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y = 120,00 deg
Y =-120,00 deg
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
52,0
51,0
50,0
49,0
48,0
47,0
Anc\K1: Electrical FrequencyAJah\K1: Electrica l FrequencyMaite\J1: Electrical FrequencyASanta\J: Electrical Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
1,100
1,040
0,980
0,920
0,860
0,800
Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 504 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,05 p.u.
Y = 0,95 p.u.
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
1,200
1,100
1,000
0,900
0,800
0,700
Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\J: Tensión en pu (Base 226 kV)
Y = 1,10 p.u.
Y = 0,90 p.u.
Estudio PDCE. Falla en 2x220kV San Luis - Quillota sim
TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 1/18/2012
Annex: /4
DIg
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Figura 6.9 -Variables sistémicas, escenario de demanda alta, marzo 2013
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20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
150,0
100,0
50,0
0,0
-50,0
-100,0
-150,0
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rapel 1: Rotor angleGenerador San Is idro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y = 120,00 deg
Y =-120,00 deg
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
52,0
51,0
50,0
49,0
48,0
47,0
Anc\K1: Electrical FrequencyAJah\K1: Electrica l FrequencyMaite\J1: Electrical FrequencyASanta\J: Electrical Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
1,100
1,040
0,980
0,920
0,860
0,800
Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 504 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,05 p.u.
Y = 0,95 p.u.
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
1,200
1,100
1,000
0,900
0,800
0,700
Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\J: Tensión en pu (Base 226 kV)
Y = 1,10 p.u.
Y = 0,90 p.u.
Estudio PDCE. Falla en 2x220kV San Luis - Quillota sim
TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 1/18/2012
Annex: /4
DIg
SILE
NT
Figura 6.10 -Variables sistémicas, escenario de demanda baja, julio 2016
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20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
150,0
100,0
50,0
0,0
-50,0
-100,0
-150,0
Generador Antuco 1: Rotor angleGenerador Canutillar 1: Rotor angleGenerador Colbun 1: Rotor angleGenerador Guacolda 1: Rotor angleGenerador Nehuenco II TG: Rotor angleGenerador Pehuenche 1: Rotor angleGenerador Rapel 1: Rotor angleGenerador San Is idro II TG: Rotor angleGenerador Ventanas 2: Rotor angleGenerador Ventanas 3: Rotor angle
Y = 120,00 deg
Y =-120,00 deg
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
52,0
51,0
50,0
49,0
48,0
47,0
Anc\K1: Electrical FrequencyAJah\K1: Electrica l FrequencyMaite\J1: Electrical FrequencyASanta\J: Electrical Frequency
f = 51 Hz
f = 49 Hz
f = 48.3 Hz
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
1,100
1,040
0,980
0,920
0,860
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Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 504 kV)Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)
Y = 1,05 p.u.
Y = 0,95 p.u.
20,016,012,08,004,00-0,00 [s]
1,200
1,100
1,000
0,900
0,800
0,700
Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)ASanta\J: Tensión en pu (Base 226 kV)
Y = 1,10 p.u.
Y = 0,90 p.u.
Estudio PDCE. Falla en 2x220kV San Luis - Quillota sim
TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS
Date: 1/18/2012
Annex: /4
DIg
SILE
NT
Figura 6.11 -Variables sistémicas, escenario de demanda baja, julio 2016
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7 ETAPA D. Diseño de Detalle y Definición de Requerimientos
De acuerdo con lo analizado en las etapas de definición conceptual (ETAPA B. Definición
Conceptual del Esquema) y tal como lo demuestran las simulaciones de verificación (ETAPA C.
Desempeño del Esquema) los recursos ADICIONALES requeridos para mitigar satisfactoriamente
la contingencia San Luis – Quillota 2x220kV, son básicamente dos:
• Automatismo local en San Luis, encargado de abrir el enlace San Luis – Agua Santa 220kV
ante la ocurrencia de la doble contingencia.
• Lógicas de bloqueo por oscilación de potencia en relés de impedancia de la red de 110kV.
La implementación de estos recursos debe realizarse en paralelo con los
propuestos para las fases previas de PDCE, para que la respuesta global resulte
satisfactoria.
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7.1 Automatismo local en San Luis
Del análisis conceptual detallado en la etapa previa (ETAPA B. Definición Conceptual del
Esquema) se encuentra necesaria la apertura instantánea del enlace San Luis – Agua Santa
220kV ante la pérdida del doble circuito San Luis – Quillota 220kV.
