INFORME OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS ......el período de vigencia de cada decreto de...

CDEC-SIC

Dirección de Operación

INFORME

OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS RESPECTO AL

INFORME DE LA DO “Observaciones referidas a la

aplicación e implementación de la NT de SyCS”

Informe Coordinados Junio 2012

CDEC-SIC Ltda.

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

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Informe Observaciones de los Coordinados respecto al Informe de la DO:

Rev. Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó

1 30-06-2012 Informe Coordinados DO / Coordinados- -

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

CDEC-SIC Junio de 2012


Observaciones NT SyCS 1

Índice

1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 2

2 OBSERVACIONES A LA NT DE SYCS .................................................................................... 3

2.1 AES GENER ......................................................................................................................... 3 2.2 COLBÚN S.A. ....................................................................................................................... 8 2.3 CHILECTRA S.A. ................................................................................................................ 12

2.3.1 Observaciones Informe DO ............................................................................................ 12 2.3.2 Observaciones Adicionales ............................................................................................. 16

2.4 TRANSELEC S.A. ................................................................................................................ 18 2.5 CEMENTOS BIO-BIO CENTRO S.A. ...................................................................................... 28 2.6 TRANSNET S.A. ................................................................................................................. 29




1 Introducción

En el Artículo 1-10 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT), se establece que, cada 4 años, la Comisión Nacional de Energía (Comisión) realizará una evaluación del funcionamiento y eficiencia de la NT. Para tal efecto, a más tardar 18 meses después de vencido el período de vigencia de cada decreto de transmisión troncal, a que se refiere el Artículo 93 de la Ley, la Dirección de Operación (DO) deberá presentar a la Comisión un Informe con los resultados y problemas en la aplicación e implementación de la NT y un Informe con la opinión y observaciones de los Coordinados respecto al Informe de la DO. En relación con lo señalado, la DO realizó una identificación y análisis de los problemas en la aplicación e implementación de la NT al SIC, como también de problemas conceptuales y de interpretación de la misma, con el objeto de realizar observaciones, proponer disposiciones alternativas y la incorporación de otras definiciones y disposiciones que contribuyan a la seguridad y calidad de servicio, las que se señalan en el presente informe.




2 Observaciones a la NT de SyCS

2.1 AES GENER

Tít. Art. Texto Actual Texto Propuesto Justificación

1-1 1-7

46) Instalación(es) de Conexión de Cliente(s): Instalaciones que permiten la conexión de Clientes al Sistema de Transmisión, por cuyos elementos de potencia serie circula la energía eléctrica hacia o desde los consumos de los Clientes. Estas Instalaciones pueden ser o no de propiedad de los Clientes. Típicamente paños de subestaciones, alimentadores o empalmes con sus respectivos elementos de protección y/o medición.

Se propone considerar que los puntos de conexión de los clientes serán al menos en tensiones superiores o iguales a 23 kV

Las definiciones de Sistema de Distribución (79) y de Sistema de Transmisión (82) indican que ambos sistemas lindan con los 23 kV y que las instalaciones por debajo de los 23 kV se consideran distribución.

1-1 1-7

23) Coordinado: Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote, a cualquier título, instalaciones que se encuentren interconectadas, sean éstas centrales eléctricas generadoras; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión y adicionales; subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de distribución o barras de consumo de un Cliente no sometido a regulación de precios.

Se propone considerar a los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten dichos equipos como coordinados. “Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote, a cualquier título, instalaciones que se encuentren interconectadas, sean éstas centrales eléctricas generadoras; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión y adicionales; subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de distribución o barras de consumo de un Cliente no sometido a regulación de precios; equipos destinados a ofrecer servicios complementarios.”

En la definición actual de coordinado no se consideran como coordinados empresas que posean equipos que ofrezcan servicios complementarios.

1-1 1-7 Agregar articulado donde se definan los procedimientos de cálculo para los parámetros mencionados

En la norma técnica no existen procedimientos de cálculo para las siguientes definiciones, lo que genera diversas interpretaciones de la forma de cálculo: 10) Capacidad de transmisión en régimen permanente 11) Capacidad de transmisión en régimen transitorio. 39) Excedente neto de Potencia Reactiva 48) Limite térmico





49) Límite por contingencias. 50) Limite por regulación de tensión 54) Perdida neta de potencia reactiva 56) Plímite 57) Pmáxima

2-1 2-2

El presente capítulo comprende los requerimientos de coordinación, tanto técnicos como de información, y las distintas instrucciones de coordinación que puedan emanar de la DO, la DP, el CDC o los CC, según corresponda, que permitan cumplir con las exigencias de SyCS que se establecen en la presente NT.

Agregar articulado donde se definan los procedimientos de cálculo para los parámetros técnicos más relevantes

Incorporar como deber de las direcciones técnicas el establecer procedimientos de cálculo de parámetros técnicos y los estándares de la información a utilizar en estudios

2-1 2-7

“i) Entregar a la DO y/o DP, según corresponda, la información necesaria para desarrollar losestudios establecidos en el Capítulo Nº 6 de la presente NT”

“i) Entregar a la DO y/o DP, según corresponda, la información que las respectivas Direcciones Técnicas requieran para desarrollar los estudios establecidos en el Capítulo N°6 de la presente NT, que no se encuentre dentro de la información de la BD web”

Mejorar redacción

3-4 Agregar articulado para creación de procedimientos de cálculo respecto de capacidades de barra

No se hace referencia al diseño de barras en la norma técnica

3-2 3-4

a) Si la potencia nominal de cualquier nueva unidad generadora que se instale en un SI, es mayor que la potencia nominal máxima de la mayor unidad existente, el propietario de la nueva unidad deberá realizar estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para demostrar que su desconexión intempestiva del SI , ya sea por causas propias o externas, no producirá desconexiones automáticas de carga adicionales por subfrecuencia respecto de aquellos causados por la salida de las unidades generadoras existentes. En su defecto, el propietario de la unidad generadora tendrá la posibilidad de usar desconexión automática de carga adicional, como una forma de compensar el tamaño de ésta, lo cual también deberá ser establecido a

Eliminar literal (a) del artículo 3-4, ya que el segundo párrafo esta contemplado en el articulo 5-6 y 5-7, donde la DOP como parte del estudio de determinación de recursos para satisfacer la condición N-1 debe dimensionar los EDAC, EDAG y ERAG a utilizar en el sistema, en particular, para esta actividad debe dimensionar cual es el bloque máximo de carga o generación a desprender sin que lleve el sistema a un colapso. Adicionalmente se solicita formalizar cuales son los criterios para determinar el bloque máximo de generación a desenganchar sin que exista una salida no controlada del sistema.

