Estudios de Norma Técnica para los Sistemas Medianos de ...

Estudios de Norma Técnica

para los Sistemas Medianos

de Magallanes

Preparado para:

Estudio de Control de

Frecuencia y Determinación de Reservas

2015 - 2018

Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile

Fono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl

Estudios de Norma Técnica para Sistemas

Medianos de Magallanes

2

VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN

SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A.

Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios

1 19/11/2015 CSL ALE PMD

2 25/01/2016 CSL ALE PMD Versión Final

mailto:[email protected]

http://www.systep.cl/





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Índice

1 Introducción _______________________________________________________ 4

1.1 Objetivos del estudio _________________________________________________ 4

2 Antecedentes _____________________________________________________ 5

2.1 Información técnica de los Sistemas Medianos de EDELMAG ___________ 5 2.1.1 Definición de los Sistemas Medianos de EDELMAG ________________________ 5 2.1.2 Unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG _______________________ 6 2.1.3 EDAC __________________________________________________________________ 8

2.2 Normativa Aplicable _________________________________________________ 9

3 Metodología _____________________________________________________ 10

4 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Punta Arenas __ 11

4.1 Escenarios de demanda y despacho de unidades____________________ 11

4.2 Contingencias estudiadas ___________________________________________ 11

4.3 Resultados Demanda Crítica ________________________________________ 12

4.4 Resultados Demanda Máxima _______________________________________ 12

5 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Puerto Natales _ 14



5.3 Resultados _________________________________________________________ 14

6 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Porvenir _______ 16



6.3 Resultados _________________________________________________________ 16

7 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Puerto Williams _ 18

8 Conclusiones ____________________________________________________ 19







4

1 Introducción

La Empresa Eléctrica de Magallanes S.A, en adelante EDELMAG, es una Concesionaria

de Distribución Eléctrica que opera en la Región de Magallanes cuatro Sistemas

Medianos. En conformidad con lo estipulado en el Articulo 6-3 de la Norma Técnica de

Seguridad y Calidad de Servicio para los Sistemas Medianos, en adelante NTSSMM,

EDELMAG debe desarrollar diversos estudios técnicos para cada uno de los Sistemas

Medianos de su propiedad con una periodicidad de cuatro años.

En consideración de lo indicado en el párrafo anterior, EDELMAG encomendó a SYSTEP

Ingeniería y Diseños, en adelante SYSTEP o el Consultor, la realización de la actualización

de cada uno de los siguientes estudios técnicos para los cuatro Sistemas Medianos de

EDELMAG, a saber: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams:

Estudio de Restricciones en Instalaciones de Transmisión.

Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones.

Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva.

Estudios de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas.

Estudio de Desconexión Automática de Carga (EDAC).

Estudio de Planes de Recuperación de Servicio (PRS).

El presente informe comprende el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de

Reservas, que tiene por objetivo comprobar el correcto funcionamiento del control de

frecuencia de las unidades generadoras, junto con la reserva en giro establecida.

1.1 Objetivos del estudio

En el presente estudio se presenta un análisis del control de frecuencia y la reserva en giro

necesaria en los Sistemas Medianos de EDELMAG, teniendo como objetivos específicos

los siguientes:

Comprobar el funcionamiento correcto de cada Sistema Mediano luego de la

salida intempestiva de la máquina más significativa, considerando una reserva en

giro del 10%.

Usar escenarios de despacho basados en despachos reales, pero ajustados tal

que la reserva en giro sea exactamente de un 10%.







5

2 Antecedentes

El DFL Nº 4 de febrero del 2007, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del

Decreto con Fuerza de Ley Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos,

en materia de energía eléctrica, define en su Artículo Nº 173 a aquellos sistemas eléctricos

de capacidad instalada de generación inferior a 200 MW y superior a 1.500 kW como

Sistemas Medianos o SSMM, estableciendo características especiales en su tarificación y

operación respecto a los Sistemas Interconectados.

EDELMAG posee cuatro Sistemas Medianos en el extremo sur del país, específicamente

en la Región de Magallanes, los cuales se describen a continuación:

Sistema Punta Arenas: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Punta

Arenas. Se compone por dos subsistemas, central Tres Puentes y central Punta

Arenas. Central Tres Puentes cuenta con dos barras de media tensión conectadas

entre sí a través de un transformador de 20 MVA 13,2/11,5 kV, donde

principalmente en el lado de baja tensión se inyecta la generación y el lado de

alta tensión alimenta las cargas. Por otro lado, central Punta Arenas posee una

barra en 13,2 kV, en la que se conectan tanto generación como consumo. Los

subsistemas mencionados se interconectan mediante una línea de transmisión de

8,15 km en 66 kV.