Las aperturas de las líneas deberán detectarse tanto en el extremo San Luis como Quillota.
La apertura del enlace San Luis – Agua Santa 220kV deberá realizarse en San Luis y con
reenvío de la señal de trip al extremo opuesto.
Se hará uso de los recursos ya propuestos en la fase 1 de este proyecto (ver informe técnico
EE-ES-2011-238-Capítulo 8-ETAPA E. Diseño de detalle y definición de requerimientos). A saber:
• Autómata (PLC) maestro propuesto para S/E San Luis.
• Autómata (PLC) esclavo propuesto para S/E Quillota.
• Enlaces de comunicación propuestos S/E San Luis - S/E Quillota.
• Computador Supervisor.
El esquema representado en la figura 7.1 describe el esquema propuesto. Nótese que la
cantidad de componentes adicionales requeridos es mínima: cuatro multimedidores, cableado y
elementos menores de montaje.
S/E SAN LUIS 220kV S/E SAN LUIS 220kV
S/E QUILLOTA 220kV S/E QUILLOTA 220kV
PLC PLC MAESTROMAESTROSAN LUISSAN LUIS
PLC PLC MAESTROMAESTROSAN LUISSAN LUIS
PLC PLC ESCLAVOESCLAVOQUILLOTAQUILLOTA
PLC PLC ESCLAVOESCLAVOQUILLOTAQUILLOTA
S/E AGUA SANTA 220kV S/E AGUA SANTA 220kV
PDCE Fase 1
PROTECCIÓNPROTECCIÓN 7SV5127SV512
((ExistenteExistente))
PROTECCIÓNPROTECCIÓN 7SV5127SV512
((ExistenteExistente))
Multimedidores
Multimedidores
San Luis - Quillota C1 y C2 (LOCAL)- Mediciones de Corrientes- Estado de Interruptores
Quillota – San Luis C1 y C2 (REMOTO)- Mediciones de Corrientes- Estado de Interruptores
San Luis – Agua Santa (LOCAL)- Disparo interruptor de línea
Agua Santa – San Luis (REMOTO)- Disparo interruptor de línea
Retransmisión de Trip
Conexión con entrada Binaria
Figura 7.1 - Esquema de detección de falla San Luis - Quillota y apertura enlace San Luis – Agua Santa
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7.1.1 Detección de la apertura
La detección de la doble contingencia será realizada por el PLC maestro ubicado en la S/E
San Luis a partir de las señales locales y la información remota obtenida por el PLC esclavo
ubicado en la S/E Quillota. La lógica representada en la figura 7.2 deberá ser implementada en el
PLC maestro.
Detección de Doble ContingenciaSan Luis - Quillota
S11
Abierto
S12
AbiertoS/E SAN LUISS/E SAN LUIS 220kV 220kV
S/E QUILLOTA S/E QUILLOTA 220kV 220kV
Información de Estado Remoto
S11
S12
Señal de Interruptor Abierto
Señal de Interruptor Cerrado
Confirmación por Corriente
Decisión 2 de 3
Sij
Abierto
S01
S02
S01
Abierto
S02
Abierto
OR
OR
AND
L1 F/S
L2 F/S
Figura 7.2 - Lógica de detección de apertura doble
La detección de las aperturas se basa en la medición de los estados de los interruptores
asociados al doble enlace. El Estado de interruptores será censado por medio de la técnica de
doble contacto (no abierto/si cerrado) denominada de doble bit, lo que permite aumentar la
confiabilidad en la detección de la apertura del enlace.
Se hace notar que la representación de las barras e interruptores de la figura es resumida.
Será tarea específica del proyecto de ingeniería asociado a la implementación del esquema de
defensa, verificar los distintos posibles modos de operación de cada una de las SS/EE
involucradas, a fin de contemplar todas las distintas posiciones de interruptores (normal –
intermedio – transferido) y detectar adecuadamente la ocurrencia de la doble contingencia.
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7.1.2 Esquema de apertura
Una vez detectada la doble contingencia, el PLC maestro deberá emitir instantáneamente las
señales de disparo al enlace San Luis – Agua Santa. Se enviará una señal local directamente al
interruptor San Luis paño Agua Santa (J6) y un disparo remoto al extremo lado receptor Agua
Santa paño San Luis (J2). Para el envío de esta señal se propone el uso de la protección Siemens
7SV512 existente en la S/E San Luis. Básicamente deberá realizarse un cableado desde la salida
de disparo del PLC a la entrada binaria de disparos externos disponible en el relé.