Si bien el mercado nacional corresponde a un Pool de Centrales con despacho centralizado y contratos bilaterales financieros, donde las inversiones son libres y de responsabilidad del sector privado, debe existir al menos una opinión técnica o recomendación de la DOP a través de un estudio anual que indique cual es el tamaño máximo de la central a instalar. Este estudio sería consecuente con lo planteado en el artículo 5-7, donde se indica que es la DOP la encargada de verificar e identificar el grado en que los recursos EDAC, ERAG y EDAG participan de la regulación de frecuencia para la correcta aplicación del criterio N-1. En opinión de AES Gener no tiene ningún asidero técnico obligar a una central nueva de mayor tamaño a tener el mismo impacto ante un desprendimiento del sistema que la unidad más grande instalada en el sistema, ya que la relación de tamaños podría ser





través de estudios de estabilidad. Los estudios señalados deberán contar con la aprobación de la DO, caso contrario ésta deberá informar a la Superintendencia, adjuntando todos los antecedentes que respalden las conclusiones respecto de los estudios presentados por el propietario de la instalación que se desea conectar al SI.

sustancialmente diferente. Así los proyectos eléctricos a instalarse en el sistema deben depender del tamaño del sistema y su estabilidad dinámica ante contingencias

3-2 3-6

El diseño de las unidades generadoras sincrónicas deberá asegurar, para tensiones en el rango de Estado Normal, que su diagrama P-Q se extiende al menos en las zonas definidas a continuación para su operación entregando o absorbiendo reactivos. Zona de operación entregando reactivos: a) Potencias activa y reactiva nulas. b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0,92 d) Potencia activa nula y potencia reactiva correspondiente a la letra c) precedente. Zona de operación absorbiendo reactivos: a) Potencias activa y reactiva nulas. b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula. c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0,95

Incorporar articulado que considere estas tecnologías Agregar que tecnologías ERNC se rigen por artículos distintos

3-3 3-11

Como mínimo, toda unidad generadora deberá ser capaz de: a) Operar en forma estable a potencia nominal para frecuencias en el rango 49,5 - 51,0 [Hz]. b) Operar en forma estable a valores de potencia superiores o iguales al 80% de la potencia nominal para frecuencias en el rango 47,5 – 49,5 [Hz].

Eliminar artículo

Lo indicado en el artículo 3-11 está contenido en el artículo 3-10. Además el literal B) es inconsistente ya que en casos de subfrecuencia la potencia activa de una unidad tiende a subir.





Las respectivas potencias de operación en función de la frecuencia deberán ser informadas a la DO conforme ésta lo solicite

3-4 3-25

Cada propietario de instalaciones de un Sistema de Subtransmisión será responsable de contar con equipamiento de compensación de potencia reactiva capacitiva, con una capacidad igual o superior al 80% de la máxima Pérdida Neta de Potencia Reactiva que presenten sus instalaciones en condiciones normales de operación, para las distintas condiciones de operación del SI. A su vez, cada propietario de instalaciones de un Sistema de Subtransmisión será responsable de contar con el equipamiento de compensación de potencia reactiva inductiva, con una capacidad igual o superior al 50% del máximo Excedente Neto de Potencia Reactiva que presenten sus instalaciones en condiciones normales de operación, para las distintas condiciones de operación del SI.

Ver observación 7, Mas bien Obs. 3 Se mencionan conceptos cuya definición y forma de cálculo no está definida en la norma técnica

3-4 3-26

Cada propietario de instalaciones de un Sistema de Subtransmisión será responsable de contar con equipamiento de potencia reactiva capacitiva, adicional al señalado en el artículo precedente, con una capacidad igual o superior al monto QCompSTx, calculado como sigue:

Se solicita aclarar fin del artículo, y adicionalmente se solicita evaluar el reemplazo el método de cálculo con el uso de un simulador.

No se comprende cuál es la finalidad de realizar el cálculo indicado en este artículo, ya que por una parte obliga al subtransmisor a realizar inversiones sobre instalaciones de cliente, y también porque la forma de cálculo no tiene sustento físico a la hora de calcular dichas compensaciones

4-3 4-22

El canal de voz no podrá ser utilizado para comunicaciones que no estén directamente relacionadas con la operación del SI. La marca de tiempo de las comunicaciones grabadas estará sincronizada con la base de tiempo del CDC

El canal de voz no podrá ser utilizado para comunicaciones que no estén directamente relacionadas con la operación del SI. La marca del tiempo de las comunicaciones grabadas estará sincronizada con GPS local

Los datos deberían estar sincronizados vía GPS en forma Local y no a través de reloj patrón remoto





4-2 4-16

La información requerida para el SITR debe contar con la debida sincronización horaria, para lo cual será transmitida al CDC con su marca de tiempo real de ocurrencia, entendiéndose por tal, la indicación de la Hora Oficial de ocurrencia de cada evento, con un error de + 5 [ms], respecto de la base de tiempo establecida por el reloj patrón que defina la DO.

La información requerida para el SITR debe contar con la debida sincronización horaria, para lo cual será transmitida al CDC con su marca de tiempo real de ocurrencia, entendiéndose por tal, la indicación de la Hora Oficial de ocurrencia de cada evento, con un error de + 5 [ms], respecto de la base de tiempo establecida por GPS local.

Los datos deberían estar sincronizados vía GPS en forma Local y no a través de reloj patrón remoto

5-1 5-9

Las unidades generadoras que operen en sincronismo con el SI deberán disponer de la capacidad de absorber o entregar potencia reactiva, conforme se indica en el TÍTULO 3-3 de la presente NT

Mejorar el articulado tal que las exigencias a grandes parques de generación no se transformen en barreras de entrada a los centrales de generación menos invasivas

Se solicita aclarar si esta restricción es aplicable a tecnologías ERNC, o a partir de que tamaño es exigible este requerimiento

9-1 9-2

La Información Técnica del SI será procesada y acumulada por la DP, la cual deberá mantener y publicar en el sitio WEB del CDEC una versión actualizada al menos semestralmente, en formatos compatibles con herramientas y aplicaciones computacionales de uso común, esto es, en archivos tipo ACROBAT (*.PDF), TEXTO (*.csv) o EXCEL (*.xls), u otros de similares características, de acuerdo al tipo de información de que se trate

La Información Técnica del SI será procesada y acumulada por las direcciones técnicas que correspondan, las cuales deberán mantener la información técnica actualizada y publicada en el sitio WEB del CDEC, en formatos compatibles con herramientas y aplicaciones computacionales de uso común, esto es, en archivos tipo ACROBAT (*.PDF), TEXTO (*.csv) o EXCEL (*.xls), u otros de similares características, de acuerdo al tipo de información de que se trate.

La información debe mantenerse permanentemente actualizada, y estar siempre accesible por los coordinados en la página web.




2.2 COLBÚN S.A.

Tít. Art. Texto Vigente y/o Propuesta CDEC-SIC

Texto propuesto COLBUN Justificación

1-1 1-7

81) Sistema de Subtransmisión: Es el sistema constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o regulados, territorialmente identificables, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras.

81) Sistema de Subtransmisión: Son las instalaciones a las que se refiere el Artículo 75º del DFL Nº 4/20.018, 12 mayo 2006.

Más que tratar de elaborar un texto que tenga consistencia con lo descrito en la LGSE, se debiera citar el texto de la misma o en caso contrario solo mencionar el artículo de la LGSE junto con el texto propuesto por el CDEC.

1-1 1-7

84) Sistema de Transmisión Troncal : Sistema constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que sean económicamente eficientes y necesarias para posibilitar el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico respectivo, bajo los diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos, los reglamentos y las normas técnicas.

84) Sistema de Transmisión Troncal: Son las instalaciones a las que se refiere el Artículo 74º del DFL Nº 4/20.018, 12 mayo 2006.

