PROYECTO DE INFORME DE DEFINICIÓN Y

Autor CDEC-SING Fecha Creación 24-Ene-2014 Última Impresión 24-Ene-2014 Correlativo CDEC-SING C0007/2014 Reemplaza a -

PROYECTO DE INFORME DE DEFINICIÓN Y

PROGRAMACIÓN DE SERVICIOS

COMPLEMENTARIOS

Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios Página 2 de 47

CONTROL DEL DOCUMENTO

APROBACIÓN

Versión Aprobado por

01 Raúl Moreno T.

REGISTRO DE CAMBIOS

Fecha Autor Versión Descripción del Cambio

24-Ene-2013 CDEC-SING 01 Confección del Informe

REVISORES

Nombre Cargo

Raúl Moreno T. Subdirector de Operación

Gretchen Zbinden V. Jefe Departamento de Sistemas Eléctricos

Patricio Valenzuela V. Jefe Departamento de Operaciones

Marco Urrutia U. Jefe CDC

Christian Weishaupt V. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos

Johanna Monteiro Z. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos

Hernán Valenzuela M. Ingeniero Departamento de Transferencias

Ricardo Gálvez C. Ingeniero Departamento de Operaciones

Sebastián Campos Ingeniero Departamento de Operaciones

DISTRIBUCIÓN

Copia Destinatario Ubicación


CONTENIDO

CONTROL DEL DOCUMENTO 2

Aprobación 2 Registro de Cambios 2 Revisores 2 Distribución 2

CONTENIDO 3

1. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES 5

1.1 Abreviaturas 5 1.2 Definiciones 5

2. INTRODUCCIÓN 6

3. DEFINICIÓN DE SERVICIOS 7

3.1 Control de frecuencia 7 3.1.1 Control primario de frecuencia (CPF) 7 3.1.2 Control secundario de frecuencia (CSF) 8 3.1.3 Reserva pronta 9 3.1.4 Equipo de compensación de energía activa (ECEA) 9 3.1.5 EDAG por sobrefrecuencia 10 3.2 Control de tensión 10 3.2.1 Definición 10 3.2.2 Requerimientos 11 3.3 Esquemas de desconexión automática o manual 11 3.3.1 EDAC por subfrecuencia 11 3.3.2 EDAC por subtensión 12 3.3.3 EDAC por contingencia específica 12 3.3.4 Desconexión manual de carga (DMC) 13 3.4 Plan de recuperación de servicio (PRS) 13 3.4.1 Definición 13 3.4.2 Requerimientos 13 3.5 Síntesis de requerimientos 14

4. RECURSOS DISPONIBLES EN EL SISTEMA 15

5. INSTRUCCIONES DE INSTALACIÓN Y/O HABILITACIÓN DE EQUIPOS 16

5.1 Aspectos generales asociados a la instrucción 16 5.2 Instrucción de habilitación de SSCC 16 5.2.1 Control primario de frecuencia (CPF) 17 5.2.2 Control secundario de frecuencia (CSF) 18 5.2.3 Reserva pronta 19 5.2.4 Equipos de compensación de energía activa (ECEA) 20 5.2.5 EDAG por sobrefrecuencia 21 5.2.6 Control de tensión 21 5.2.7 EDAC por subrefrecuencia 22


5.2.8 EDAC por subtensión 23 5.2.9 EDAC por contingencia específica 23 5.2.10 Desconexión manual de carga (DMC) 23 5.2.11 Plan de recuperación de servicio (PRS) 24

6. DISPONIBILIDAD Y DESEMPEÑO DE SSCC 27

6.1 Antecedentes generales 27 6.1.1 Especificaciones del sistema de información en tiempo real (SITR) 27 6.1.2 Comunicación de la indisponibilidad y desempeño del servicio complementario 27 6.2 Control de frecuencia 28 6.2.1 Control primario de frecuencia (CPF) 28 6.2.2 Control secundario de frecuencia (CSF) 31 6.2.3 Reserva pronta 32 6.2.4 Equipo de compensación de energía activa (ECEA) 33 6.2.5 EDAG por sobrefrecuencia 33 6.3 Control de tensión (CT) 34 6.3.1 Control de tensión por elementos de generación 34 6.3.2 Control de tensión por instalaciones de transmisión 37 6.4 Esquemas de desconexión automática o manual de carga 38 6.4.1 EDAC por subfrecuencia 38 6.4.2 EDAC por subtensión 40 6.4.3 EDAC por contingencia específica 43 6.4.4 Desconexión manual de carga (DMC) 45 6.5 Plan de recuperación de servicio (PRS) 47


1. ABREVIATURAS Y DEFINICIONES

1.1 ABREVIATURAS

AGC : Control Automático de Generación CPF : Control Primario de Frecuencia CDC : Centro de Despacho y Control CC : Centro de Control CSF : Control Secundario de Frecuencia DMC : Desconexión Manual de Carga DO : Dirección de Operación ECEA : Equipo de compensación de energía activa EDAC : Esquema de Desconexión Automática de Carga EDAG PCP

: Esquema Desconexión Automática de Generación : Programación de la Operación de Corto Plazo

NT : Norma Técnica de Seguridad y Calidad y Servicio SING : Sistema Interconectado del Norte Grande SI : Sistema Interconectado SITR : Sistema de Información en Tiempo Real SSCC : Servicios Complementarios

1.2 DEFINICIONES

Tiempo máximo de establecimiento: tiempo que demora la señal de potencia entregada por la unidad generadora en ingresar en una banda del ±10% del valor final del escalón aplicado en la consigna de velocidad o de carga del Controlador de Carga/Velocidad. Apagón parcial: falla que conduce a una pérdida menor a un 70% y mayor a un 10% de la demanda previa del SI. Apagón total: desmembramiento incontrolado del SI que conduce a una pérdida mayor o igual a un 70% de la demanda del SI previa al desmembramiento. Reserva primaria: reserva destinada a corregir las desviaciones instantáneas de la generación respecto a la demanda real del SI. Reserva secundaria: reserva destinada a compensar, durante períodos de actuación menores a 15 minutos, las desviaciones reales de la demanda y la generación respecto de los valores previstos en la PCP del SI. Reserva en giro: margen de potencia disponible entre la potencia de despacho y la potencia máxima disponible de todas las unidades en operación. Este margen podrá ser aportado para una o varias unidades generadoras mediante el uso de Equipos de compensación de Energía Activa.


2. INTRODUCCIÓN

El Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios (DPSSCC), encomendado en el Decreto Supremo N° 130 del Ministerio de Energía, en adelante DS N° 130, tiene por objetivo principal identificar los recursos existentes y disponibles en el sistema, a partir de lo cual se deberá instruir la instalación y/o habilitación del equipamiento con que deberá contar el SING para la coordinación de la operación, a fin de preservar la seguridad y calidad del servicio definido en la NT. Los aspectos principales a cubrir en el Informe DPSSCC, son al menos los siguientes:

a) Definición de los SSCC. b) Verificación de recursos disponibles en el sistema. c) Instrucciones de Instalación y/o Habilitación de equipamiento para prestar los SSCC. d) Fundamentos relativos a las instrucciones y/o habilitación de los SSCC.

En conformidad a lo establecido en el DS N° 130, este Estudio será actualizado anualmente. No obstante lo anterior, entre cada revisión anual del Informe, el CDEC a través de la DO podrá incluir o modificar fundadamente alguna instrucción de habilitación y/o instalación de equipos, previa aprobación de la Comisión Nacional de Energía.


3. DEFINICIÓN DE SERVICIOS

3.1 CONTROL DE FRECUENCIA

3.1.1 CONTROL PRIMARIO DE FRECUENCIA (CPF)

3.1.1.1 Definición El servicio complementario de CPF corresponde a la acción de control ejercida sobre las unidades generadoras, a través de los Controladores de Carga/Velocidad de las unidades generadoras sincrónicas (dependiendo de la reserva en giro con la que dichas máquinas se encuentren despachadas) y de los Controladores de Frecuencia/Potencia de Equipos de Compensación de Energía Activa (ver sección3.1.4), habilitados para modificar en forma automática su producción, y de esta manera corregir las desviaciones de frecuencia del sistema. El objetivo principal de este servicio, consiste en controlar las desviaciones instantáneas de frecuencia y establecer el equilibrio entre la generación y la demanda en un tiempo acotado ya sea en condiciones normales de operación o ante contingencias que provoquen un aumento o disminución relevante de la frecuencia del sistema. Todas las unidades sincrónicas deberán disponer del equipamiento necesario para participar en el CPF, tanto en condiciones de operación normal como ante contingencias.

3.1.1.2 Operación Normal En estado normal del sistema, es necesario contar con reserva de potencia para enfrentar las variaciones intempestivas de la demanda, respecto del valor programado para el despacho, con el fin de disminuir el error de frecuencia del sistema con respecto a su valor nominal. Parar lograr el objetivo anterior, es necesario que las unidades que participen de la regulación primaria cumplan con ciertas características técnicas asociadas al Controlador de Carga/Velocidad de cada unidad generadora. Este controlador deberá cumplir con las siguientes exigencias mínimas:

a) Estatismo permanente con rango ajustable durante la operación de la unidad con carga, con excepción de las unidades impulsadas por turbinas a vapor, las cuales podrán requerir detener la máquina primaria para modificar el valor del estatismo. Los rangos de ajustes serán:

i. Para unidades hidráulicas: de 0% a 8%. ii. Otras unidades sincrónicas: de 4% a 8%.

b) Banda muerta inferior a 0,1% del valor nominal de frecuencia, es decir, ± 25 [mHz].

3.1.1.3 Contingencias Ante la ocurrencia de una contingencia que genere un déficit o exceso importante de generación y por ende una subfrecuencia o sobrefecuencia, respectivamente, es necesario contar con una reserva de potencia para contribuir a evitar una variación de frecuencia elevada y la posible pérdida de consumo o generación en el sistema. Este monto de potencia eléctrica adicional o su reducción, según sea el caso, debe ser proporcionado por las unidades generadoras en tiempos menores a 10 segundos y sostener su respuesta por un período superior a 20 segundos. Se considerará como evento que produce un déficit o exceso importante de generación, aquellas contingencias asociadas a los siguientes casos:


a) Pérdida de consumo a través de operación del EDAC.

b) Pérdida de generación a través de la operación del EDAG.

c) Pérdida de generación por Trip de una unidad generadora del sistema, donde la frecuencia alcance un valor mayor o igual a 51 Hz.