Sistema Puerto Natales: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Natales.

Sistema constituido por una única barra principal en 13,2 kV donde se conectan

generación y consumos.

Sistema Porvenir: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Porvenir.

Similar al sistema de Puerto Natales, se compone de una única barra de 13,8 kV

en la cual se inyecta generación y se conectan los alimentadores que abastecen

los consumos.

Sistema Puerto Williams: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Cabo

de Hornos. El sistema se compone de una barra de 13,2 kV en la cual se inyecta

la generación y se alimenta las cargas.

A continuación se detallan características técnicas y normativas respecto a los Sistemas

Medianos de EDELMAG, relacionados al control de frecuencia.

2.1 Información técnica de los Sistemas Medianos de EDELMAG

La información técnica relevante para el desarrollo del presente estudio requiere la

comprensión de los unilineales asociados a cada uno de los Sistemas Medianos, junto con

otras características asociadas, como los EDAC vigentes, entre otros.

2.1.1 Definición de los Sistemas Medianos de EDELMAG

EDELMAG se compone de cuatro Sistemas Medianos ubicados en Punta Arenas, Puerto

Natales, Porvenir y Puerto Williams. Si bien gran parte de la organización y administración

de la empresa funciona de manera centralizada, es importante indicar que cada sistema

cuenta con un sistema de administración propio, el que incluye centros de control locales

que se encargan de la operación de las distribución y de los despachos diarios y horarios

de las centrales de generación, junto con la toma de medidas en caso de eventos

particulares.

Cada una de estas administraciones propias de cada Sistema Mediano se guía por las

directrices dadas por la administración general, pero a su vez posee la capacidad de

poder operar diariamente, y de superar las diversas dificultades eventuales que surjan en

la operación diaria.







6

De lo anterior, se tiene que cada Sistema Mediano posee Planes de Recuperación del

Servicio propios, diseñados para ser ejecutados por los centros de control locales.

2.1.2 Unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG

A continuación se presentan los unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG.

Figura 2-1: Unilineal del Sistema Mediano de Punta Arenas

Figura 2-2: Unilineal del Sistema Mediano de Puerto Natales

66 kV

11,5 kV

13,2 kV

23 kV

≤ 6 kVAlim. 1

Alim. 2

Alim. 3

Alim. 10

Alim. 8

Alim. 12

Alim. 9

Alim. 14A

lim. 1

3

Alim

. 11

Alim

. 7

Alim

. 4

Alim

. 5

Alim. 6

U. 3

U. 1

U. 2

U. 5

U. 4

U. 8

U. 7

U. 9

U. 1

U. 3

U. 2

U. 5

PE Cabo Negro

Des.

Ingesur

52C1

52C2

52C3

52C10

52C8

52C12

52C9

52C14

52CT2

52BT4

52BT352B1

52CS252CS3

52CS4

52CT2

52G5

52G1

52G2

52G3

52DS4

52G9

52G8

52G7

52DS2

52DS3 52DT4

52DT3 52BT1

52BT2

52G4

52DT1

52E152DS1

52G1

52DT2

52G3

52C

4

52C

7

52C

11

52C

13

52C

5

52C

6

I.A.

52G2

52G5

Sistema Mediano de Punta Arenas

52CT3

52CT1

52CS5

13,2 kV

≤ 6 kV

U. 12 U. 9U. 10

52G952G1052G12

Sistema Mediano de Puerto Natales

U. 11 U. 6

52G652G11 Alim. 5

52C452C5

Alim. 4

U. 5U. 8

52G5

52G8

U. 3U. 4

52G3

52G4

Alim. 3

52C252C3

Alim. 2

52C1

Alim. 1

U. 2

52G2







7

Figura 2-3: Unilineal del Sistema Mediano de Porvenir

Figura 2-4: Unilineal del Sistema Mediano de Puerto Williams

13,8 kV

≤ 6 kV

U. 9 U. 5U. 8

52G552G852G9

Sistema Mediano de Porvenir

Alim. 1

52C1

U. 10 U. 6U. 7

52G652G752G10

U. 4

52G4 Alim. 3

52C252C3

Alim. 2

Alim. 4

52C4

13,2 kV

≤ 6 kV

U. 1 U. 3U. 2

52G352G252G1

Sistema Mediano de Puerto Williams

Alim. 3

52C3

U. 6

52G6 Alim. 2

52C152C2

Alim. 1







8

2.1.3 EDAC

Para la realización de este estudio se utilizarán los EDAC propuestos en el Estudio de

Esquemas de Desconexión Automática de Carga para los Sistemas Medianos de

Magallanes.