Más que tratar de elaborar un texto que tenga consistencia con lo descrito en la LGSE, se debiera citar el texto de la misma o en caso contrario solo mencionar el artículo de la LGSE junto con el texto propuesto por el CDEC, en este caso no se menciona un punto bastante importante que tiene relación con el nivel de tensión mínimo que caracteriza a estas instalaciones.

3-2 3-4 Incluir punto adicional, después del literal h) i)deben permitir el acceso local y remoto a sus parámetros, a los registros oscilográficos de fallas y de eventos del paño sobre el que actúan

Incluir exigencia para que las unidades generadoras cuenten con registros oscilográficos y de eventos, tal como se exige a en el artículo 3-28

3-3 3-13

Las exigencias mínimas que debe cumplir el sistema de excitación de las unidades generadoras del SI son las siguientes: ………………………… b) El error estacionario en la tensión de generación deberá ser inferior a 0,25% al variar el estado de funcionamiento del generador desde vacío hasta plena carga y factor de potencia nominal. ………………………………….

Las exigencias mínimas que debe cumplir el sistema de excitación de las unidades generadoras del SI son las siguientes: ……………………. b) El error estacionario en la tensión de generación deberá ser inferior a 0,25% para cualquier cambio en la carga del generador. ……………..

Se sugiere incluir texto en azul






3-3 3-13

c) La tensión máxima entregada por el sistema de excitación al campo de la unidad generadora deberá ser como mínimo 2 veces la tensión de excitación correspondiente a operación a plena carga y con factor de potencia nominal.

Se sugiere revisar esta exigencia. La tensión de campo es medible sólo en excitaciones estáticas y en algunas brushless, resulta difícil comprobar a través de ensayos que todos los reguladores de tensión cumplen con esta exigencia. Adicionalmente, para las unidades generadoras existentes que están operando en el sistema interconectado y han demostrado confiabilidad y su relación es levemente menor a 2, está exigencia no debería ser aplicable. Sin embargo, en caso de incorporación de nuevas instalaciones o cambio de equipos de excitación en las unidades generadoras existentes, se podrá exigir que nuevos reguladores cumplan con esta exigencia.

3-3 3-13

d) Ante fallas severas localizadas en proximidades de la unidad generadora, el gradiente de crecimiento de la tensión de campo deberá ser tal que la tensión entregada por el sistema de excitación alcance su máximo antes de 15 [ms] para una depresión sostenida de la tensión en los terminales de la unidad generadora de 50 %, con la unidad operando a plena carga y con factor de potencia nominal.

Se sugiere revisar esta exigencia. El cumplimiento se puede verificar solamente a través de simulaciones. El tiempo que se obtiene es dependiente del modelo matemático, el cual muchas veces no representa exactamente la realidad. Generalmente en simulaciones de un cortocircuito se muestra que la tensión del campo (EFD) sube rápidamente, mientras que en la realidad inicialmente tendría una respuesta inversa. Esta exigencia podría ser aplicada a nuevas instalaciones que ingresan en el SI para ver y que debe ser evaluada en la etapa de estudios de ingreso de la unidad generadora pero que no debería ser incluida en verificación de cumplimiento de las instalaciones existentes.

3-3 3-13

e) Para el caso de sistemas de excitación tipo Brushless, se deberán considerar las recomendaciones de desempeño contenidas en el Estándar IEEE 421.2-1990.

Se sugiere que las unidades que cuenten con sistemas de excitación tipo Brushless queden excluidas de la evaluación de desempeño. En caso contrario se establezca un estándar que efectivamente de cuenta de esta tecnología. El estándar definido en la NT (IEEE 421.2-1990, no es preciso para este tipo de excitatrices.

3-3 3-18

c) Tiempo máximo de establecimiento igual a 30 segundos para unidades generadoras termoeléctricas y 120 segundos para unidades generadoras hidroeléctricas, operando conectadas al SI. Para la operación en isla las

Se sugiere revisar la exigencia para que en la operación en isla el cambio de ajustes de parámetros sea en forma automática, por cuanto no existe una variable eléctrica que defina con precisión que está en condición de operación en isla. Para esta definición no






unidades generadoras deberán contar con cambio automático de ajustes de parámetros previamente definidos de común acuerdo con la DO.

está claro que se enciende por operación en isla, dado que pueden existir varias condiciones operacionales de baja inercia pero que el sistema este interconectado, por el contario en una condición de isla de alta inercia puede que no sea necesario efectuar ajustes de parámetros.

5-6 5-39

En Estado Normal o Estado de Alerta, y en condiciones inmediatamente posteriores a una Contingencia Simple, el CDC podrá operar los Elementos Serie del Sistema de Transmisión manteniendo la corriente transportada en un valor inferior al límite de sobrecarga admisible de corta duración definido por cada uno de los Coordinados. Para efectos de lo señalado anteriormente, se entenderá por corta duración al período de duración igual a 15 minutos. Para la definición del anterior límite, se deberá considerar como condición inicial de operación previa a la Contingencia Simple, aquella condición de operación más probable entre las condiciones de operación capaces de producir la sobrecarga más severa.

En Estado Normal o Estado de Alerta, y en condiciones inmediatamente posteriores a una Contingencia Simple, el CDC podrá operar los Elementos Serie del Sistema de Transmisión manteniendo la corriente transportada en un valor inferior al límite de sobrecarga admisible de corta duración definido por cada uno de los Coordinados. Para efectos de lo señalado anteriormente, se entenderá por corta duración un período igual a 15 minutos. Sin embargo, en los casos que existan automatismos que permiten eliminar la sobrecarga post contingencia en los tiempos definidos por los estudios de la DO, por medio de esquemas EDAC, EDAG o ERAG, el periodo de corta duración se determinará a partir del tiempo de actuación de dichos esquemas. La activación de estos esquemas automáticos estará supeditada a lo indicado en el artículo 5-7. Para la definición del límite de sobrecarga admisible de corta duración, se deberá considerar como condición inicial de operación previa a la Contingencia Simple, aquella condición de operación más probable entre las condiciones de operación capaces de producir la sobrecarga más severa.


6-6 6-36

La DO deberá verificar la adecuada coordinación de las protecciones de las instalaciones existentes de los Coordinados, así como de las instalaciones que se incorporan, considerando un horizonte de operación de 12 meses. Los estudios deberán identificar los sistemas de protección que presentan deficiencias de coordinación así como las instalaciones que resultan afectadas, dando informe de estos resultados a todos los

La DO deberá verificar la adecuada coordinación de las protecciones de las instalaciones existentes de los Coordinados, motivadas por el impacto sobre el sistema debido a la incorporación de nuevas instalaciones que no hayan sido del alcance de la versión anterior de este estudio. Los estudios deberán identificar los sistemas de protección que presentan deficiencias de coordinación así como las instalaciones que resultan afectadas, dando informe







Coordinados. de estos resultados a todos los Coordinados.




2.3 CHILECTRA S.A.

2.3.1 Observaciones Informe DO

Tít.