Adicionalmente, la señal de apertura puede a la vez redirigirse a los interruptores de las
máquinas que acometen al nodo San Luis, ya que todas estas señales se encuentran disponibles
en el mismo PLC procesador para el caso de la doble apertura Quillota-Polpaico 220kV. Esto
permitiría que la ineludible salida de servicio de las unidades se realice directamente y no vía la
actuación de una protección (e.g. sobrefrecuencia)
Es importante destacar que el proyecto de ingeniería deberá contemplar la necesidad de
disponer de capacidad remanente en sus equipamientos, para contemplar el futuro ingreso de un
segundo circuito San Luis – Agua Santa 220kV.
7.1.3 Requerimientos
Sobre la base de la información presentada, los requerimientos adicionales necesarios para
la detección de la doble contingencia San Luis – Quillota 2x220kV se detallan en la tabla 7.1.
Subestación Paño Mediciones Componentes
Quillota 220kV
San LuisCircuito 1
Estado de InterruptoresMedición de Corriente Multimedidor Digital
San LuisCircuito 2
Estado de InterruptoresMedición de Corriente Multimedidor Digital
San Luis 220kV
QuillotaCircuito 1
Estado de InterruptoresMedición de Corriente Multimedidor Digital
QuillotaCircuito 2
Estado de InterruptoresMedición de Corriente Multimedidor Digital
Tabla 7.1 - Componentes adiconales requeridos
La señales disparo del PLC deberán ser direccionadas a los interruptores de línea
San Luis – Agua Santa, lo cual sólo requiere cableados adicionales y materiales menores
de montaje.
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7.2 Lógicas de bloqueo por oscilación de potencia
7.2.1 Criterios de ajuste
Para evitar disparos indeseados de las protecciones de distancia durante oscilaciones de
potencia, se deberán habilitar funciones de detección de este fenómeno. Para dar respuesta a los
fenómenos acontecidos ante la falla doble San Luis – Quillota 2x220kV, la función de oscilación de
potencia deberá bloquear oscilaciones trifásicas (módulos fase-fase). Por la naturaleza de la
evolución en cuestión (trifásica simétrica), la inexistencia de corriente homopolar es condición
suficiente para inhibir la actuación de los módulos de tierra. Los bloqueos en dos fases durante un
ciclo de reconexión automática monofásica son ajenos a esta contingencia, por lo que no son
considerados.
En la mayoría de los casos las oscilaciones a ser bloqueadas corresponden a excursiones
inestables que serán mitigadas vía la apertura en otro punto de la red, a saber San Luis – Agua
Santa 220kV.
Sólo será necesario bloquear las zonas de impedancias que podrían ocasionar disparos
instantáneos o con un retardo del orden del máximo esperado para la apertura San Luis – Agua
Santa 220kV (Zonas 1 y 2).
Para que el incremento en la seguridad no tenga efectos adversos en el sistema de
protecciones, junto con el módulo de bloqueo por oscilación de potencia, deben habilitarse las
funciones de desbloqueo ante la ocurrencia de falla superpuesta a la oscilación que provoca el
bloqueo (salto discreto de impedancia, elevada sobrecorriente, aparición de componente de
secuencias inversa u homopolares, etc).
El principio de operación del bloqueo por oscilación de potencia es semejante en las
protecciones a ajustar (SEL 311 y GE D60). Básicamente se constituyen de dos características
poligonales de impedancia una exterior y otra interior. El bloqueo se hará efectivo si el tiempo de
transito de la impedancia (intervalo desde que la impedancia vista transita de a Z7 a Z6) es
mayor al tiempo ajustado.
Figura 7.3 - Esquema de bloqueo por oscilación de potencia – Zonas de impedancia
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Z7Z6
Tiempo de Tiempo de TransitoTransito
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Ir al índiceLos ajustes propuestos para los blinders de las protecciones se basan en los criterios
generales detallados en el “Applications Handbook” de los relés SEL-421 (equivalentes al principio
de funcionamiento de los SEL 311C):
• Resistencia de blinder interno → Rint = 1,2 * RMAX
• Resistencia de blinder externo → Rext = 0,9 * RMIN-LOAD
• Reactancia de blinder interno → Xint = 1,2 * XMAX
• Reactancia de blinder externo → Xex = Xint + Rext - Rint (misma distancia que en R)
• Angulo del polígono → θpol = θlinea
Donde RMAX y XMAX representan la máxima resistencia y reactancia de la mayor zona a
bloquear y RMIN-LOAD es la mínima resistencia de carga esperada.