A continuación se indican los equipos que forman parte de los EDAC propuestos, junto

con los ajustes correspondientes. En la Tabla 2-1 se muestra el EDAC propuesto del Sistema

Mediano de Punta Arenas.

Tabla 2-1: EDAC Sistema Mediano de Punta Arenas

Prioridad de apertura Secuencia apertura

alimentador - reconectador

Frecuencia Operación [Hz]

Tiempo Operación [ms]

1 12 49 60

2 14 49 60

3 6 49 60

4 11 48,8 120

5 9 48,8 120

6 10 48,5 120

7 7 48,5 300

8 8 48,5 300

9 5 48 800

10 4 48 1000

11 3 48 1000

12 2 Deshabilitado

13 1 Deshabilitado

En la Tabla 2-2 se muestra el EDAC propuesto del Sistema Mediano de Puerto Natales.

Tabla 2-2: EDAC Sistema Mediano de Puerto Natales


alimentador Frecuencia Operación

[Hz] Tiempo Operación [s]

1 5 49,0 0,5

2 R-4 (alim 3) 49,0 0,5

3 3 48,5 1

4 R-6 (alim 2) 48,0 1,5

5 2 48,0 2

6 1 47,5 3

7 4 47,0 3







9

En la Tabla 2-3 se muestra el EDAC propuesto del Sistema Mediano de Porvenir.

Tabla 2-3: EDAC Sistema Mediano de Porvenir


alimentador Frecuencia Operación

[Hz] Tiempo Operación [s]

1 3 48,5 1

2 1 48,0 1,5

3 4 47,5 2

2.2 Normativa Aplicable

El control de frecuencia del sistema es evaluado a través de este estudio efectuando una

verificación del cumplimiento de los estándares de Seguridad y Calidad de Servicio

establecidos en el Capítulo Nº5 de la NTSSMM.

En particular se deben cumplir los siguientes artículos:

“Artículo 5-11

Las unidades generadoras que operen en sincronismo con el SM deberán tener la

capacidad de control que asegure la disponibilidad para el SM de una Reserva Primaria

mínima de 10%, respecto a la capacidad máxima de generación de las unidades que se

encuentren operando en el SM. Dicha reserva deberá ser asumida en la proporción que

determine el Procedimiento correspondiente.

Artículo 5-12

En el Control de Frecuencia y en el Control de Tensión participarán aquellas unidades

generadoras que hayan cumplido lo establecido en el Artículo 5-3 de la presente NT y

conforme a las exigencias que se determinen mediante los Estudios establecidos en el

Título 6-2 de la presente NT.

Artículo 5-31

La frecuencia nominal de cada SM es 50 [Hz], ante lo cual la Empresa deberá adoptar

todas las medidas posibles para que ésta permanezca constante, aceptándose en

condiciones de operación normal y régimen permanente variaciones de ± 1,0%, esto es,

un valor mínimo de 49,50 [Hz] y un valor máximo de 50,50 [Hz].”







10

3 Metodología

El objetivo de este estudio es verificar el cumplimiento de la NTSSMM en cuanto al control

de frecuencia de los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir, y

Puerto Williams, incluyendo en la verificación todos los EDAC propuestos, ante

contingencias que representen los peores casos de operación de cada sistema.

Para cada sistema el estudio se desarrolla bajo las siguientes consideraciones:

Se establece que la reserva en giro para los Sistemas Medianos de Magallanes

corresponde a un 10%.

Se utiliza un escenario de demanda crítica, tal que el balance de demanda y

generación deja disponible una reserva en giro de un 10%.

Las contingencias consideradas para evaluar el funcionamiento del control de

frecuencia de cada sistema corresponden a la salida una de las máquinas

despachadas, la cual corresponde a la unidad más significativa en servicio.

Se consideran los últimos valores de parámetros de las máquinas y ajustes a los

controladores de las mismas (velocidad y potencia) entregados por EDELMAG.