Art. Texto del Borrador Texto propuesto Justificación

5-3

5-24

Las Instalaciones de Empresas de Distribución deberán tener un Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 15 minutos, en cualquier condición de carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel de tensión como se indica a continuación:

Las Instalaciones de Empresas de Distribución deberán tener un Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 60 minutos, en cualquier condición de carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel de tensión como se indica a continuación:

Se solicita mantener la actual redacción de la Norma Técnica por las siguientes razones: 1) Para mantener coherencia con exigencias establecidas en Decretos de Precios de Nudo de Corto Plazo donde la medición se realiza en forma horaria 2) Considerar intervalos integrados de 15 minutos para calcular el factor de potencia podría ocasionar un sobredimensionamiento de los recursos de potencia reactiva y por ende una sobre inversión, que no necesariamente contribuye con la seguridad y calidad de servicio del SI. Lo anterior es consistente con similar argumentación señalada por CDEC para realizar cambios en el Artículo 3-25 de la Norma Técnica.

5-3

5-15

La demanda total disponible para el EDAC por subfrecuencia, como porcentaje de la demanda conjunta del SI, y el porcentaje de demanda a afectar ante cada contingencia deberá ser determinado por la DO en base a una evaluación técnica y económica, conforme a lo exigido en los Estudios Específicos correspondientes.

La demanda total disponible para el EDAC por subfrecuencia, como porcentaje de la demanda conjunta del SI, y el porcentaje de demanda a afectar ante cada contingencia deberá ser determinado por la DO en base a una evaluación técnica y económica, conforme a lo exigido en los Estudios Específicos correspondientes. La demanda total disponible para EDAC por subfrecuencia no deberá ser mayor al 30% de la demanda conjunta del SI.

Considerando que el EDAC por baja frecuencia se habilita con el objetivo de evitar colapsos en la estabilidad del SI, se sugiere que se establezca un limite como valor máximo de demanda disponible un 30% respecto de la demanda conjunta, para evitar grandes afectaciones al suministro de los clientes.




Tít.


5-12

5-68

... Los índices de Indisponibilidad Forzada y Programada serán determinados como promediomóvil a cinco años. Será responsabilidad de cada propietario tomar todas las medidas necesarias para dar cumplimiento a los estándares que se definen en el Artículo 5-69. La DP efectuará los cálculos señalados en el presente Título de acuerdo al Procedimiento DP “Informe Calidad de Suministro y Calidad de Producto”, indicando en cada caso los incumplimientos registrados e informando de ello mensualmente a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

... Los índices de Indisponibilidad Forzada y Programada serán determinados como promediomóvil a cinco años. Será responsabilidad de cada propietario tomar todas las medidas necesarias para dar cumplimiento a los estándares que se definen en el Artículo 5-69. La DP efectuará los cálculos señalados en el presente Título de acuerdo al Procedimiento DP “Informe Calidad de Suministro y Calidad de Producto”, indicando en cada caso los incumplimientos registrados e informando de ello mensualmente a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Las indisponibilidades que determine la DP no considerarán los casos de indisponibilidad de instalaciones que se originan por aquellas obras de ampliación del sistema aprobadas previamente por el CDEC de acuerdo a los procedimientos vigentes.

Se entiende que los tiempos de indisponibilidad establecidos en este artículo, relacionados a salidas de servicio temporales, no debieran considerar la situación de indisponibilidad originados por obras de ampliación de larga duración, exclusión que debiera quedar claramente expresada en la Norma Técnica, para efecto de los cálculos que debe realizar el CDEC, que de acuerdo a los procedimientos vigentes dispone de toda la información necesaria para ello.




Tít.


5-12

5-70

Los índices de Indisponibilidad Programada y Forzada aceptables en transmisión, para circuitos de líneas hasta 300 [km] , transformadores, equipos serie y compensación, serán los siguientes:

HPROt : Horas de salida promedio anual por concepto de Indisponibilidad Programada por cada 100 km de circuito de línea HFORt : Horas de salida promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de circuito de línea FFORt : Frecuencia de salidas promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de circuito de línea Para líneas de longitud inferior a 100 [km] se considerará un valor fijo de salidas como si fuera ésta una línea de 100 [km]. Para líneas de longitud superiores a 300 [km] las horas de indisponibilidad serán un 65% de los valores indicados en la tabla.

Los índices de Indisponibilidad Programada y Forzada aceptables en transmisión, para circuitos de líneas hasta 300 [km] , transformadores, equipos serie y compensación, serán los siguientes:

HPROt : Horas de salida promedio anual por concepto de Indisponibilidad Programada por cada 100 km de circuito de línea HFORt : Horas de salida promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de circuito de línea FFORt : Frecuencia de salidas promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de circuito de línea Para líneas de longitud inferior a 100 [km] se considerará un valor fijo de salidas como si fuera ésta una línea de 100 [km]. Para líneas de longitud superiores a 300 [km] las horas de indisponibilidad serán un 65% de los valores indicados en la tabla. Los índices de indisponibilidad programada señalados no consideran la indisponibilidad de circuitos o líneas de transmisión por causa de obras de expansión en el sistema, en consistencia con lo estipulado en el artículo 5-68.

En consistencia a la modificación propuesta en el artículo 5-68




Tít.


6-2

6-18

b) Cantidad de intervalos de 15 minutos en que el factor de potencia estuvo fuera de los límites establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT.

b) Cantidad de intervalos de 60 minutos en que el factor de potencia estuvo fuera de los límites establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT.

Se solicita mantener redacción original de la Norma para hacer coherencia con la justificación del artículo 5-24




2.3.2 Observaciones Adicionales

Tít. Art. Texto Actual Texto propuesto Justificación

3-4 3-36

Las instalaciones del Sistema de Transmisión deberán contar con el sistema de comunicación para proveer al CDC toda la información que éste determine necesaria para efectos de la supervisión y coordinación de la operación del SI en tiempo real, cuyas exigencias se encuentran definidas en el Capítulo Nº 4 de la presente NT. Sin perjuicio que la DO y el CDC del SI puedan requerir otras magnitudes adicionales, el conjunto mínimo de magnitudes a supervisar será el indicado a continuación: a) Flujos de potencias activa y reactiva por cada línea del Sistema de Transmisión, medido en cada extremo de la línea e indicando la dirección del flujo. b) Flujos de potencia activa y reactiva por equipo de transformación, indicando la dirección del flujo. c) Tensiones de barra. d) Potencia reactiva inyectada o absorbida por los equipos de compensación de potencia reactiva. e) Frecuencia medida en diferentes barras del Sistema de Transmisión. f) Temperatura ambiente en subestaciones con barras en nivel de tensión igual o superior a 66 [kV].

Las instalaciones del Sistema de Transmisión deberán contar con el sistema de comunicación para proveer al CDC toda la información que éste determine necesaria para efectos de la supervisión y coordinación de la operación del SI en tiempo real, cuyas exigencias se encuentran definidas en el Capítulo Nº 4 de la presente NT. Sin perjuicio que la DO y el CDC del SI puedan requerir otras magnitudes adicionales, el conjunto mínimo de magnitudes a supervisar será el indicado a continuación: a) Flujos de potencias activa y reactiva por cada línea del Sistema de Transmisión, medido en cada extremo de la línea e indicando la dirección del flujo. b) Flujos de potencia activa y reactiva por equipo de transformación, indicando la dirección del flujo. c) Tensiones de barra. d) Potencia reactiva inyectada o absorbida por los equipos de compensación de potencia reactiva. e) Frecuencia medida en diferentes barras del Sistema de Transmisión con nivel de tensión igual o superior a 220 [kV]. f) Temperatura ambiente en subestaciones con barras en nivel de tensión igual o superior a 220 [kV].