En los casos a ajustar la resistencia y reactancia máxima corresponderán a las segundas
zonas de los relés en cuestión.
La resistencia mínima sera seleccionada de forma tal que resulte menor a la mínima
resistencia medida por el relé en el instante inmediato posterior a la doble apertura, ante la peor
condición. Este criterio se adopta debido a que el cambio “discreto” en la impedancia, que se
presenta ante la doble apertura, podría no ser considerado una oscilación por el relé (debido a
que no presenta una trayectoria suave) y evitar la habilitación del módulo de bloqueo por
oscilación de potencia.
El ajuste de la temporización se establece sobre la base de la máxima velocidad de cambio
de la impedancia que pueda presentarse ante la ocurrencia de la doble contingencia. En función
del análisis realizado se encuentra que la mayor tasa de cambio de la impedancia vista se
presenta en los casos de máxima generación en el nodo San Luis y con un despacho mínimo en la
central Ventanas.
A modo de referencia se detalla el ajuste del módulo de oscilación de potencia de uno de los
relés, los ajustes de los restantes se realizan de forma totalmente análoga.
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Ejemplo: Ajuste módulo oscilación de potencia: Miraflores → San Pedro 110kV
La zona a bloquear de mayor extensión corresponde la zona 2, la cual presenta los
siguientes ajustes:
Ajuste Zona 2
Característica Alcance Ángulo RMAX XMAX
Mho 3,08 ΩSEC 19,25 Ω→ PRI 62º 2,26 ΩSEC 14,14 Ω→ PRI 2,9 ΩSEC 18,12 Ω→ PRI
En base ésta información se ajustan la zona poligonal interna del esquema de bloqueo por
pérdida de paso o Out of Step (OOS). En los relés SEL311C instalados en tal alimentador, esto
corresponde a la zona 5.
Ajuste Zona 5 – Blinder interno
Característica Alcance R Alcance X Ángulo
Poligonal 2,72 ΩSEC 17 Ω→ PRI 3,48 ΩSEC 21,75 Ω→ PRI 62º
Del análisis de las simulaciones dinámicas para los casos más críticos, se seleccionan los
ajustes de resistencia para el blinder externo.
Ajuste Zona 6 – Blinder externo
Característica Alcance R Alcance X Ángulo
Poligonal 4,53 ΩSEC 28,29 Ω→ PRI 5,29 ΩSEC 33,06 Ω→ PRI 62º
Con este ajuste de la zona 6, la máxima impedancia primaria vista será de 56 ΩPRI. Este
valor representa 216MVA a tensión nominal, lo cual equivale a más del 350% de la capacidad
nominal de la línea. Con esto se hace notar la substancial lejanía que presenta la zona más
extensa con la impedancia de carga máxima esperada.
Ya definidas las zonas se analiza el tiempo de transito de la impedancia para la condición de
mayor exigencia de donde resulta:
T→ OOSD = 1,5 Ciclos = 30ms
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7.2.2 Ajustes propuestos
Basados en los criterios presentados y mediante la metodología expuesta en el ejemplo
precedente, se obtienen los ajustes de los módulos de oscilación de los relés que actualmente no
cuentan con esta funcionalidad. La tabla 7.2 resume estos ajustes.
Resulta importante destacar que los ajustes presentados corresponden a las
protecciones de las cuales se tiene información confiable de su existencia y ajustes
asociados, en caso de encontrarse operativos relés no detallados en la tabla, que se
encuentren operando en los paños mencionados, deben habilitarse en estos los módulos
de bloqueo oscilación de potencia con los ajustes equivalentes a su par.