Las unidades generadoras podrán reemplazar el aporte de reserva primaria ante contingencias mediante la utilización de Equipos de Compensación de Energía Activa (ECEA) que cuenten con la habilitación respectiva de la DO. El aporte al CPF en estado normal sólo se realizará a través de las unidades generadoras en los términos especificados en la sección 3.1.1.2 del presente Informe. Los montos de reserva primaria, que puede aportar de forma independiente cada unidad generadora y los ECEA, serán definidos a partir de los ensayos y pruebas realizados durante el proceso de habilitación.

3.1.1.4 Requerimientos Los requerimientos asociados al servicio de CPF serán determinados anualmente en función de lo establecido en el Estudio DO “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SING que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión anual.

3.1.2 CONTROL SECUNDARIO DE FRECUENCIA (CSF)

3.1.2.1 Definición El servicio complementario de CSF corresponde a la acción manual o automática ejercida sobre las unidades generadoras, destinada a compensar el error final de frecuencia resultante de la acción del CPF. El tiempo de respuesta de esta acción es del orden de varios minutos, no pudiendo exceder los 15 minutos para cumplir con la consigna que se haya establecido para este servicio. A su vez, el aporte al CSF debe ser sostenible al menos durante 30 minutos. Es función del CSF restablecer la frecuencia del SING en su valor nominal, permitiendo a las unidades generadoras participantes del CPF restablecer su producción de acuerdo al orden económico del despacho, a efectos de recuperar su capacidad para efectuar CPF. En caso que más de una componente o unidad generadora participe o aporte al CSF, cada una de éstas deberá estar integrada a un control automático de generación centralizado que esté habilitado para cumplir con el CSF en el SING (AGC). Los requisitos técnicos mínimos que deberán cumplir los equipamientos del control centralizado de generación para implementar un AGC en el SING, son los siguientes:

a) El sistema de control automático debe comprender un CSF, que actúe en forma conjunta sobre la consigna de potencia de todas las unidades que están en operación y participando del CSF.

b) El controlador deberá ser de acción proporcional o proporcional-integral.

c) El gradiente de toma de carga por acción conjunta no deberá ser menor a 4 [MW/min]. En tanto no se implemente el AGC, el CSF en el SING se realizará en forma manual, siendo éste ejercido a través de una única unidad generadora, considerando exigencias en lo que respecta a la tasa mínima de subida/bajada de carga asociada a la unidad que realiza el CSF. Sin embargo, dependiendo de la magnitud de la variación de la frecuencia, el CDC podrá requerir el apoyo de una o más unidades generadoras para mantener estable dicha variable.


3.1.2.2 Requerimientos Los requerimientos asociados al servicio de CSF, serán determinados anualmente en función de lo establecido en el Estudio DO “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SING que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión anual.

3.1.3 RESERVA PRONTA

3.1.3.1 Definición El servicio complementario de Reserva Pronta corresponde al monto de potencia activa disponible en un tiempo inferior a 15 minutos y que participa en el CSF, a través de las unidades generadoras de partida rápida que se encuentran fuera de servicio y disponibles para entregar dicho aporte de potencia por instrucción del CDC.

3.1.3.2 Requerimientos Los requerimientos asociados al servicio de Reserva Pronta, serán determinados anualmente en función de lo establecido en el Estudio DO “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SING que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión anual.

3.1.4 EQUIPO DE COMPENSACIÓN DE ENERGÍA ACTIVA (ECEA)

3.1.4.1 Definición El ECEA corresponde al equipo electrónico de potencia cuyo servicio complementario corresponde a la capacidad de inyectar potencia activa a la red en forma rápida y sostenerla durante un tiempo prefijado, ante variaciones de la frecuencia fuera de los límites previamente establecidos. Esta instalación permite proporcionar potencia activa para realizar control de frecuencia, por un tiempo limitado según su capacidad de almacenamiento de energía. Dichos dispositivos pueden operar interconectados directamente al SING o pueden ser asociados a una unidad generadora, con el fin de reemplazar el aporte de dicha unidad al control de frecuencia. Sin perjuicio de que el ECEA preste el servicio de control de frecuencia, el equipo realizará sólo la prestación de CPF frente a contingencias que provocan un déficit o exceso de generación, de acuerdo a lo especificado en la sección 3.1.1.3. La DO establecerá los requisitos y especificaciones técnicas mínimas que deberá cumplir el ECEA en caso de proporcionar otro servicio. Dado lo anterior, el ECEA, al ser utilizado para prestar el servicio de CPF, deberá cumplir con las siguientes exigencias mínimas:

a) Aporte máximo y sostenido de potencia activa cuando la frecuencia es inferior a 49,7 [Hz] y hasta que la frecuencia supere los 49,9 [Hz].

b) Absorción máxima y sostenida de potencia activa cuando la frecuencia es superior a 50,3 [Hz] y hasta que la frecuencia sea inferior a 50,1 [Hz].

c) La consigna de potencia máxima/mínima debe ser sostenible al menos durante 15 minutos.

d) El ECEA no deberá absorber reactivos en todo el rango de operación.

3.1.4.2 Requerimientos Dado que el ECEA realizará sólo la prestación de CPF, no se consideran requerimientos adicionales a los planteados en el Estudio DO “Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”. En el caso que se


produzcan modificaciones en el SING que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión anual.

3.1.5 EDAG POR SOBREFRECUENCIA

3.1.5.1 Definición El servicio complementario de EDAG por Sobrefrecuencia, corresponde al esquema de control que emite órdenes de desenganche sobre distintos interruptores que conectan las unidades generadoras al SING, previa operación de un relé de sobrefrecuencia con medida local. Para realizar la prestación de este servicio, el equipamiento deberá cumplir al menos con las siguientes especificaciones técnicas:

a) Tiempo de desconexión, desde ocurrida la condición de operación del relé hasta la apertura efectiva del interruptor desconectador, inferior a 120 ms.

b) Capacidad de ajuste de umbral de frecuencia en línea.

c) Capacidad de habilitar e inhabilitar la operación del relé en línea.

3.1.5.2 Requerimientos Los requerimientos asociados al servicio de EDAG por Sobrefrecuencia, serán determinados con periodicidad bianual en función de lo establecido en el Estudio DO “EDAG por Sobrefrecuencia”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SING que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión bianual.

3.2 CONTROL DE TENSIÓN

3.2.1 DEFINICIÓN

El servicio complementario de control de tensión corresponde al conjunto de acciones destinadas a mantener la tensión de operación dentro de los niveles admisibles establecidos en la NT. Para la prestación de dicho servicio se considerarán los siguientes recursos del sistema.

3.2.1.1 Elementos de generación

Unidades generadoras Esta prestación corresponde a la actuación del regulador de tensión de una unidad generadora sobre la salida de la excitatriz a través de la modificación de la corriente de campo, para contribuir a mantener la tensión de operación de una barra de referencia, en régimen permanente y ante la ocurrencia de contingencia, de acuerdo a la consigna previamente establecida por la DO. Esta prestación también incluye el despacho forzado de unidades generadoras para realizar el control de tensión.

Parques eólicos y fotovoltaicos Esta prestación corresponde a la actuación del regulador de tensión de un parque eólico o solar sobre sus equipos de generación o sobre equipos de suministro de potencia reactiva, para contribuir a mantener la tensión de operación en el punto de conexión, en régimen permanente y contingencia, de acuerdo a la consigna previamente establecida por la DO. El equipamiento asociado a los elementos de generación para prestar el servicio de control de tensión, debe cumplir al menos con las siguientes exigencias mínimas:


a) Las unidades generadoras y parques eólicos/fotovoltaicos deberán operar de forma estable, entregando o absorbiendo reactivos, de acuerdo a los límites establecidos en su Diagrama PQ.

b) Centrales Eléctricas de potencia nominal igual o superior a 100 [MW] con dos o más unidades generadoras deberán contar con un control centralizado de potencia reactiva/tensión, cuya función sea controlar la tensión en barras de alta tensión de la central ajustando un valor de consigna y efectuar una distribución proporcional de la potencia reactiva entre las unidades despachadas.

c) En el caso que exista más de una central eléctrica que inyecta su energía a una misma barra del SING y que la suma de sus potencias individuales sea superior a 200 [MW], el control centralizado podrá ser exigido a las centrales que la DO determine, si los estudios específicos justifican la necesidad de implementar un control centralizado de la tensión.

3.2.1.2 Elementos de compensación reactiva Esta prestación corresponde a la disponibilidad y/o utilización de compensadores estáticos de potencia reactiva, bancos de condensadores o reactores fijos y/o desconectables, compensadores sincrónicos y reguladores estáticos de tensión (SVC), entre otros, para contribuir a mantener la tensión de operación de las barras del sistema dentro de los niveles establecidos en la NT, en régimen permanente y ante la ocurrencia de una contingencia. Los equipos que serán considerados en la prestación de dicho servicio, serán los que instruya la DO anualmente, de acuerdo a lo especificado en la sección 5.2 del presente Informe.

3.2.2 REQUERIMIENTOS

Los requerimientos asociados al servicio de Control de Tensión, serán determinados con periodicidad anual en función de lo establecido en el Estudio DO “Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SING que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión anual. Respecto de los requerimientos en la operación de tiempo real, el control de tensión estará a cargo del CDC, a partir de instrucciones para el ajuste de las consignas de tensiones, la coordinación y control de la operación.

3.3 ESQUEMAS DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA O MANUAL

3.3.1 EDAC POR SUBFRECUENCIA

3.3.1.1 Definición El servicio complementario de EDAC por subfrecuencia, corresponde al esquema de control que emite órdenes de desenganche sobre distintos interruptores que alimentan consumos, previa operación de un relé de subfrecuencia con medida local. Para realizar la prestación de este servicio, el equipamiento deberá cumplir al menos con las siguientes especificaciones técnicas:

a) Tiempo de desconexión, por escalón de frecuencia, desde ocurrida la condición de operación del relé hasta la apertura efectiva del interruptor desconectador, inferior a 120 ms.

b) Equipamiento con capacidad de establecer retardos adicionales de hasta 250 [ms].


c) Disponibilidad de carga según valor declarado por escalón de frecuencia, de 95% en un período mensual.

3.3.1.2 Requerimientos Los requerimientos asociados al servicio de EDAC por subfrecuencia, serán determinados con periodicidad bienal, en función de lo establecido en el Estudio DO “EDAC por subfrecuencia”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SING que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión bienal.