Las medidas de frecuencia y temperatura ambiente en las instalaciones ubicadas en dentro de una misma región o zona geográfica son muy similares y por lo tanto no se requiere en estos casos disponer en cada barra del sistema. Por ello se solicita aumentar el rango de tensión en las barras para cumplir con la exigencia de medición de estas variables necesarias para mantener la seguridad y calidad de servicio. De esta manera se evita un sobredimensionamiento de equipos.

4-2 4-16

La información requerida para el SITR debe contar con la debida sincronización horaria, para lo cual será transmitida al CDC con su marca de tiempo real de ocurrencia, entendiéndose por tal, la indicación de la Hora Oficial de ocurrencia de cada evento, con un error de + 5 [ms], respecto de la base de tiempo establecida por el reloj patrón que defina la DO. Los datos que se integren a la base de datos de tiempo real del CDC deberán registrarse con un retardo no superior a 5 segundos contados desde el momento de su ocurrencia. En el caso de los cambios de estado estos deberán ser enviados con la respectiva estampa de tiempo.

La información requerida para el SITR debe contar con la debida sincronización horaria, para lo cual será transmitida al CDC con su marca de tiempo real de ocurrencia, entendiéndose por tal, la indicación de la Hora Oficial de ocurrencia de cada evento, con un error de + 5 [ms], respecto de la base de tiempo establecida por el reloj patrón que defina la DO. Los datos que se integren a la base de datos de tiempo real del CDC deberán registrarse con un retardo no superior a 5 segundos contados desde el momento de su ocurrencia. En el caso de los cambios de estado estos deberán ser enviados con la respectiva estampa de tiempo. Tratándose de instalaciones de Clientes con una demanda

Atendiendo a la realidad nacional y a la tecnología disponible, resulta complejo cumplir con el actual límite de 5 segundos y considerando que el retardo de 10 segundo en la medida de las instalaciones de clientes con una demanda inferior o igual a 50 MW no afecta la convergencia de flujos en los sistemas técnicos, solicitamos ampliar la excepción según lo indicado en el párrafo propuesto.




Tít. Art. Texto Actual Texto propuesto Justificación

Tratándose de instalaciones de Clientes con una demanda inferior a 4 MW o de centrales generadoras con una potencia instalada total inferior a 4 MW, el retardo señalado en el inciso anterior podrá ser de hasta 10 segundos.

inferior o igual a 50 MW o de centrales generadoras con una potencia instalada total inferior a 4 MW, el retardo señalado en el inciso anterior podrá ser de hasta 10 segundos.

5-2 5-8

En el caso de subestaciones eléctricas pertenecientes al sistema de Transmisión, los propietarios de transformadores deberán disponer de reservas o respaldos, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal que su disponibilidad asegure el cumplimiento de lo indicado en el artículo 5-5 y Artículo 5-6 de la presente NT, justificándose la desconexión automática y/o manual de carga cuando esta sea la solución óptima en términos técnicos y económicos, siempre y cuando dichas reservas y respaldos estén operativos antes de 96 horas contadas desde el inicio de la indisponibilidad que se debe corregir. Lo anterior es sin perjuicio de los estándares de calidad de suministro que se establezcan en la reglamentación vigente.

En el caso de subestaciones eléctricas pertenecientes al Sistema de Transmisión, los propietarios de transformadores deberán disponer reservas o respaldos, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal que su disponibilidad asegure el cumplimiento de lo indicado en el Artículo 5-5 y Artículo 5-6 de la presente NT, justificándose la desconexión automática y/o manual de carga cuando ésta sea la solución óptima en términos técnicos y económicos, siempre y cuando dichas reservas y respaldos estén operativos dentro del tiempo de indisponibilidad de transmisión aceptable que señale el decreto de precio de nudo vigente. Lo anterior es sin perjuicio de los estándares de calidad de suministro que se establezcan en la reglamentación vigente.

La redacción actual del citado artículo da espacio a interpretar de forma errónea que se puede mantener a un cliente sin servicio durante un tiempo máximo de 96 horas, lo que no guarda relación ni con los estándares de seguridad ni con la realidad de las exigencias de calidad que hacen los clientes sobre las empresas. Los tiempos de indisponibilidad aceptables del decreto de precio de nudo se entienden para todos los clientes, ya sea clientes de distribuidoras o clientes libres. Se propone esta redacción para tener coherencia con los estándares que establece la reglamentación vigente en toda la cadena de transmisión eléctrica.

4-3 4-26

El CDC podrá considerar vías alternativas de comunicación en estado de Emergencia, las cuales deberán ser incoporadas en el PRS que debe desarrollar la DO. Estas vías alternativas podrán ser utilizadas sólo bajo los términos y condiciones que establezca la DO en su PRS.

El CDC podrá considerar vías alternativas de comunicación en estado de Emergencia, las cuales deberán ser incoporadas en el PRS que debe desarrollar la DO. Estas vías alternativas podrán ser utilizadas sólo bajo los términos y condiciones que establezca la DO en su PRS. No obstante, frente a contingencias que afecten los sistemas de comunicaciones, los CC de cada coordinado y el CDC del CDEC, deberán contar con a lo menos un teléfono satelital para garantizar las comunicaciones entre los Centros de Control.

En el pasado terremoto de 27 de febrero de 2010, quedó de manifiesto la necesidad de contar con un canal de comunicación adicional como la satelital. Actualmente este párrafo no está incorporado en la Norma Técnica, pero se sugiere agregarlo como una exigencia adicional en el Título 4-3




2.4 TRANSELEC S.A.

Tít. Art. Texto Actual Texto propuesto/Propuesta General Justificación

1-9 1-9

Asimismo, los Procedimientos DO y los Procedimientos DP serán igualmente públicos, en las mismas condiciones señaladas en este inciso, una vez que la Comisión los informe favorablemente.

Asimismo, los Procedimientos DO y los Procedimientos DP serán igualmente públicos, en las mismas condiciones señaladas en este inciso, una vez que la Comisión los informe favorablemente. Los CDEC deben coordinarse entre sí para realizar los Procedimientos en forma conjunta, para evitar interpretaciones diferentes a la NT.

Actualmente cada uno realiza sus procedimientos con diferentes criterios y aplicaciones.

2-2 Nuevo

Propuesta general: Se debe incluir en capítulo N°2 de la norma, entre las acciones que DO desarrolla para cumplir con las exigencias de S&CS esté la emisión de un procedimiento operacional que evalúe el riesgo que generan las intervenciones o desconexiones que efectúan los coordinados en sus instalaciones en explotación sobre las que permanecen en servicio, de forma que el CDEC determine el impacto a ese riesgo potencial y lo incluya en el despacho de las instalaciones de forma de controlar dicho impacto. En dicho procedimiento o en el de procedimiento de desconexiones se deberían establecer plazos de respuesta de CDEC para solicitudes de intervención o desconexión que permitan la debida coordinación de los trabajos y que permitan conocer las aceptaciones o rechazos con antelación.