11

4 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Punta Arenas

4.1 Escenarios de demanda y despacho de unidades

Para el estudio del control de frecuencia del Sistema Mediano de Punta Arenas se escogió

utilizar un escenario de demanda crítica, tal como se planteó en la metodología, y

adicionalmente se agregó un escenario de demanda máxima, tal como se muestra en

la Tabla 4-1. En el caso de demanda máxima, se utilizaron los valores de demandas

máximas por alimentador mensuales entregadas por EDELMAG, y se escogió el mes

donde la demanda total es mayor (junio). Además, se utilizó un factor de reducción de

la demanda, correspondiente a 0,93, aplicado a todos los alimentadores, con el objetivo

de evitar que se produzcan sobrecargas en la línea de 66 kV.

Tabla 4-1: Escenarios de demanda por alimentador considerados

Alimentador Demanda Máxima [MW] Demanda Crítica [MW]

1 3,34 2,30

2 4,04 2,84

3 4,10 2,59

4 3,55 2,11

5 2,96 3,91

6 2,85 1,76

7 2,51 1,01

8 2,24 1,38

9 3,17 2,04

10 3,61 2,20

11 4,28 0,99

12 2,87 1,69

14 3,26 2,01

Además los despachos de las máquinas para cada escenario de demanda se pueden

ver en la Tabla 4-2.

Tabla 4-2: Despacho de unidades por escenario de demanda considerado

Escenario Unidades despachadas Potencia [MW]

Demanda Crítica N°7 13,5

N°9 13,5

Demanda Máxima

N°4 6,5

N°7 13,5

N°8 9,6

N°9 13,5

4.2 Contingencias estudiadas

Para los escenarios de demanda estudiados se estudian las salidas de servicio de las

unidades generadoras más relevantes para el sistema. Así, se estudian las contingencias

mostradas en la Tabla 4-3.







12

Tabla 4-3: Contingencias analizadas

Escenario Contingencias analizadas

Demanda Crítica Salida intempestiva Unidad N°9

Demanda Máxima Salida intempestiva Unidad N°9

4.3 Resultados Demanda Crítica

A continuación se presenta el gráfico de evolución de la frecuencia del sistema para el

caso simulado, tal como se observa en la Figura 4-1.

Figura 4-1: Frecuencia del sistema para Demanda Crítica

En la Figura 4-1 se observa que luego de la salida intempestiva de la Unidad N°9, y de la

actuación del EDAC correspondiente, se tiene que la frecuencia se estabiliza en 50,686

Hz. Si bien este valor se encuentra sobre la frecuencia permitida para régimen

permanente (50,5 Hz), es necesario indicar que el reajuste del despacho de las unidades

generadoras en servicio por control secundario de frecuencia no está considerado en las

simulaciones. En la operación real se puede disminuir la potencia despachada, luego de

la estabilización del sistema, regulando así la frecuencia dentro de los rangos normativos.

4.4 Resultados Demanda Máxima



50.0040.0030.0020.0010.000.00 [s]

56.00

54.00

52.00

50.00

48.00

46.00

[Hz]

Celdas G.E. 13.2 kV: Electrical Frequency

C.T.P.\Barra Principal de 13.2 kV: Electrical Frequency

X = 9.098 s

53.587 Hz

X = 49.551 s

50.686 Hz

DIg

SIL

EN

T







13

Figura 4-2: Frecuencia del sistema para Demanda Máxima

Para el caso de demanda máxima se tiene que la reserva en giro del sistema corresponde

a un 16%, a diferencia de los escenarios de demanda crítica estudiados (en donde la

reservas en giro es de un 10%). Además se puede observar que luego de la salida

intempestiva de la Unidad N°9, y de la actuación del EDAC correspondiente, la

frecuencia se estabiliza en 50,034 Hz, valor que se encuentra dentro de los rangos

normativos.

50.0040.0030.0020.0010.000.00 [s]

50.60

50.20

49.80

49.40

49.00

48.60

[Hz]

Celdas G.E. 13.2 kV: Electrical Frequency

C.T.P.\Barra Principal de 13.2 kV: Electrical Frequency

X = 14.940 s

50.414 Hz

X = 49.834 s

50.034 Hz

DIg

SIL

EN

T







14

5 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Puerto Natales


Para el estudio del control de frecuencia del Sistema de Puerto Natales se utilizó el

escenario de demanda crítica, como aparece en la Tabla 5-1.

Tabla 5-1: Escenario de demanda considerado por alimentador

Alimentador Demanda Crítica [MW]

1 0,74

2 0,78

3 0,61

4 1,02

5 0,45

Además el despacho de las máquinas para el escenario de demanda se puede ver en

la Tabla 5-2.