S/E Paños Protecciones
Zona 2-ajuste existente-
Módulo de bloqueo por oscilación de potencia. Características poligonales
Zona Interna
ZonaExterna Retardo
Alcance[ΩPRI]
Ángulo[º]
R [ΩPRI]
X [ΩPRI]
R [ΩPRI]
X [ΩPRI] [Ciclos]
Miraflores San Pedro L1 y L2 SEL311C 19,25 62 17,00 21,75 28,31 33,06 1,5
Ventanas San Pedro L1 y L2 GE D60 20 80 14,08 23,82 23,47 33,2 1,5
San PedroMiraflores L1 y L2 SEL311C 18,74 60 17,00 21,75 28,31 33,06 1,5
Ventanas L1 y L2 GE D60 15 80 10,56 17,86 17,6 24,9 1,5
Quillota San Pedro GE D60 2,5 76 1,86 2,95 5,43 6,53 1,5
Tabla 7.2 - Ajustes propuestos – Módulos de bloqueo por oscilación de potencia requeridos.
En todos los casos las zonas a bloquear serán las zonas 1 y 2.
9,008,007,006,005,004,003,002,001,00-1,00-2,00-3,00-4,00-5,00-6,00-7,00-8,00-9,00-10,0-11,0-12,0 [pri.Ohm]
9,00
8,00
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
-1,00
-2,00
-3,00
-4,00
-5,00
-6,00
-7,00
-8,00
-9,00
[pri.Ohm]
52H2\EE - GED60-QUI-SPE52H2\GE_D60-OOSB-QUI-SPE
DIg
SILE
NT
Figura 7.4 - Característica R-X relé enlace Quillota – San Pedro. Zonas y Bloqueo por oscilación de potencia
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30,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0 [pri.Ohm]
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
[pri.Ohm]
52H3\EE - SEL311C - MIR-SPE_L1
30,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0 [pri.Ohm]
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
[pri.Ohm]
52H4\EE - SEL311C - MIR-SPE_L2
30,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0 [pri.Ohm ]
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
[pri.Ohm]
52H8\EE - SEL311C - SPED-MIR_L1
30,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0 [pri.Ohm ]
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
[pri.Ohm]
52H9\EE - SEL311C - SPED-MIR_L2
DIg
SILE
NT
Figura 7.5 - Característica R-X relés enlaces Miraflores – San Pedro. Zonas y Bloqueo por oscilación de potencia
30,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0 [pri.Ohm]
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
[pri.Ohm]
Cub_3.1\EE - GED60 -VEN-SPE-C1Cub_3.1\GE_D60-OOSB-VEN-SPE-C1
30,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0 [pri.Ohm]
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
[pri.Ohm]
Cub_0.7\EE - GED60 - SPE-VEN-C1Cub_0.7\GE_D60-OOSB-SPE-VEN-C1
30,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0 [pri.Ohm]
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
[pri.Ohm]
Cub_3.2\EE - GED60 -VEN-SPE-C2Cub_3.2\GE_D60-OOSB-VEN-SPE-C2
30,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0 [pri.Ohm]
40,0
30,0
20,0
10,0
-10,0
-20,0
-30,0
-40,0
[pri.Ohm]
Cub_0.1\EE - GED60 - SPE-VEN-C2Cub_0.1\GE_D60-OOSB-SPE-VEN-C2
DIg
SILE
NT
Figura 7.6 - Característica R-X relés enlaces Ventanas – San Pedro. Zonas y Bloqueo por oscilación de potencia
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7.3 Estimación de costos de la implementación
Basados en la disponibilidad de todos los recursos propuestos para las contingencias
previamente estudiadas (fases 1 y 2) los costos adicionales para el control de la falla doble San
Luis – Quillota resultan mínimos:
COMPONENTE UNITARIO CANTIDAD UNIDAD TOTAL
MULTIMEDIDOR DIGITAL USD 1.600,0 4 PZA USD 6.400,0
MONTAJE, INTEGRACION Y P.E.S. (*) - - (*)
(*) Se considera incluido dentro del costo de la Fase 1 de PDCE.
7.4 Estimación de plazos de la implementación
Siendo que los componentes a instalar se encuentran en estricta relación con los propuestos
en la Fase 1 y que los cambios en las protecciones pueden ser realizados de manera paralela, se
considera totalmente viable implementar esta Fase 3 del Plan de Defensa contra Contingencias
Extremas en conjunto con la Fase 1, sin adicionar mayores retrasos a los ya planificados (informe
técnico EE-ES-2011-238 – pág. 171).
Finalmente, esta Fase 3 del PDCE quedará completamente implementada cuando estén
implementadas las Fases 1 y 2, por compartir recursos estabilizantes.
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