Es necesario operar las instalaciones con S&CS en todo momento y en particular cuando en los SI se presentan mayores riesgos de desconexiones intempestivas, esto es, durante intervenciones y/o desconexiones para ejecutar trabajos de mantenimiento o por obras nuevas; por lo que los operadores deben determinar el impacto que dicha intervención podría tener en el SI y operar el sistema con las debidas medidas de seguridad que minimicen dicho impacto de forma de preservar la seguridad en el sistema. En la actualidad los coordinados son informados un día (o dos días en fines de semana) antes del rechazo de sus solicitudes con grandes impactos en sus proyectos o mantenimientos programados.

3 Nuevo

Propuesta general: Se deben establecer los regímenes de sobrecarga sin pérdida de vida útil que eventualmente se exigirán en la operación de los transformadores de poder de los sistemas de transmisión, clientes y de generación para especificarlos adecuadamente.

Actualmente no hay estándares de capacidad de sobrecargas sin pérdida de vida útil en transformadores de poder a nivel nacional. Por otra parte, las normas internacionales sólo dan cuenta de cómo calcular el tiempo de sobrecarga sin pérdida de vida útil, pero no recomiendan valores.

3-3 3-16

Los transformadores de poder de unidades generadoras sincrónicas deberán tener el neutro del lado de alta tensión conectado a tierra de modo que provea una vía de circulación a las corrientes de

Los transformadores de poder de unidades generadoras sincrónicas deberán tener el neutro del lado de alta tensión conectado a tierra de modo que provea una vía de circulación a las corrientes de secuencia cero en el caso de fallas en el SI. En caso que un generador se conecte en barras de MT de

Actualmente existe una ambigüedad para los generadores que se conectan en barras de MT de instalaciones de una S/E primaria o de clientes.





secuencia cero en el caso de fallas en el SI

instalaciones de cliente, se deberán adecuar las protecciones existentes de modo de garantizar el despeje de las fallas en el SI.

3-4 3-24 al 3-26

Propuesta general: Se concuerda con ambos CDECs que los artículos señalados sobre requerimientos de compensación de reactivos de los sistemas de subtranmisión y adicionales ameritan una revisión.

Consideraciones generales: Los artículos 3-23 a 3-27 pretenden establecer normas claras para que se instalen suficientes recursos, con los mismos problemas de siempre. El enfoque puede ser muy equitativo, pero falta el respaldo técnico para diferenciar condiciones distintas (longitud de las líneas y magnitud de las transferencias esperadas en relación a la potencia natural). Además, por el hecho que los estudios se deben hacer en condiciones normales, no resuelven en absoluto los graves problemas que se pueden presentar en condiciones de falla. Lo lógico sería realizar periódicamente estudios técnico-económicos para evaluar los requerimientos de compensación, en condiciones normales y ante contingencias, para que los distintos sistemas puedan cumplir los factores de potencia indicados por la NT en los nudos frontera (salvo que la optimización de los recursos indique que conviene más relajar un determinado factor de potencia), considerando además los requerimientos de operación segura del sistema, que pueden ser más restrictivos que los rangos de la NT. Obviamente siempre existe la posibilidad de instalar un equipo de compensación para alcanzar el factor de potencia del a NT, sin embargo, técnica- y económicamente pueden haber mejores soluciones. El costo resultante podría ser prorrateado sobre la base de la incidencia de cada uno de los factores en los déficit y excedentes detectados. De esta forma se instalaría la combinación óptima de los distintos tipos de compensación (reactores, CC/EE, CER, CC/SS, compensación serie u otros) en un lugares y con los sistemas de control más apropiados. En la medida que aumente el nivel de carga en los sistemas de transmisión (por ejemplo, al utilizar esquemas EDAC o EDAG) y sobre todo, si se llegan a utilizar conductores de alta temperatura, las pérdidas de





potencia reactiva aumentarán demasiado como para afrontar los problemas sin estudios técnicos.

3-4 3-24


Aspectos positivos artículo: • no se exige compensación individual, sino de todas las instalaciones interconectadas entre sí de un mismo propietario • equipos de compensación pueden quedar instaladas en sistemas de terceros (eléctricamente cercanas) • CDC pueden solicitar operación de esos equipos para optimizar el SI, bajo la condición de respetar estándares de SyCS. Aspectos negativos: • Con respecto a la última observación, ¿para qué exigir la instalación de equipos de compensación en un área en que de antemano se sabe que no son necesarios? • Se exige un 80% de compensación capacitiva de las pérdidas netas. En líneas muy cargadas el 20% podría causar estragos aguas arriba (o abajo, en el caso de centrales). En líneas poco cargadas incluso un porcentaje mayor podría pasar inadvertido. • Además, el cálculo se exige en condiciones normales, con las dos líneas de un doble circuito en servicio. ¿Quién se debe hacer cargo del ΔQ en caso de falla, que puede ser mucho mayor que el 20% en condiciones normales? • Se ve que el artículo ampara compensación que puede ser extremadamente deficitaria y en otros casos innecesaria. Depende de la longitud de las líneas, de la razón entre potencia máxima (en condición n-1) y la potencia natural, en algunos casos también de la ubicación en el sistema (no tiene sentido exigir CC/EE en una zona excedentaria y viceversa). • En el otro extremo se exige compensación de un 50% de los excedentes netos de potencia reactiva en condiciones normales. En unos pocos casos se requiere un reactor, pero no por NT, sino de una potencia por razones técnicas, para la energización (depende del nivel de tensión y de la longitud) o para afrontar fallas (líneas de 500 kV y de la Zona Sur). En la mayoría de los casos





los excedentes máximos de un tramo son tan bajos que no vale la pena instalar compensación, salvo que se trata de una zona excedentaria. En este último caso convendría mucho más instalar un reactor común con financiamiento compartido. • En el caso de centrales se permite la desconexión de un circuito en horas de baja carga, bajo la condición que la seguridad no se vea afectada negativamente è formulación imprecisa. Lo que debería señalar la NT es que una falla en la línea única no tenga otras consecuencias. • ¿Se pueden desconectar las dos líneas si la central está fuera de servicio?

3-4 3-25


Similar a artículo 3-24.

3-4 3-26


• El artículo es correcto, la formulación es complicada. Se supone que la idea consiste en que cada sistema de subtransmisión debe tener suficiente compensación para poder transmitir la potencia entre puntos de inyección y de retiro, considerando la combinación de factores más desfavorable en el rango que permite la NT. • En este artículo tampoco se indica quien se debe hacer cargo del aumento de las pérdidas en caso de falla (incluyendo una central interna), que pueden ser montos significativos. • En caso de instalaciones enmalladas, la idea de aplicar los cálculos al conjunto a primera vista es buena, pero se presta para que ocurran abusos en el sentido de hacer circular potencia reactiva que pueden afectar la calidad y seguridad de la operación (históricamente, transferencias de potencia reactiva muy elevadas de Alto Jahuel hacia Cerro Navia).

3-4 3-28

En literales b)I y b)II las órdenes de desenganche a los extremos remotos deberán ser enviadas salvo en los casos que existan conexiones en derivación de la línea y que sean instalaciones de retiro.

Dado que una instalación de retiro conectada en derivación no aporta a la falla no es necesario desconectarla ante falla en barras remotas adyacentes.