3.3.2 EDAC POR SUBTENSIÓN

3.3.2.1 Definición El servicio complementario de EDAC por Subtensión, corresponde al esquema de control que, al detectar condiciones anormales en el SING que ponen en riesgo su estabilidad, emite órdenes de desenganche sobre distintos interruptores que alimentan consumos, previa operación de un relé de subtensión con medida local. Para realizar la prestación de este servicio, el equipamiento deberá cumplir al menos con las siguientes especificaciones técnicas:

a) Tiempo de desconexión, por umbral de tensión, desde ocurrida la condición de operación del relé hasta la apertura efectiva del interruptor desconectador, inferior a 120 ms.

b) Equipamiento con capacidad de establecer retardos adicionales de hasta 1 [seg].

c) Disponibilidad de carga según valor declarado por umbral de tensión, de 95% en un período mensual.

3.3.2.2 Requerimientos Los requerimientos asociados al servicio de EDAC por Subtensión, serán determinados con periodicidad bienal, en función de lo establecido en el Estudio DO “EDAC por subtensión”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SING que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión bienal.

3.3.3 EDAC POR CONTINGENCIA ESPECÍFICA

3.3.3.1 Definición El servicio complementario de EDAC por Contingencia Específica corresponde al esquema de control que, al detectar condiciones anormales en el SING que ponen en riesgo su seguridad, emite órdenes de desenganche sobre distintos interruptores que alimentan consumos. El procesamiento de la decisión de desenganche se realiza en una ubicación remota, sobre la base de la detección de un cambio de estado o de variables eléctricas anormales, que pueden afectar la seguridad y calidad de servicio de un área del SING. La especificación técnica del esquema dependerá de la solución específica propuesta con el fin de mitigar la problemática detectada.

3.3.3.2 Requerimientos Dado que el servicio de EDAC por Contingencia Específica corresponde a una solución específica diseñada para mitigar una problemática detectada, no se plantean requerimientos previos al diseño de dicho esquema.


3.3.4 DESCONEXIÓN MANUAL DE CARGA (DMC)

3.3.4.1 Definición El servicio complementario de DMC corresponde a la instrucción que determina e instruye la DO o el CDC, según corresponda, para el desprendimiento o limitación de consumo en las instalaciones de distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios, con la finalidad de preservar los estándares de seguridad y calidad de servicio establecidos en la NT. La DMC podrá ser instruida a través de las siguientes modalidades:

a) DMC en línea: Se instruyen por el CDC en tiempo real, a los CC, para que los Coordinados Clientes desconecten o limiten su carga en las barras de consumo correspondientes.

b) DMC programada: se instruyen por la DO a través del la PCP o de un redespacho, de forma tal que los Coordinados Clientes del SING desconecten o limiten sus cargas desde las barras de consumo correspondientes.

3.3.4.2 Requerimientos Dado que la DMC sólo será instruida con carácter eventual, y con el fin de preservar la seguridad de servicio del sistema, el monto de DMC requerido será determinado previo a su aplicación, en función de la magnitud de la problemática detectada, ya sea en la PCP o en la operación de tiempo real. El procedimiento DO “Desconexión Manual de Carga” regula todos los aspectos asociados a la coordinación del proceso de aplicación de DMC en el SING.

3.4 PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO (PRS)

3.4.1 DEFINICIÓN

El servicio complementario asociado al PRS, es proporcionado por todas aquellas instalaciones que permiten llevar a cabo un conjunto de acciones, definidas por la DO y coordinadas entre el CDC y los CC, orientadas a restablecer el suministro eléctrico de manera segura, confiable y organizada, en el menor tiempo posible, luego de ocurrido un Apagón Total o Parcial en el SI. Del conjunto de instalaciones que participan en los planes de recuperación de servicio, se considerarán en la prestación de dicho servicio las instalaciones que cuenten con las siguientes características:

a) Partida autónoma: Capacidad de una unidad generadora que, encontrándose fuera de servicio, puede llevar adelante su proceso de partida, tomar carga y sincronizarse con el SI, sin requerir la alimentación de sus servicios auxiliares desde otra unidad o desde el SI.

b) Aislamiento rápido: Capacidad de una unidad generadora para continuar operando en forma aislada, alimentando sólo sus servicios auxiliares, tras su desconexión intempestiva del SI a consecuencia de un Apagón Total o Parcial.

c) Equipos de sincronización: Permiten sincronizar dos zonas del sistema que se hayan mantenido operando o recuperado en forma de islas independientes.

Las especificaciones técnicas asociadas a las prestaciones anteriores, serán definidas a través de los Estudios Específicos que establece la NT.

3.4.2 REQUERIMIENTOS

Los requerimientos asociados al servicio de PRS, serán determinados con periodicidad anual, en función de lo establecido en el Estudio DO “Plan de Recuperación de Servicio”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SING que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión anual.


3.5 SÍNTESIS DE REQUERIMIENTOS

En la Tabla 3.1 se muestra un resumen de los requerimientos asociados a cada servicio complementario. La mayor parte de la información se sintetiza a partir de los Estudios DO indicado en la NT, dado que estos estudios analizan en detalle cada uno de los SSCC definidos en el presente informe.

Tabla 3.1 Requerimientos para la prestación de SSCC Servicio Complementario Requerimientos

CPF Reserva Primaria ≥ 70 [MW] Reserva en giro ≥ 7% de potencia activa nominal. El monto final dependerá de las pruebas y ensayos realizados durante el proceso de habilitación.

CSF

Reserva en giro para aumentar generación + 50 [MW] Reserva en giro para disminuir generación - 120 [MW]

En el caso de CSF manual, Tasa mínima de subida/bajada de carga 2.3 [MW/min]

Reserva Pronta

Considerando, Reserva Pronta 15 Reserva Detenida Corto Plazo 15 120 La Reserva Pronta más la Reserva Detenida de Corto Plazo debe ser mayor o igual a 159 [MW], priorizando las unidades que proporcionan el servicio de reserva de corto plazo.

ECEA El ECEA sólo presta apoyo al CPF frente a contingencias que provocan un déficit o exceso de generación, por ende no se plantean requerimientos diferentes a los ya indicados en dicho servicio.

EDAG por Sobrefrecuencia

El esquema cuenta con tres escalones de desconexión de generación (dependiendo de la potencia de despacho de las unidades), para distintos valores de frecuencia: Escalón I en 51.4 [Hz], Escalón II en 51.6 [Hz] y Escalón III en 51.8 [Hz]. En la página web del CDEC-SING se encuentra disponible el calendario del EDAG por sobrefrecuencia vigente con las respectivas unidades que participan en dicho esquema.

Control de Tensión

Unidades Generadoras ⇒ El CDC establece en tiempo real, consignas de tensión en barra. Parques Eólicos y Fotovoltaicos ⇒ El CDC establece en tiempo real, consignas de tensión en el punto de conexión del parque. Elementos de compensación reactiva ⇒ Sin requerimientos.

EDAC por Subfrecuencia

El esquema considera un monto de 673 MW repartidos en 8 escalones de desconexión de carga, considerando un primer ajuste de frecuencia en 49 Hz y el último en 48.3 [Hz], con un paso de 0.1 [Hz] por escalón. En la página web del CDEC-SING se encuentra disponible el calendario del EDAC por Subfrecuencia vigente con los respectivos montos de demanda que participan en dicho esquema.

EDAC por Subtensión Sin requerimientos EDAC por Contingencia

Específica Sin requerimientos

DMC El monto de DMC se define para cada evento en función de la problemática detectada.

PRS Partida autónoma de unidades generadoras especificadas en el PRS. Aislamiento rápido de unidades generadoras especificadas en el PRS. Equipos de sincronización especificados en el PRS.


4. RECURSOS DISPONIBLES EN EL SISTEMA

La información técnica utilizada para realizar el presente Informe, corresponde a aquella disponible en el CDEC y que es utilizada tanto en la planificación de la operación del SING, incluidos los Estudios indicados en la NT, como en la operación en tiempo real del SI. Al respecto, en la confección del presente Informe, no se requirió información adicional a la que se encuentra actualmente disponible en la Base de Datos de Información Técnica del CDEC-SING. Dicha información corresponde a la enviada por los Coordinados mediante los respectivos formularios de información técnica que establece el Procedimiento DP “Información Técnica de Instalaciones y Equipamiento”. Sin perjuicio de lo anterior, en el proceso de Habilitación de los SSCC que sean instruidos por parte de la DO, se podría requerir el envío de información complementaria o de detalle, la que será solicitada a los Coordinados en los plazos y formatos que en esa instancia se definan.


5. INSTRUCCIONES DE INSTALACIÓN Y/O HABILITACIÓN DE EQUIPOS

5.1 ASPECTOS GENERALES ASOCIADOS A LA INSTRUCCIÓN

Una vez aprobado el presente Informe por parte de la CNE, la DO emitirá un cronograma de Habilitación, el que deberá llevarse a cabo considerando lo establecido en el Procedimiento “Habilitación de Instalaciones para Control de Frecuencia, Control de Tensión, EDAC, Sistemas de Protección Multiárea y PRS”. Junto con la Habilitación de los SSCC instruidos por la DO, deberá estar disponible en el SITR, las señales requeridas para medir tanto la disponibilidad como el desempeño de los mismos, de acuerdo a lo establecido en la sección 6 del presente documento. Es responsabilidad del Coordinado cumplir con los cronogramas establecidos por la DO, así como el integrar y mantener validadas las variables requeridas, de modo que la DO pueda verificar tanto la disponibilidad como el desempeño de los SSCC que sean instruidos. Si como resultado de la habilitación, la prestación del servicio por parte de una instalación no cumple alguna de las exigencias mínimas establecidas en la sección 3, la DO determinará en función de los requerimientos y recursos disponibles en el sistema, si dicha prestación puede ser habilitada bajo las condiciones que hayan sido consignadas en el proceso de habilitación.

5.2 INSTRUCCIÓN DE HABILITACIÓN DE SSCC

En la siguiente sección se identifican todas las instalaciones del SING que, por instrucción de la DO, deberán prestar los servicios complementarios especificados en la sección 3 del presente documento.



Las componentes de las unidades generadoras, que deberán prestar el servicio complementario de CPF, se especifican en la siguiente tabla:

Coordinado Unidad Generadora Componente Observaciones

AES GENER CC SALTA TG11 -

CC SALTA TG12 -

ANDINA CTA CTA1 -

ANGAMOS ANG1 ANG1 La Unidad ANG1 remplaza el aporte de reserva primaria ante contingencias con un ECEA.

ANGAMOS ANG2 ANG2 La Unidad ANG2 remplaza el aporte de reserva primaria ante contingencias con un ECEA.