Demanda Crítica

N°3 1,06

N°9 1,28

N°11 1,27


Para el escenario de demanda estudiado se estudia la salida de servicio de la unidad

generadora más relevantes para el sistema, tal como se muestra en la Tabla 5-3.



Demanda Crítica Salida intempestiva Unidad N°9

5.3 Resultados









15




Hz, valor que se encuentra dentro de los rangos normativos para operación permanente

del sistema.

60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]

52.83

51.24

49.66

48.08

46.49

44.91

[Hz]

13.2 kV: Electrical Frequency

X = 9.173 s

52.467 Hz

X = 59.047 s

50.437 Hz

DIg

SIL

EN

T







16

6 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Porvenir


Para el estudio del control de frecuencia del Sistema de Porvenir se utilizó el escenario de

demanda crítica, como aparece en la Tabla 6-1.

Tabla 6-1: Escenario de demanda considerado por alimentador

Alimentador Demanda Crítica [MW]

1 0,39

2 1,04

3 1,55

4 0,74

Además el despacho de las máquinas para el escenario de demanda se puede ver en

la Tabla 6-2.



Demanda Máxima

N°4 0,79

N°7 1,06

N°6 1,06

N°9 0,83


Para el escenario de demanda estudiado se estudia la salida de servicio de la unidad

generadora más relevantes para el sistema, tal como se muestra en la Tabla 6-3.



Demanda Máxima Salida intempestiva Unidad N°7

6.3 Resultados









17




Hz, valor que se encuentra dentro de los rangos normativos para operación permanente

del sistema.

60.0048.0036.0024.0012.000.000 [s]

56.20

53.59

50.98

48.36

45.75

43.14

[Hz]

Porvenir 13.8 kV: Electrical Frequency

X = 6.040 s

54.909 Hz

X = 56.983 s

50.261 Hz

DIg

SIL

EN

T







18

7 Control de frecuencia para el Sistema Mediano de Puerto Williams

El control de frecuencia y reserva en giro del Sistema Mediano de Puerto Williams guardan

directa relación con la configuración y naturaleza de la topología, tecnología de

generación, y demandas de dicho sistema.

De la información enviada por EDELMAG, se tiene que gran parte de los despachos se

realizan con una unidad generadora, en cuyo caso se tiene que la reserva en giro no está

destinada a cubrir la salida de una unidad generadora, sino que puede absorber

incrementos bruscos de demanda.

Por otro lado, para la demanda máxima, el despacho se realiza mediante dos unidades

generadoras, en cuyo caso, la reserva en giro mínima despachada corresponde a un

22%, que si bien cumple el criterio de ser mayor al 10%, luego de la salida de una de las

dos unidades generadoras en servicio, el sistema se enfrenta a un apagón total debido a

que se mantiene un desbalance entre la demanda y la generación disponible (esto

debido a que este sistema no posee sistema EDAC).

De esta manera, si bien el sistema en sus despachos habituales cumple el criterio de una

reserva en giro de al menos 10%, no se puede asegurar que este no sufra de un apagón

total para la salida de alguna de las máquinas despachadas en los escenarios

operacionales reales.







19

8 Conclusiones

De las simulaciones realizadas para el estudio de control de frecuencia comprendido en

el presente informe, se obtiene que para los Sistemas Medianos de Punta Arenas, Puerto

Natales, Porvenir, y Puerto Williams, luego de la salida intempestiva de la unidad más

relevante y de la actuación del EDAC correspondiente, se verifica que la frecuencia se

encuentra dentro de los rangos normativos para operación de régimen permanente del

sistema.

Sólo para el caso de demanda crítica en el sistema de Punta Arenas, se tiene que la

frecuencia queda por sobre los límites normativos de operación permanente, lo cual se

puede remediar mediante el ajuste del despacho de las unidades generadoras aún en

servicio, a través del control de frecuencia secundario.

Finalmente, debido a las características del sistema de Puerto Williams, en los despachos

con una única unidad generadora, la reserva en giro no está destinada a cubrir la salida

de una unidad generadora, sino que puede absorber incrementos bruscos de demanda.

En caso de que dos unidades generadoras sean despachadas, la reserva en giro cumple

el criterio de ser mayor al 10%, pero luego de la salida intempestiva de una de las dos

máquinas en servicio, el sistema puede enfrentar un apagón total.



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