3-4 3-28

Texto propuesto (A continuación de literal a)I. agregar): Los esquemas de protección de líneas troncales deberán poseer doble enlace de comunicaciones de forma que los tiempos de despeje establecidos en el artículo 5-49c) queden asegurados ante mantenimientos o fallas de uno de los enlaces de comunicación.

En líneas de sistema troncal se hace necesario tener duplicidad de enlace de comunicaciones de forma de cumplir los requisitos mínimos establecidos en la NTS&CS; por ejemplo: redundancia y tiempos de despeje de 120 ms para instalaciones troncales.

3-4 3-28

En instalaciones troncales los enlaces entre salas de protecciones y teleprotecciones deben ser tal que se evite la inducción de ruido en los cables que unen los equipos de teleprotecciones con las protecciones, dichos equipos deben estar ubicados en la misma sala y conectadas por fibra óptica a los sistemas de comunicaciones.

La necesidad de establecer este requerimiento nace de fallas que se han presentado en instalaciones troncales como la ocurrida el 19 de julio del 2010 en subestación Alto Jahuel, en lo cual se produjo unainterferencia electromagnética por fallas a tierra que provocó el mal comportamiento de estos equipamientos.

3-4 3-29

En el caso que el propietario de una instalación solicite su conexión a través de un arranque de simple circuito de línea o transformación , en un punto intermedio de líneas que forman parte del Sistema de Transmisión Troncal, deberán considerar el cumplimientos de los siguientes requisitos técnicos ...

Se propone eliminar la posibilidad de conexión de derivación (tap-off) a líneas del sistema de transmisión troncal. (Párrafos 5 a 10 del artículo)

Dadas las dificultades que introducen los tap-off, a saber: - Disminución de la confiabilidad de la línea a la cual se conectan (debido a que aumentan los elementos que pueden fallar: tramo de línea hasta paño de tap-off, equipamiento de paño, etc.) - Demoras en la recuperación de servicio - Disminución de la capacidad de transporte cuando el tramo de transmisión tiene más de un circuito - Degradación inevitable de los sistemas de comunicaciones por onda portadora (atenuación de la señal versus ruido) - Aumento de las pérdidas de servicio, de la inyección o retiros que usa el tap-off - Pérdida de selectividad en algunas condiciones operacionales, se solicita eliminar las conexiones en derivación al sistema de transmisión troncal. Ante la permanencia de este párrafo, concordamos con CDEC que se deben establecer mayores exigencias a los tap-off; estas mayores exigencias deberían tener en cuenta la distancia mínima a los extremos a la que pueden conectarse, cabe también cuestionarse si se aceptarán los Tap-Off en líneas de tensiones superiores, por ejemplo 500 kV. Así mismo, se hace absolutamente necesario que la factibilidad de instalación de un Tap-Off





en el sistema troncal esté validado por estudios que efectue el CDEC correspondiente.

3-4 3-29

Las subestaciones de sistema de Transmisión Troncal deberán tener una configuración de barras con redundancia suficiente para realizar el mantenimiento de cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos pertenecientes al Sistema de Transmisión Troncal, sin alterar la configuración topológica del sistema.

Texto propuesto (a continuación de párrafo tercero): Adicionalmente, las subestaciones del Sistema de Transmisión Troncal deberán tener una configuración de barras ó secciones de barras con redundancia suficiente para asegurar que una falla en una de sus barras ó sección de barra no se propague al resto de las instalaciones del SI de forma que no afecte el normal suministro de los consumos

El impacto de una falla en una sección de barras cuando los elementos serie del troncal no están conectados con redundancia en barras (Ejemplo: existen tres transformadores de poder troncales pero sólo dos secciones de barras) puede significar un apagón local o global. Para evitar lo anterior se propone que las futuras barras troncales tengan la flexibilidad adecuada en su configuración y/o que los paños puedan tener la flexibilidad y/o habilidad de cambiarse de barra en una falla, entre otras soluciones que permitan lograr el objetivo.

3-4 3-31

a) La conexión en derivación desde una línea de simple circuito o desde uno de los circuitos de una línea de dos o más circuitos, podrá realizarse simepre que el arranque cuente con elementos de protección y maniobra que permitan mantener el tiempo de despejes de fallas en la línea de subtransmisión dentro de los tiempos máximos permitidos por el artículo 5-49, y que aclare selectivamente las fallas en el arranque, para lo cual la empresa de subtransmisión deberá realizar las modificaciones necesarias del esquema de protecciones de la línea.

Texto propuesto (a continuación de párrafo segundo): ... para lo cual la empresa de subtransmisión deberá realizar las modificaciones necesarias de los esquemas de protecciones existentes de la línea. Lo anterior supone que en la conexión en derivación se conecta un único alimentador (línea o transformación) y en caso que se conecten más de un alimentador la conexión en derivación deberá incorporar sistemas de teleprotecciones de forma de implementar un esquema de protecciones de tres puntas.

Actualmente el estándar de los Tap-Off de los sistemas de subtransmisión permite la descordinación en el Tap-Off, lo que ha sido aceptado en la industria y a nivel de operadores cuando al tap-off se conecta una única instalación y por lo tanto se arriesga pérdida de selectividad sólo con dicha instalación. En la actualidad se tienen Tap-Off con conexiones múltiples en SIC; es decir se conecta una línea, uno o dos transformadores de poder, empeorándose así la selectividad en el despeje de fallas de forma importante. Al fallar una de esas tres instalaciones en la zona de descoordinación se pierden además las otras dos instalaciones. Se propone entonces restringir la conexión en Tap-Off siempre que se conecte un único alimentador y cuando sea necesaria la conexión de más de una instalación al Tap-Off exigir una conexión del tipo línea de tres puntas.

3 Nuevo

Propuesta general: Se deben incluir estándares mínimos para automatismos de protección de los sistemas como los son los PDCE, EDACxCE, EDAG, ERAG.

Hoy en día no existen exigencias mínimas para estos automatismos y su uso en los sistemas ha ido en aumento con estándares que dependen de quién los implemente; por lo que se hace necesario establecer requisitos mínimos por ejemplo para: confiabilidad, disponibilidad, redundancia de enlace de comunicaciones, de unidad principal, etc. También el Regulador debe definir cual es la vida útil que tienen estos sistemas, puesto que al estar constituidos por componentes electrónicos o soluciones tecnológicas, su vida útil podría no superar los 5 años; debido a lo cual,





se requiere establecer el Costo de Renovación o Upgrade del Equipamiento.

3 Nuevo

Texto propuesto: Las maniobras de equipos de compensación de potencia reactiva y filtros, necesarias para mantener la tensión y el nivel de armónicas en los rangos exigidos en la presente NT, se deberán realizar en forma automática. Las maniobras en filtros, reactores y pasos de capacitores en barras del SI con tensión nominal igual o superior a 220kV, no deberán producir variaciones de tensión superiores a un 2% de la tensión de servicio.

Se debe agregar este artículo de forma que la exigencia sea generalizada para cualquier filtro, reactor o paso de banco de capacitores conectados a barras del SI con tensión mayor o igual a 220kV, dado que el Artículo 3-43 puede ser interpretado como exigencia sólo para los extremos AC de los enlaces HVDC. El valor 2% propuesto es sólo referencial. Un valor definitivo debiese ser determinado por medio de estudios específicos.