CELTA CTTAR CTTAR -

TGTAR TGTAR -

E-CL

TGIQ TGIQ -

CTM1 CTM1 -

CTM2 CTM2 -

CTM3 CTM3-TG -

TG1 TG1 -

TG2 TG2 -

TG3 TG3 -

U10 U10 -

U11 U11 -

U12 U12 -

U13 U13 -

U14 U14 -

U15 U15 -

U16 U16-TG -

GASATACAMA

CC1 TG1A -

CC1 TG1B -

CC2 TG2A -

CC2 TG2B -

HORNITOS CTH CTH1 -

NORGENER NTO1 NTO1 La Unidad NTO1 remplaza el aporte de reserva

primaria ante contingencias con un ECEA.

NTO2 NTO2 La Unidad NTO2 remplaza el aporte de reserva primaria ante contingencias con un ECEA.



Las unidades generadoras que deberán prestar el servicio complementario de CSF se especifican en la siguiente tabla:

Coordinado Unidad Generadora

AES GENER CC SALTA

ANDINA CTA

ANGAMOS ANG1

ANG2

CELTA CTTAR

TGTAR

E-CL

TGIQ

CTM1

CTM2

CTM3

TG1

TG2

TG3

U10

U11

U12

U13

U14

U15

U16

GASATACAMA CC1

CC2

HORNITOS CTH

NORGENER NTO1

NTO2



Las componentes de las unidades generadoras, que deberán prestar el servicio complementario de Reserva Pronta, se especifican en la siguiente tabla:

Coordinado Unidad Generadora Componente

CELTA TGTAR TGTAR

E-CL

GMAR GMAR1

GMAR GMAR2

GMAR GMAR3

GMAR GMAR4

M1AR M1AR1

M1AR M1AR2

M1AR M1AR3

M2AR M2AR1

M2AR M2AR2

MAIQ MAIQ

MIIQ MIIQ4

MIIQ MIIQ5

MSIQ MSIQ

SUIQ SUIQ1

SUIQ SUIQ2

SUIQ SUIQ3

TGIQ TGIQ

TG1 TG1

TG2 TG2

TG3 TG3

CUMMINS ENAEX4

DEUTZ ENAEX1

DEUTZ ENAEX2

DEUTZ ENAEX3

ENORCHILE

ZOFRI_1-6 ZOFRI_1

ZOFRI_1-6 ZOFRI_6

ZOFRI_2-5 ZOFRI_2

ZOFRI_2-5 ZOFRI_3

ZOFRI_2-5 ZOFRI_4

ZOFRI_2-5 ZOFRI_5

ZOFRI_13 ZOFRI_13

ZOFRI_7-12 ZOFRI_10

ZOFRI_7-12 ZOFRI_11

ZOFRI_7-12 ZOFRI_12

ZOFRI_7-12 ZOFRI_7



ENORCHILE

ZOFRI_7-12 ZOFRI_8

ZOFRI_7-12 ZOFRI_9

MIMB MIMB1

MIMB MIMB10

MIMB MIMB2

MIMB MIMB3

MIMB MIMB4

MIMB MIMB5

MIMB MIMB6

MIMB MIMB7

MIMB MIMB8

MIMB MIMB9

EQUIPOS DE GENERACIÓN

INACAL INACAL1

INACAL INACAL2

INACAL INACAL3

INACAL INACAL4

GASATACAMA CC1 TG1A

CC2 TG2A

ON GROUP AGB AGB1

AGB AGB2

5.2.4 EQUIPOS DE COMPENSACIÓN DE ENERGÍA ACTIVA (ECEA)

Los ECEA, que deberán prestar el servicio complementario de CPF, se especifican en la siguiente tabla:

Coordinado ECEA Unidad Generadora asociada Componente Observaciones

NORGENER BESS ANDES NTO1 NTO1 Reemplaza el aporte de reserva primaria ante

contingencias de la Unidad NTO1

NTO2 NTO2 Reemplaza el aporte de reserva primaria ante contingencias de la Unidad NTO2

ANGAMOS

BESS ANGAMOS

ANG1 ANG1 Reemplaza el aporte de reserva primaria ante contingencias de la Unidad ANG1

ANG2 ANG2 Reemplaza el aporte de reserva primaria ante contingencias de la Unidad ANG2



Las unidades generadoras que deberán prestar el servicio complementario de EDAG por Sobrefrecuencia, se especifican en la siguiente tabla:


ANDINA CTA CTA1

CELTA CTTAR CTTAR

E-CL

CTM1 CTM1

CTM2 CTM2

CTM3 CTM3-TV

U12 U12

U13 U13

U14 U14

U15 U15

GASATACAMA CC1 TV1C

CC2 TV2C

HORNITOS CTH CTH1

NORGENER NTO1 NTO1

NTO2 NTO2

5.2.6 CONTROL DE TENSIÓN

5.2.6.1 Elementos de generación Las unidades generadoras que deberán prestar el servicio complementario de Control de Tensión, se especifican en la siguiente tabla:

Coordinado Unidad Generadora S/E

AES GENER CC SALTA SALTA 220 kV

ANDINA CTA CHACAYA 220 kV

ANGAMOS ANG1 ANGAMOS 220 kV

ANG2 ANGAMOS 220 kV

CELTA CTTAR TARAPACÁ 220 kV

TGTAR TARAPACÁ 220 kV

E-CL

CTM1 CHACAYA 220 kV

CTM2 CHACAYA 220 kV

CTM3 CHACAYA 220 kV

TG1 TOCOPILLA 110 kV



U10 TOCOPILLA 110 kV






Coordinado Unidad Generadora S/E

E-CL U15 TOCOPILLA 220 kV


GASATACAMA CC1 ATACAMA 220 kV

CC2 ATACAMA 220 kV

HORNITOS CTH CHACAYA 220 kV

NORGENER NTO1 NORGENER 220 kV

NTO2 NORGENER 220 kV

POZO ALMONTE SOLAR 2 PAS2 CENTRAL SOLAR PAS2 13.8 kV

POZO ALMONTE SOLAR 3 PAS3 CENTRAL SOLAR PAS3 13.8 kV

VALLE DE LOS VIENTOS EÓLICA VALLE DE LOS VIENTOS VALLE DE LOS VIENTOS 110 kV

5.2.6.2 Elementos de transmisión No se instruye la habilitación de elementos de transmisión para realizar el control de tensión en el contexto de los servicios complementarios.

5.2.7 EDAC POR SUBREFRECUENCIA

Los Coordinados que deberán prestar el SSCC de EDAC por Subfrecuencia, se especifican en la siguiente tabla:

Coordinado Subestación

ATACAMA AGUA Tap Off Desalant

CODELCO CHILE

Chuquicamata

Gaby

Radomiro Tomic

ELECDA Calama

Esmeralda

ELIQSA Cóndores

EMELARI Parinacota

ENAEX Central Diesel Enaex

GNL MEJILLONES GNL Mejillones

GRACE Mantos de la Luna

HALDEMAN Sagasca

MINERA ATACAMA MINERALS Aguas Blancas

MINERA CERRO COLORADO Cerro Colorado

MINERA COLLAHUASI Collahuasi

MINERA EL ABRA El Abra

MINERA EL TESORO El Tesoro

MINERA ESCONDIDA

Coloso

Escondida

Laguna Seca

Planta Óxidos

Sulfuros

Tap Off Estación de bombeo N°2


Coordinado Subestación



MINERA ESPERANZA Esperanza

MINERA LOMAS BAYAS Lomas Bayas

MINERA MANTOS BLANCOS Mantos Blancos

MINERA MERIDIAN Tap Off Palestina

MINERA MICHILLA Mejillones

MINERA QUEBRADA BLANCA Collahuasi

MINERA RAYROCK Tap Off Pampa

MINERA SPENCE Spence

MINERA ZALDÍVAR Zaldívar

MOLY-COP Chacaya

SQM

Tap Off El Loa

Tap Off La Cruz

Tap Off Nueva Victoria

Tap Off Oeste

XSTRATA COPPER - ALTONORTE Alto Norte


Dado que no existen requerimientos asociados al EDAC por subtensión, no se instruye la instalación y habilitación de este servicio en el SING.


Dado que no existen requerimientos asociados al EDAC por contingencia específica, no se instruye la instalación y habilitación de este servicio en el SING.


Todos los Coordinados deben contar con la capacidad de desconectar carga de forma manual con el fin de garantizar la seguridad y calidad del servicio en el SING, cada vez que la DO instruya su aplicación.


5.2.11 PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO (PRS)

5.2.11.1 Partida Autónoma Las componentes de las unidades generadoras, que deberán contar con partida autónoma y prestar el servicio complementario de PRS, se especifican en la siguiente tabla:


AES GENER CC SALTA TG11

CC SALTA TG12

CELTA TGTAR TGTAR

E-CL

CHAP CHAP1

CHAP CHAP2

GMAR GMAR1

GMAR GMAR2

GMAR GMAR3

GMAR GMAR4

M1AR M1AR1

M1AR M1AR2

M1AR M1AR3

E-CL

M2AR M2AR1

M2AR M2AR2

MIIQ MIIQ4

MIIQ MIIQ5

SUIQ SUIQ1

SUIQ SUIQ2

SUIQ SUIQ3

TGIQ TGIQ

TG1 TG1

TG2 TG2

TG3 TG3

CUMMINS ENAEX4

DEUTZ ENAEX1

DEUTZ ENAEX2

DEUTZ ENAEX3

ENORCHILE

ZOFRI_1-6 ZOFRI_1

ZOFRI_1-6 ZOFRI_6

ZOFRI_2-5 ZOFRI_2

ZOFRI_2-5 ZOFRI_3

ZOFRI_2-5 ZOFRI_4

ZOFRI_2-5 ZOFRI_5

ZOFRI_13 ZOFRI_13

ZOFRI_7-12 ZOFRI_10

ZOFRI_7 ZOFRI_11

ZOFRI_7 ZOFRI_12



ZOFRI_7 ZOFRI_7

ZOFRI_7 ZOFRI_8

ZOFRI_7 ZOFRI_9

MIMB MIMB1

MIMB MIMB2

MIMB MIMB3

MIMB MIMB4

MIMB MIMB5

MIMB MIMB6

MIMB MIMB7

MIMB MIMB8

MIMB MIMB9

MIMB MIMB10

EQUIPOS DE GENERACIÓN

INACAL INACAL1

INACAL INACAL2

INACAL INACAL3

INACAL INACAL4

GASATACAMA CC1 TG1A

CC2 TG2A

ON GROUP AGB AGB1

AGB AGB2

5.2.11.2 Aislamiento Rápido Dado que no existen requerimientos asociados al aislamiento rápido de unidades generadoras en el PRS, no se instruye la instalación y habilitación de esta prestación en el SING.