5-2 41034

La planificación para el desarrollo del SI deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales necesarios para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI y puedan provocar la salida incontrolada de las mismas. Para estos efectos, el Estudio de Transmisión Troncal y sus revisiones, a que se refiere la Ley General de Servicios Eléctricos, durante su realización deberá verificar que las alternativas de ampliación recomendadas aseguren el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior, a través de la aplicación del Criterio N-1, en todos los tramos del Sistema de Transmisión Troncal, que permitan dar cumplimiento a las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT. Del mismo modo, los Estudios de Subtransmisión a que se refiere la

Texto propuesto: La planificación para el desarrollo del SI deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales necesarios para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI y puedan provocar la salida incontrolada de las mismas o provocar la pérdida de suministro. Para estos efectos, el Estudio de Transmisión Troncal y sus revisiones, a que se refiere la Ley General de Servicios Eléctricos, durante su realización deberá verificar que las alternativas de ampliación recomendadas aseguren el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior, a través de la aplicación determinística del Criterio N-1, en todos los tramos de líneas y de transformación del Sistema de Transmisión Troncal, que permitan dar cumplimiento a las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT. Del mismo modo, los Estudios de Subtransmisión a que se refiere la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán cumplir lo señalado en el inciso anterior para las instalaciones de cada Sistema de Subtransmisión.

La planificación para el desarrollo del SI debiese ser tal que los efectos de una Contingencia Simple no se propaguen a ningún tramo troncal o provoquen la pérdida de suministro, con todos los efectos a los consumidores finales asociados. La experiencia vivida en el blackout del 14 de marzo de 2010 da cuenta de la importancia de contar con el adecuado respaldo en los tramos de transformación a fin de asegurar que los efectos de una contingencia simple no se propague al resto del sistema o implique pérdida de suministro.





Ley General de Servicios Eléctricos, deberán cumplir lo señalado en el inciso anterior para las instalaciones de cada Sistema de Subtransmisión.

5-2 5-6

La operación del SI deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales necesarias para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI y puedan provocar la salida incontrolada de las mismas.

Texto propuesto: ...mismas o provocar pérdidas de suministro a menos que se cuente con un sistema EDACxCE para la contingencia en ese tramo de transmisión.

5-2 5-8

En el caso de subestaciones eléctricas pertenecientes al Sistema de Transmisión, los propietarios de transformadores deberán disponer reservas o respaldos, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal que su disponibilidad asegure el cumplimiento de lo indicado en el Artículo 5-5 y Artículo 5-6 de la presente NT, justificándose la desconexión automática y/o manual de carga cuando ésta sea la solución óptima en términos técnicos y económicos, siempre y cuando dichas reservas y respaldos estén operativos antes de 96 horas contadas desde el

Texto propuesto: En el caso de subestaciones eléctricas pertenecientes al Sistema de Transmisión, los propietarios de transformadores deberán disponer reservas o respaldos, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal que su disponibilidad asegure el cumplimiento de lo indicado en el Artículo 5-5 y Artículo 5-6 de la presente NT. Asimismo, para efectos de planificación del SI, los tramos de transformación no debiesen admitir sobrecarga.

De acuerdo a lo propuesto en el Artículo 5-5, el diseño de los tramos de líneas y tramos de transformación debe cumplir el criterio N-1 en forma determinística. La experiencia vivida en el blackout del 14 de marzo de 2010 da cuenta de la importancia de contar con el adecuado respaldo en los tramos de transformación a fin de asegurar que los efectos de una contingencia simple no se propague al resto del sistema o implique pérdida de suministro.





inicio de la indisponibilidad que se debe corregir. Lo anterior es sin perjuicio de los estándares de calidad de suministro que se establezcan en la reglamentación vigente.

5-4 5-25 y 5-29

Texto propuesto (nuevo artículo): Ante fallas simples, ninguna barra del sistema troncal o de subtransmisión puede sufrir caídas de tensión de más de 3% en barras de tensión nominal de 500 kV o superior y de 5% en barras de tensión nominal de 110 kV o superior, considerando la diferencia entre las tensiones pre-falla y las tensiones finales en régimen post-falla.

8. En complemento a los Art. 5-25 y 5-29, que establecen los límites de tensión en Estado Normal y de Alerta, respectivamente, falta agregar un artículo nuevo que limite las caídas de tensión ante contingencias simples a un máximo de 5% en todas las barras del sistema troncal y de subtransmisión, para evitar el creciente impacto que causan las fallas en equipos y subsistemas conectados. Para este efecto se debe considerar la diferencia entre tensiones pre-falla y las tensiones finales en régimen post-falla. Muchos países contemplan una exigencia de este tipo en las normas técnicas respectivas. En barras de 500 kV más las caídas de tensión incluso se suelen limitar a 3%. La nueva NTSyCS debería considerar un plazo razonable para cumplir esta exigencia, debido al tiempo que requieren los estudios, pero sobre todo, a la dificultad de resolver todos los problemas en forma simultánea.

5-6 5-42

Encontrándose en Estado Normal al ocurrir una Contingencia hasta severidad 7, la tensión no deberá descender transitoriamente de 0.7 por unidad luego de 10 ms de despejada la contingencia, en ninguna barra del Sistema de Transmisión. La tensión tampoco podrá permanecer por debajo de 0.8 por unidad, por un tiempo superior a 1 segundo. La magnitud de la tensión en todas las barras del SI deberá converger a su valor final, ingresando dentro de una banda de tolerancia de +/-10% en torno al mismo, en un

Se propone eliminar el primer párrafo o en su defecto, remplazar el período de los 10 ms por una exigencia que tenga justificación desde el punto de vista de funcionamiento de los equipos y una adecuada recuperación dinámica del sistema.

En relación con el primer párrafo del artículo 5-43, realizadas las consultas sobre el origen de este artículo, nadie sabe quienes lo introdujeron ni su justificación. Revisando normas de otros países y a juicio de todos los especialistas consultados, la exigencia de los 10 ms es desmedida y muy difícil de cumplir. En muchos puntos requeriría un equipamiento especial de alto costo (equipos STATCOM o similares), que desde el punto de vista de seguridad y confiabilidad del sistema no tienen mayor justificación salvo el cumplimiento de la NTSyCS.





tiempo no superior a 20 segundos, medido desde el instante de aplicación de la contingencia.

3 Se deben introducir en la Norma Técnica criterios de diseño especiales para subestaciones encapsuladas (GIS o tecnología equivalente).

Actualmente no están descritos por ejemplo las exigencias sísmicas sobre estos equipos (sí lo está sobre equipos al "aire libre"), entre otras.

9

Establecer los estudios de impacto mínimos que deben realizar las empresas cuando se interconectan a instalaciones de terceros (dejando abierta la posibilidad de exigir estudios adicionales). Si es estima necesario, se pueden agregar los aspectos básicos que deben abarcar.

Hoy este asunto es bilateral, y es bueno sea estandarizado, para que no parezca una imposición de la empresa a la cual se está conectando. Dentro de los estudios adicionales que pueden ser solicitados se encuentra el de capacidad de barras, capacidad de malla de tierra, Transient Recovery Voltage (TRV), etc.




2.5 CEMENTOS BIO-BIO CENTRO S.A.




2.6 TRANSNET S.A.

INFORME OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS ......el período de vigencia de cada decreto de...

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