5.2.11.3 Equipos de sincronización Los extremos de línea, que deberán contar con equipos de sincronización y prestar el servicio complementario de PRS, se especifican en la siguiente tabla:

Coordinado Paño Extremo S/E Línea

E-CL

CAPRICORNIO 110 KV Línea 110 kV Capricornio - Alto Norte

ANTOFAGASTA 110 KV Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta

CHACAYA 220 KV Línea 220 kV Chacaya - Crucero

CRUCERO 220 KV Línea 220 kV Chacaya - Crucero

CHACAYA 220 KV Línea 220 kV Chacaya - Mantos Blancos

CHACAYA 220 KV Línea 220 kV Chacaya - Mejillones

MEJILLONES 220 KV Línea 220 kV Chacaya - Mejillones

EL COBRE 220 KV Línea 220 kV El Cobre - Esperanza. Circuito N°1

EL COBRE 220 KV Línea 220 kV El Cobre - Esperanza. Circuito N°2

POZO ALMONTE 66 kV Línea 66 kV Iquique - Pozo Almonte. Circuito N°1


Coordinado Paño Extremo S/E Línea

POZO ALMONTE 66 kV Línea 66 kV Iquique - Pozo Almonte. Circuito N°2

MINERA COLLAHUASI LAGUNAS 220 KV Línea 220 kV Lagunas - Collahuasi. Circuito N°1

LAGUNAS 220 KV Línea 220 kV Lagunas - Collahuasi. Circuito N°2

MINERA ESCONDIDA

DOMEYKO 220 KV Línea 220 kV Atacama - Domeyko. Circuito N°1

DOMEYKO 220 KV Línea 220 kV Atacama - Domeyko. Circuito N°2

DOMEYKO 220 KV Línea 220 kV Domeyko - Escondida

ESCONDIDA 220 KV Línea 220 kV Domeyko - Escondida

ESCONDIDA 220 kV Línea 220 kV Nueva Zaldívar - Escondida

DOMEYKO 220 kV Línea 220 kV O'Higgins - Domeyko

ESCONDIDA 220 kV Línea 220 kV Zaldívar - Escondida

LABERINTO 220 KV Línea 220 kV Crucero - Laberinto. Circuito N°1

TRANSELEC NORTE

ENCUENTRO 220 KV Línea 220 kV Crucero - Encuentro. Circuito N°1

ENCUENTRO 220 KV Línea 220 kV Crucero - Encuentro. Circuito N°2

LAGUNAS 220 KV Línea 220 kV Tarapacá - Lagunas N°1

LAGUNAS 220 KV Línea 220 kV Tarapacá - Lagunas N°2

LAGUNAS 220 KV Línea 220 kV Crucero - Lagunas N°2

TRANSELEC S.A. LAGUNAS 220 KV Línea 220 kV Crucero - Lagunas N°1

ZALDÍVAR LABERINTO 220 KV Línea 220 kV Crucero - Laberinto. Circuito N°2


6. DISPONIBILIDAD Y DESEMPEÑO DE SSCC

6.1 ANTECEDENTES GENERALES

6.1.1 ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN EN TIEMPO REAL (SITR)

Con el fin de comprobar la disponibilidad y desempeño de los SSCC, se deberán incluir en el SITR del SCADA las señales especificadas en el presente informe, las cuales deberán cumplir con las características y exigencias de calidad y disponibilidad de acuerdo al Procedimiento DO “Definición de Parámetros Técnicos y Operativos para el envío de datos al SITR del CDC”. En lo que respecta a las señales requeridas para medir la disponibilidad y desempeño de las unidades generadoras y/o de los equipos que prestan un servicio complementario, éstas deberán ser implementadas por la empresa coordinada que preste o explote dicho servicio de manera de entregar las variables requeridas en forma automática a través del SITR. Las señales requeridas para verificar la disponibilidad o desempeño del servicio no podrán ser ingresadas de forma manual al SITR a través de un operador. En caso de que la DO detecte que alguna de las señales especificadas no se encuentra disponible, la DO informará dicha situación al Coordinado respectivo, el cual deberá normalizar el estado de la señal en un plazo no mayor a 5 días corridos. En estos casos, el servicio complementario respectivo se considerará como no prestado desde el día en que la DO detecte la indisponibilidad de la señal a menos que el Coordinado disponga de un medio alternativo para evaluar el desempeño y disponibilidad de un servicio complementario mientras se regulariza la señal. Adicionalmente, los medios alternativos para determinar tanto la disponibilidad como desempeño de un determinado servicio, podrán ser presentados por el propio Coordinado a la DO, mientras se encuentre implementando o regularizando las señales del SITR, en cuyo caso la DO evaluará si dispone de los antecedentes suficientes para evaluar la prestación del servicio.

6.1.2 COMUNICACIÓN DE LA INDISPONIBILIDAD Y DESEMPEÑO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO

Es de responsabilidad de los Coordinados, gestionar una mantención preventiva continua sobre sus instalaciones a efectos de mantener la disponibilidad del 100% de los SSCC que presta. Asimismo, el Coordinado, a través de su CC, deberá comunicar al CDC cuando alguna instalación del sistema no se encuentre disponible para participar total o parcialmente de algún servicio complementario, lo que será registrado por el CDC en el Movimiento de Equipos, Informe de Restricción Operativa o el medio que la DO disponga para dicho fin. Sin prejuicio de lo anterior, si la DO verifica un desempeño deficiente de un determinado servicio, informará dicha situación a los respectivos Coordinados. En un plazo no mayor a 2 días hábiles desde que el servicio ha quedado indisponible, el Coordinado deberá enviar a la DO un informe donde se especifiquen las causas de la indisponibilidad y las acciones correctivas y preventivas para resolver el problema detectado.


6.2 CONTROL DE FRECUENCIA


6.2.1.1 Disponibilidad Para comprobar la disponibilidad de las unidades generadoras que se encuentran habilitadas para prestar el servicio complementario de CPF, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar la siguiente señal al SITR:

a) Señal de disponibilidad de los equipos para prestar el servicio de CPF en unidades generadoras, que de cuenta del estado Activado/Desactivado del controlador de frecuencia que preste la función de CPF.

El factor de disponibilidad del servicio complementario de CPF (FDisp_CPF) corresponderá al porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo activado (según señal de disponibilidad) en el período de medición de un mes, el cual multiplicará el factor de desempeño del CPF.

6.2.1.2 Desempeño Para comprobar el desempeño de las unidades generadoras que se encuentran habilitadas para prestar el servicio complementario de CPF, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar las siguientes señales al SITR:

a) Consigna de potencia activa bruta de la unidad generadora, medida en MW.

b) Potencia activa bruta de la unidad generadora, medida en MW. Respecto de la evaluación del desempeño del CPF, se especifican distintas metodologías, considerando la operación normal o ante la ocurrencia de contingencias. Conforme a lo anterior, el Factor de desempeño asociado al CPF (FD_CPFfinal), estará dado por el promedio entre el Factor de Desempeño ante Contingencias (FD_CPFcontingencias) y el Factor de Desempeño en Operación Normal (FD_CPFop_normal), multiplicando dicho resultado por el factor de disponibilidad (FDisp_CPF) especificado en la Sección6.2.1.1. Esto es: FD_CPF FDisp_CPF FD_CPF _ FD_CPF2

Las formulas de cálculos de los factores de desempeño considerando operación normal y ante la ocurrencia de contingencias, se describen en las secciones 6.2.1.2.1 y 6.2.1.2.2.

6.2.1.2.1 Operación Normal

Cada unidad generadora que sea instruida por la DO para prestar el servicio complementario de CPF, deberá ser habilitada para tal fin, de manera de garantizar que su desempeño cumpla con las exigencias mínimas establecidas en la NT y en el Procedimiento DO “Habilitación de Instalaciones para Control de Frecuencia, Control de Tensión, EDAC, Sistemas de Protección Multiárea y PRS”. Si en los ensayos de habilitación practicados a la unidad generadora, se verifican las exigencias mínimas establecidas en dicho procedimiento, el factor de desempeño asociado al CPF en operación normal (FD_CPFop_normal) será igual a 100%. Al respecto, es responsabilidad de cada Coordinado garantizar que los parámetros de los reguladores de velocidad de cada unidad generadora cumplan permanentemente con el desempeño resultante de la habilitación.


Sin perjuicio de lo anterior, la DO podrá realizar evaluaciones de forma periódica y aleatoria a las unidades generadoras que prestan el servicio de CPF con el objeto de comprobar su desempeño. Si la DO verifica un desempeño deficiente del servicio de CPF se considerará un FD_CPFop_normal igual a 0% a partir de dicha verificación. Asimismo, de considerarlo necesario, la DO podrá instruir la instalación de equipamiento especializado para realizar la evaluación de desempeño del servicio en cuestión.

6.2.1.2.2 Contingencias

Ante la ocurrencia de una contingencia, de acuerdo a la definición especificada en 3.1.1.3, se considerará un FD_CPFcontingencias igual a 100% cuando el promedio de los desempeños en las N contingencias evaluadas durante un mes, sea mayor a 75%. En el caso contrario, el FD_CPFcontingencias será igual a dicho promedio. Es decir: FD_CPF 100%si ∑ ñ 75% FD_CPF ∑ ñ si ∑ ñ 75% Donde, el Desempeño del CPF ante contingencias para cada evento i, se calculará como el porcentaje de aporte de potencia activa real (Aporte real CPFi) respecto del valor resultante de la habilitación de cada unidad generadora (Reserva para CPF habilitada), expresado de la siguiente forma: ñ ∙ 100%

Al respecto, el Aporte real al CPF por evento, corresponde al monto adicional o reducción de potencia que presenta la unidad generadora, y se calcula como la diferencia de potencia eléctrica medida en terminales de la unidad generadora entre el instante previo ( y posterior ( al evento, de acuerdo a la siguiente expresión: Donde:

se calcula como el promedio de las muestras en una ventana de 20 segundos desde el instante en el cual la frecuencia alcanza su valor mínimo o máximo, dependiendo si se trata de un evento de subfrecuencia o sobrefrecuencia respectivamente, es decir: ∑ PotenciaEléctrica á#

se calcula como el promedio de las muestras en una ventana de 20 segundos previo a la contingencia,

de acuerdo a la siguiente relación: ∑ PotenciaEléctrica#


6.2.1.3 Ejemplos de aplicación Se considera una unidad para la cual se verifica el cumplimiento de las exigencias mínimas para su habilitación, por lo cual su FD_CPFop_normal es igual a 100%.

a) Ejemplo 1: Disponibilidad Al evaluar durante un mes la disponibilidad del CPF de una unidad generadora, se obtuvo un FDisp_CPF igual a 100%.

Desempeño ante contingencia Durante el mismo mes de evaluación ocurren tres eventos de falla, en el cual el desempeño de la unidad generadora para cada evento fue el siguiente:

Evento 1 Evento 2 Evento 3 Promedio

Mes Desempeño CPF 80% 90% 70% 80%

El promedio de desempeños de CPF durante el mes de dicha unidad corresponde a 80%, por lo tanto se considera un FD_CPFcontingencias igual a 100%.

Por lo tanto el FD_CPFfinal está dado por:

FD_CPF FDisp FD FD2 100%

b) Ejemplo 2: Disponibilidad Al evaluar durante un mes la disponibilidad del CPF de una unidad generadora, se obtuvo un FDisp_CPF igual a 90%.

Desempeño ante contingencia Durante el mismo mes de evaluación ocurren tres eventos de falla, en el cual el desempeño de la unidad generadora para cada evento fue el siguiente:

Evento 1 Evento 2 Evento 3 Promedio

Mes Desempeño CPF 80% 70% 70% 73.3%

El promedio de desempeños de CPF durante el mes es igual a 73.3%. Considerando lo anterior, el FD_CPF será igual a dicho promedio.

Dado lo anterior, el factor de desempeño final estará determinado por:

FD_CPF FDisp FD FD2 0.9 1 0.7332 0.7798 77.98%



6.2.2.1 Disponibilidad El servicio se considerará con un factor de disponibilidad (FDisp_CSF) igual al 100%, cuando la unidad generadora se mantenga sin restricciones operacionales para realizar el CSF un porcentaje de tiempo igual o superior al 95% del período de evaluación correspondiente a un mes. Será responsabilidad de los Coordinados, a través de su CC, comunicar al CDC cuando alguna unidad generadora tenga restricciones operacionales, lo que será registrado por el CDC en el Movimiento de Equipos, Informe de Restricción Operativa o el medio que la DO disponga para dicho fin. En caso contrario, dicho factor será el porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo sin restricciones, el cual multiplicará el factor de desempeño final del CSF.

6.2.2.2 Desempeño Para comprobar el desempeño de las unidades generadoras que se encuentran habilitadas para prestar el servicio complementario de CSF, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar la siguiente señal al SITR:

a) Consigna de potencia activa bruta de la unidad generadora, medida en MW.

b) Potencia activa bruta de la unidad generadora, medida en MW. En caso que el CSF se esté realizando mediante una unidad generadora, ésta será la única que se encuentre en modo manual, mientras que las demás unidades generadoras deberán estar en modo automático y mantener su consigna establecida en el programa de generación. Se evaluará el desempeño del CSF de acuerdo a la respuesta que efectúen las unidades generadoras ante una instrucción emanada del CDC. Al respecto, se considera que el servicio complementario de CSF ha sido prestado de forma satisfactoria (con FD_CSF=100%), cuando se ha mantenido la consigna de la frecuencia dentro de la banda establecida en la NT (49.8 Hz – 50.2 Hz) el 97% del tiempo, sin apoyo de otra unidad. Sin perjuicio de lo anterior, si la unidad que se encuentra realizando el CSF sin apoyo de otra unidad, no es capaz de cumplir con la consigna de frecuencia establecida, pero sí aumenta o disminuye su nivel de generación con su tasa de máxima de subida o bajada de carga verificada en el proceso de habilitación, se considerará que el servicio complementario ha sido prestado de forma satisfactoria (FD_CSF=100%). En caso que la unidad que se encuentra realizando el CSF, no sea capaz de cumplir con la consigna de frecuencia establecida y tampoco con su tasa de máxima de subida o bajada de carga verificada en el proceso de habilitación, se considerará como factor de desempeño (FD_CSF) el porcentaje en el cual la unidad generadora mantuvo la frecuencia dentro de la banda establecida en la NT, siempre y cuando no haya tenido apoyo de otras unidades generadoras. En el caso que la unidad haya tenido apoyo de otras unidades generadoras, y no cumpla con la tasa de toma y bajada de carga habilitada, pero la frecuencia se mantuvo dentro de la banda establecida en la NT, el factor de desempeño (FD_CSF) será el que resulte del cuociente entre la tasa efectiva de medida sobre la tasa habilitada (FD_CSF=tasa efectiva/tasa habilitada). En resumen, el FD_CSF quedará determinado por: _ _ ∙ _



6.2.3.1 Disponibilidad El servicio se considerará con un factor de disponibilidad (FDisp_RP) igual al 100% cuando la unidad generadora se mantenga sin restricciones que le impidan prestar el servicio de Reserva Pronta un porcentaje de tiempo mayor o igual al 95% del período de evaluación correspondiente a un mes. En caso contrario, dicho factor será el porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo sin restricciones, el cual multiplicará el factor de desempeño final de la Reserva Pronta. Será responsabilidad de los Coordinados, a través de su CC, comunicar al CDC cuando alguna unidad generadora no se encuentre disponible para participar de la Reserva Pronta, lo que será registrado por el CDC en el Movimiento de Equipos. Sin perjuicio de lo anterior, la DO a través del CDC, podrá solicitar pruebas de partida rápida aleatorias, a las unidades que estén consignadas para prestar dicho servicio. De resultar la prueba fallida, a partir de ese momento se considerará la unidad indisponible (FDisp_RP = 0%), hasta que el Coordinado regularice la problemática detectada y confirme nuevamente la disponibilidad de la unidad a través de pruebas efectivas.

6.2.3.2 Desempeño Para comprobar el desempeño de las unidades generadoras que se encuentran habilitadas para prestar el servicio complementario de Reserva Pronta, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar la siguiente señal del SITR:

a) Potencia activa bruta de la unidad generadora, medida en MW. Se evaluará el desempeño de la Reserva Pronta, de acuerdo a la respuesta que efectúen las unidades generadoras ante una instrucción emanada del CDC. Al respecto, se considera que el servicio de Reserva Pronta ha sido prestado de forma satisfactoria (con FD_RP=100%) cuando se ha sincronizado la máquina y entregado los MW comprometidos en el proceso de habilitación, en un tiempo igual a 15 minutos. Por lo tanto, el FD_RP se calculará considerando el aporte de generación en MW, a los 15 minutos desde que el CDC instruye su partida, sobre la potencia establecida en el proceso de habilitación. Esto es: _ _ ∙ 100%

Donde, : Potencia activa bruta que inyecta la unidad a los 15 minutos, medida en MW. _ Potencia activa bruta disponible en 15 minutos de acuerdo a lo establecido en el proceso

de habilitación. Finalmente, se establecerá un factor de desempeño mensual, que corresponderá al promedio de los resultados de desempeño de cada evento en donde se ha requerido dicho servicio. En resumen, el FD_RP quedará determinado por: _ _ ∙ _


6.2.4 EQUIPO DE COMPENSACIÓN DE ENERGÍA ACTIVA (ECEA)

6.2.4.1 Disponibilidad Para comprobar la disponibilidad de un ECEA que se encuentre habilitado para prestar el servicio complementario de CPF, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá enviar de manera automática al SITR del CDC la siguiente señal:

a) Señal de estado (Activado/Desactivado) del sistema de control del ECEA.

b) Estado del interruptor que conecta el ECEA con el SI. El factor de disponibilidad del servicio complementario asociado al ECEA (FDisp_ECEA) corresponderá al porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo disponible (señal de estado activado e interruptor cerrado) en el período de medición de un mes, el cual multiplicará el factor de desempeño final del ECEA de manera proporcional.

6.2.4.2 Desempeño Para comprobar el desempeño de los ECEA que se encuentran habilitados para prestar el servicio complementario de CPF, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar las siguientes señales del SITR:

a) Potencia activa que el ECEA inyecta al SI, medida en MW.

b) Potencia reactiva que el ECEA inyecta al SI, medida en MVAr.

c) Estado de carga del sistema de almacenamiento de energía, medido en porcentaje respecto de la capacidad total.

Cuando el ECEA se encuentre parcialmente disponible, de acuerdo a lo informado por el Coordinado, la evaluación del desempeño se realizará sobre el monto informado. La metodología de evaluación corresponde a la especificada la sección 6.2.1.2.2. Sin perjuicio de lo anterior, en el caso que el ECEA inyecte o absorba potencia reactiva en un evento, el factor de desempeño de dicho evento es 0%.


6.2.5.1 Disponibilidad Para comprobar la disponibilidad del equipamiento que se encuentra habilitado para prestar el servicio complementario asociado al EDAG por Sobrefrecuencia, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar la siguiente señal al SITR:

a) Estado habilitado/deshabilitado del relé de sobrefrecuencia.

El factor de disponibilidad del servicio complementario de EDAG por Sobrefrecuencia (FDisp_EDAG) corresponderá al porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo disponible en el período de medición de un mes, el cual multiplicará el factor de desempeño final del EDAG por sobrefrecuencia de manera proporcional.

6.2.5.2 Desempeño Para comprobar el desempeño de los EDAG por Sobrefrecuencia que se encuentran habilitados en el SI, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar las siguientes señales al SITR:

a) Señal de operación del relé de sobrefrecuencia.


b) Potencia activa bruta y neta de la unidad generadora, medida en MW.

c) Estado del interruptor.

d) Medida de frecuencia local (en barra donde inyecta la unidad generadora). La evaluación del factor de desempeño del EDAG por Sobrefrecuencia (FD_EDAG) se realizará luego de la ocurrencia de una contingencia en la que se espera ocurra la operación del EDAG, de acuerdo a los siguientes criterios:

a) El FD_EDAG será igual a 100%, cuando la unidad cumpla con las exigencias técnicas mínimas establecidas en la sección 3.1.5, respecto al tiempo de desconexión y umbral de frecuencia, medida de forma local, en el que el EDAG debe operar.

b) En caso contrario el FD_EDAG será igual a 0%. Para verificar la condición anterior, los Coordinados deberán disponer de relés o registradores, con capacidad de guardar tanto el registro de eventos como la oscilografía en formato Comtrade, u otro de similar característica, ante una operación de los relés de sobrefrecuencia. En resumen, el FD_EDAG quedará determinado por: _ _ ∙ _ En el caso particular de presentarse la operación del EDAG en más de un ocasión durante el mismo mes, se calculará el FD_EDAG final considerando el promedio del desempeño de cada uno de los eventos, esto es: _ _ ∙ _°

6.3 CONTROL DE TENSIÓN (CT)

6.3.1 CONTROL DE TENSIÓN POR ELEMENTOS DE GENERACIÓN

6.3.1.1 Disponibilidad Para comprobar la disponibilidad de las unidades generadoras que se encuentren habilitadas para prestar el servicio complementario de Control de Tensión, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar las siguientes señales del SITR:

a) Estado activado/desactivado del regulador de tensión.

b) Estado automático/manual u otro modo de operación del regulador de tensión. En el caso de centrales eléctricas de potencia nominal igual o mayor a 100 MW, que posean más de una componente o unidad generadora sincrónica, se verificará la disponibilidad del control centralizado de potencia reactiva/tensión sobre la barra de inyección. En el caso que exista más de una central eléctrica que inyecta su energía a una misma barra del SI y que la suma de sus potencias individuales sea superior a 200 MW, se verificará la disponibilidad del control centralizado de dichas centrales.


El factor de disponibilidad del servicio complementario de CT (FDisp_CT) corresponderá al porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo disponible (activado y en modo automático) en el período de medición de un mes, el cual multiplicará el factor de desempeño final del servicio de manera proporcional.

6.3.1.2 Desempeño Para comprobar el desempeño de las unidades generadoras que se encuentran habilitadas para prestar el servicio complementario de CT, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar las siguientes señales del SITR:

a) Tensión en bornes del generador, medida en kV.

b) Consigna de tensión asignada del regulador de tensión, medida en por unidad.

c) Posición del tap del transformador elevador de la unidad.

d) Señales que permitan graficar en tiempo real las variaciones asociadas al diagrama P-Q de cada unidad generadora, de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento DO “Habilitación de Instalaciones para Control de Frecuencia, Control de Tensión, EDAC, Sistemas de Protección Multiárea y PRS”.

El factor de desempeño del Control de Tensión (FD_CT) se obtiene a partir de la respuesta de las unidades generadoras, ante una instrucción emanada del CDC, en la cual se evalúa el seguimiento que realice la unidad o conjunto de unidades generadoras, según sea el caso, a la consigna de tensión establecida por el CDC, en la barra donde realiza el control. Para realizar la evaluación se considerará el porcentaje de tiempo en que la unidad o el conjunto de unidades generadores mantuvieron, en la barra de inyección, la consigna de tensión asignada. Como criterio, se considerará que el servicio ha sido prestado de forma satisfactoria (FD_CT = 100%) cuando el seguimiento de la consigna de la unidad o conjunto de unidades generadoras asignadas fue superior a un 95% del periodo de medición de un mes. En caso de que el porcentaje sea menor, se considerará un factor de desempeño proporcional al tiempo en que se cumplió con lo requerido. Sin perjuicio de lo anterior, si las unidades no son capaces de cumplir con la consigna de tensión establecida, pero sí entregaron la máxima cantidad de reactivos de acuerdo a sus límites operacionales en función de su diagrama P-Q, se considerará que en dicho periodo el servicio ha sido prestado de forma satisfactoria (FD_CT = 100%). Adicionalmente, y con el objeto de verificar su desempeño, la DO podrá realizar evaluaciones de forma periódica y aleatoria a los elementos de generación que prestan el servicio de CT. Si la DO verifica un desempeño deficiente del servicio de CT se considerará un FD_CT igual a 0% a partir de dicha verificación hasta que el coordinado regularice la problemática detectada y confirme nuevamente el desempeño de la unidad para realizar un CT acorde a lo instruido por la DO, a través de pruebas efectivas. En resumen, el factor de desempeño final quedará determinado por: _ _ ∙ _


6.3.1.3 Ejemplos de aplicación a) Ejemplo 1:

Disponibilidad Al evaluar durante un mes la disponibilidad del CT de una unidad generadora, se obtuvo un FDisp_CT igual a 100%.

Desempeño Si durante el mismo mes de evaluación se solicitaron dos consignas de tensión diferentes, por periodos de tiempo distintos, el porcentaje de cumplimiento quedará determinado por el tiempo en que la tensión en la barra de inyección se mantuvo en el valor establecido. Al respecto, en la siguiente tabla se muestra el cálculo del porcentaje y horas cumplidas.

Consigna Requerida

[pu] Tiempo Exigido

[horas] Horas Cumplidas

[horas] Horas Cumplidas

[%] 1,01 500 480 96% 1,05 220 204 93% Total 720 684 95%

El desempeño de CT durante el mes de dicha unidad corresponderá a 95%, por lo que en este caso, se considerará que el servicio ha sido prestado de forma satisfactoria. En consecuencia, durante el mes evaluado el desempeño del CT, será igual a 100% (FD_CT = 100%). Dado lo anterior, el factor de desempeño final estará determinado por:

FD_CT FD_CT ∙ FDisp_CT 100% b) Ejemplo 2:

Disponibilidad Al evaluar durante un mes la disponibilidad del CT de una unidad generadora, se obtuvo un valor igual a 93%.

Desempeño Si durante el mismo mes de evaluación se solicitaron dos consignas de tensión diferentes, por periodos de tiempo distintos, el porcentaje de cumplimiento quedará determinado por el tiempo en que la tensión se mantuvo en el valor establecido. Al respecto en la siguiente tabla se muestra el cálculo del porcentaje y horas cumplidas.

Consigna Requerida [pu]

Tiempo Exigido [horas]

Horas Cumplidas [horas]

Horas Cumplidas [%]

1,01 449.6* 404.6 90% 1,05 220 204 93%

Total 669.6 608.6 91% *Para este ejemplo, se asume que las horas de indisponibilidad (7% del tiempo) se produjeron mientras se solicitó una consigna de 1.01 pu. El desempeño mensual de CT de dicha unidad corresponderá a 91%. En consecuencia, durante el mes evaluado el factor de desempeño del CT será igual al mismo porcentaje (FD_CT = 91%).


Dado lo anterior, el factor de desempeño final estará determinado por: _ _ ∙ _ 0.91 ∙ 0.93 ∙ 100% 84.63%

6.3.2 CONTROL DE TENSIÓN POR INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN

6.3.2.1 Disponibilidad La disponibilidad del control de tensión por instalaciones de transmisión quedará determinada por la entrada en operación comercial las instalaciones que la DO instruya para este fin. Se considerará que el equipo se mantiene disponible mientras no presente limitaciones técnicas o fallas, que no permitan la utilización de dicho equipo. Para comprobar la disponibilidad de equipos de compensación de reactivos que se encuentren habilitados para ejercer Control de Tensión (Banco de Condensadores, Reactores, STATCOM, CER, SVC u otro), cada Coordinado que preste dicho servicio, deberán incorporar o regularizar las siguientes señales en el SITR:

a) Estado activado/desactivado del Equipo. b) Estado automático/manual u otro modo de operación del Equipo (señal requerida sólo para el caso

de equipos que absorban o aporten potencia reactiva de forma automática). El factor de disponibilidad del servicio complementario de Control de Tensión (FDisp_CT) corresponderá al porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo disponible (activado y en modo automático) en el período de medición de un mes, el cual multiplicará el factor de desempeño final del servicio de manera proporcional. En el caso que el servicio se encuentre parcialmente disponible, el resultado anterior se deberá multiplicar por el cuociente entre la capacidad disponible y la capacidad total establecida en el proceso de habilitación.

6.3.2.2 Desempeño Para comprobar el desempeño de equipos de compensación de reactivos que se encuentren habilitados para ejercer el servicio complementario de CT, cada Coordinado que preste dicho servicio, deberá incorporar o regularizar las siguientes señales del SITR:

a) Medida de potencia reactiva en MVAr.

b) Consigna de tensión del equipo (señal requerida sólo para el caso de equipos que absorban o aporten potencia reactiva de forma automática), medida en por unidad.

El factor de desempeño del Control de Tensión (FD_CT) se obtiene a partir del tiempo que tardan dichos equipos en retirar o aportar reactivos en el sistema. En este caso, se considerará que el servicio ha sido prestado de forma satisfactoria (FD_CT =100%) cuando ante una instrucción emitida por parte del CDC, ésta es efectuada en un lapso no superior a 5 minutos desde que se efectuó dicha instrucción. En caso de que la instrucción del CDC no se realice en el tiempo especificado, su factor de desempeño será proporcional al retardo registrado, con un tiempo máximo de ejecución de 15 minutos. Posterior a dicho período se considerará un FD_CT =0%. Adicionalmente, y con el objeto de verificar su desempeño, la DO podrá realizar evaluaciones de forma periódica y aleatoria a los Equipos de Compensación que prestan el servicio de CT. Si la DO verifica un desempeño deficiente del servicio de CT se considerará un FD_CT igual a 0% a partir de dicha verificación y


hasta que el coordinado regularice la problemática detectada y confirme nuevamente que el equipo realiza un CT acorde a lo instruido por la DO, a través de pruebas efectivas. Cuando el servicio se encuentre parcialmente disponible, de acuerdo a lo informado por el Coordinado, la evaluación del desempeño se realizará sobre el monto informado. En resumen, el factor de desempeño final quedará determinado por: _ _ ∙ _

6.4 ESQUEMAS DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA O MANUAL DE CARGA

6.4.1 EDAC POR SUBFRECUENCIA

6.4.1.1 Disponibilidad La disponibilidad de los esquemas de desconexión automática por subfrecuencia (EDACf) habilitados en los alimentadores asignados, quedará determinada por la medida de la siguiente variable que debe ser incorporada o regularizada en el SITR por cada escalón de frecuencia:

a) Estado habilitado/deshabilitado de su relé de subfrecuencia. El factor de disponibilidad del servicio complementario de EDACf (FDisp_EDACf) corresponderá al porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo disponible (estado habilitado) en el período de medición de un mes, el cual multiplicará el factor de desempeño final del servicio.

6.4.1.2 Desempeño El desempeño de los EDACf habilitados en los alimentadores asignados, quedará determinado por las medidas de las siguientes variables que deben ser incorporadas o regularizadas en el SITR por cada escalón de frecuencia:

a) Potencia disponible, medida en MW.

b) Estado del interruptor.

c) Señal de operación del relé de subfrecuencia.

d) Medida local de frecuencia. La evaluación del desempeño del servicio se realizará luego de cada contingencia que tenga como consecuencia la operación del EDACf, a través del Estudio de Análisis de Falla correspondiente que realice la DO, de acuerdo a lo indicado en el Procedimiento DO “Informes de Falla de Coordinados”. Cuando el Coordinado informe que el EDACf se encuentra parcialmente disponible, de acuerdo al porcentaje de disponibilidad especificada en la sección 3.3.1.1, la evaluación del desempeño se realizará sobre el monto informado. Cada evaluación de desempeño deberá seguir los siguientes criterios:

a) Respecto de los montos de carga efectivamente operados por escalón de frecuencia, se aceptará una tolerancia del ±10% del monto comprometido. Si el monto desconectado se encuentra dentro de esta tolerancia, se considerará un factor de desempeño del EDACf (FD_EDACf) igual a 100%.


b) En caso de que la evaluación efectuada arroje un resultado con una tolerancia superior al ±10%, el FD_EDACf estará dado por: 90% ⇒ _ ∙ 100%

110% ⇒ _ 2 ∙ 100%

Si 200% ⇒ _ 0%

Para verificar la condición anterior, los Coordinados deberán disponer de relés o registradores, con capacidad para almacenar tanto el registro de eventos como la oscilografía en formato Comtrade, u otro de similar característica, ante una operación de los relés de subfrecuencia.

c) Respecto al tiempo de desconexión de la carga comprometida, en caso de no cumplir con el tiempo establecido en la sección 3.3.1, se considerará un FD_EDACf igual a 0%.

d) Respecto a la frecuencia en la que opera el esquema, medida de forma local, en caso de no cumplir con el valor asignado por la DO, se considerará un FD_EDACf igual a 0%.

Cuando la operación del EDACf implique la desconexión más de un alimentador por Cliente, se promediarán los factores de desempeño por alimentador, para calcular el total por Cliente. El FD_EDACf será aplicado directamente sobre el número de desconexiones y el tiempo de duración de la desconexión para cada evento (i) y por Cliente (k). Esto modificará el tiempo de duración acumulado ( ) y el número total de desconexiones ( , obteniendo un nuevo valor ∗ ∗, respectivamente. En función de estos nuevos valores y una vez que se supere el tiempo máximo (Tmax) o el número máximo de desconexiones (Mmax) establecido en la NT, para el conjunto de desconexiones manuales o automáticas de carga en el período de 1 año calendario, el FD_EDACf se aplicará directamente sobre la Energía no Suministrada (ENS) para cada evento. La metodología para todo evento “i” que corresponda a un EDACf, se especifica a continuación.

Condición FD_EDACf ENS Definición de _ ∗, _ ∗ Mientras ∗ y ∗ _

_ ∗ _

_ ∗ _

Cuando ∗ o ∗ _ _

_ ∗

_ ∗

Donde, _ ∗: Sumatoria del número total de eventos de desconexión del cliente “k”, modificado por el


factor de desempeño, correspondiente a la prestación del servicio de EDAC por subfrecuencia.

_ ∗: Sumatoria del tiempo total de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación del servicio de EDAC por subfrecuencia. ∗: Sumatoria del número total de eventos de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación de SSCC de DAC y DMC. ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ ∗: Sumatoria del tiempo total de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación de SSCC de DAC y DMC. ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗

: Tiempo de duración acumulado máximo de desconexión por período de operación definido en la NT.

: Número de desconexiones máximo por período de operación definido en la NT. _ : Factor de desempeño del servicio de EDAC por subfrecuencia asociado al cliente “k” en el evento de desconexión “i”.

: Energía no Suministrada asociada al cliente “k” en el evento de desconexión “i”.

: Igual a 1 para desconexión del cliente “k” en el evento de desconexión “i”.

: Duración, expresada en horas, de la desconexión del Cliente “k” en el evento de desconexión “i”.

En resumen, el FD_EDAG quedará determinado por: _ _ ∙ _


6.4.2.1 Disponibilidad La disponibilidad de los esquemas de desconexión automática por subtensión (EDACv) en cada uno de los alimentadores asignados quedará determinada por las medidas de las siguientes variables que deben ser incorporadas o regularizadas en el SITR:

a) Estado habilitado/deshabilitado de su relé de subtensión. El factor de disponibilidad del servicio complementario de EDACv (FDisp_EDACv) corresponderá al porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo disponible (estado habilitado) en el período de medición de un mes, el cual multiplicará el factor de desempeño final del servicio de manera proporcional.

6.4.2.2 Desempeño El desempeño de los EDACv en cada uno de los alimentadores asignados quedará determinado por las medidas de las siguientes variables que deben ser incorporadas o regularizadas en el SITR:

a) Potencia disponible en MW.

b) Estado del interruptor.

c) Umbral de tensión al que se encuentra asignado.


La evaluación del desempeño del servicio se realizará luego de cada contingencia que tenga como consecuencia la operación del EDACv a través del estudio de análisis de falla correspondiente que realice la DO, según el Procedimiento DO “Informes de Falla de Coordinados”. Cuando el Coordinado informe que el EDACv se encuentra parcialmente disponible, de acuerdo al porcentaje de disponibilidad especificada en la sección 3.3.2.1, la evaluación del desempeño se realizará sobre el monto informado. Cada evaluación del respectivo desempeño deberá seguir los siguientes criterios:

a) Respecto de los montos de carga efectivamente operados por escalón de tensión, se aceptará una tolerancia del ±10% del monto comprometido. Si el monto desconectado se encuentra dentro de esta tolerancia, se considerará un factor de desempeño del EDACv (FD_EDACv) igual a 100%.

b) En caso de que la evaluación efectuada arroje un resultado con una tolerancia superior al ±10%, el factor de desempeño del esquema de EDAC comprometido estará dado por: 90% ⇒ _ ∙ 100%

110% ⇒ _ 2 ∙ 100%

200% ⇒ _ 0%

Para verificar la condición anterior, los Coordinados deberán disponer de relés o registradores, con capacidad de guardar tanto el registro de eventos como la oscilografía en formato Comtrade, u otro de similar característica, ante una operación de los relés de subtensión.

c) Respecto del tiempo de desconexión, en caso de no cumplir con el tiempo de desconexión acorde a lo establecido en la sección 3.3.2, se considerará un FD_EDACv igual a 0%.

Cuando la operación del EDACv implique la desconexión de más de un alimentador, se promediarán los factores de desempeño, para calcular el total por Cliente. El FD_EDACv será aplicado directamente sobre el número de desconexiones y el tiempo de duración de la desconexión para cada evento (i) y por Cliente (k). Esto modificará el tiempo de duración acumulado ( ) y el número total de desconexiones ( , obteniendo un nuevo valor ∗ ∗, respectivamente. En función de estos nuevos valores y una vez que se supere el tiempo máximo ( ) o el número máximo de desconexiones ( ) establecido en la NT, para el conjunto de desconexiones manuales o automáticas de carga en el período de 1 año calendario, el FD_EDACv se aplicará directamente sobre la Energía no Suministrada (ENS) para cada evento. La metodología para todo evento “i” que corresponda a un EDAC por subtensión, se especifica a continuación.


Condición FD_EDACv ENS Definición de _ ∗, _ ∗ Mientras ∗ y ∗ _

_ ∗ _

_ ∗ _


_ ∗

_ ∗

Donde, _ ∗: Sumatoria del número total de eventos de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación del servicio de EDAC por subtensión.

_ ∗: Sumatoria del tiempo total de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación del servicio de EDAC por subtensión. ∗: Sumatoria del número total de eventos de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación de SSCC de DAC y DMC. ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ ∗: Sumatoria del tiempo total de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación de SSCC de DAC y DMC. ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗


: Número de desconexiones máximo por período de operación definido en la NT. _ : Factor de desempeño del servicio de EDAC por subtensión asociado al cliente “k” en el evento de desconexión “i”.




En resumen, el FD_EDAG quedará determinado por: _ _ ∙ _



6.4.3.1 Disponibilidad

La disponibilidad de los esquemas de desconexión automática por contingencia específica (EDACce) habilitados quedará determinada por la medida de la siguiente variable que debe ser incorporada o regularizada en el SITR:

a) Estado habilitado/deshabilitado del control maestro del esquema de protección. El factor de disponibilidad del servicio complementario de EDACce (FDisp_EDACce) corresponderá al porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo disponible (estado habilitado) en el período de medición de un mes, el cual multiplicará el factor de desempeño final del servicio de manera proporcional.

6.4.3.2 Desempeño El desempeño de los EDACce quedará determinado por la medida de las siguientes variables que deben ser incorporadas o regularizadas en el SITR:

a) Potencia disponible en MW en cada alimentador donde se realizará la desconexión.

b) Estado de la totalidad de los interruptores asociados al Esquema.

c) Señal de operación en cada uno de los interruptores del Esquema. Sin perjuicio de lo anterior, otras señales pueden ser solicitadas dependiendo de la solución específica diseñada para el esquema de protección. La evaluación del desempeño del servicio se realizará luego de cada contingencia que tenga como consecuencia la operación del EDACce. Cada evaluación del respectivo desempeño deberá seguir los siguientes criterios:

a) Respecto de los montos de carga efectivamente operados, se aceptará una tolerancia del ±10% del monto comprometido. Si el monto desconectado se encuentra dentro de esta tolerancia, se considerará un factor de desempeño del EDACce (FD_EDACce) igual a 100%.

b) En caso de que la evaluación efectuada arroje un resultado con una tolerancia superior al ±10%, el FD_EDACce será igual a dicha evaluación, es decir: 90% ⇒ _ ∙ 100% 110% ⇒ _ 2 ∙ 100% 200% ⇒ _ 0%

Para verificar la condición anterior, los Coordinados deberán disponer de relés o registradores, con capacidad de guardar tanto el registro de eventos como la oscilografía en formato Comtrade, u otro de similar característica, ante una operación del EDACce.


c) Respecto al tiempo de desconexión, se debe cumplir con los tiempos establecidos en la especificación técnica del esquema de protección aprobada por la DO, en caso de no cumplir con dichos tiempos se considerará un FD_EDACce igual a 0%.

Cuando la operación del EDAC por contingencia específica implique la desconexión de más de un alimentador, se promediarán los factores de desempeño por alimentador, para calcular el total por Cliente. El FD_EDACce será aplicado directamente sobre el número de desconexiones y el tiempo de duración de la desconexión para cada evento (i) y por Cliente (k). Esto modificará el tiempo de duración acumulado ( ) y el número total de desconexiones ( , obteniendo un nuevo valor ∗ ∗, respectivamente. En función de estos nuevos valores y una vez que se supere el tiempo máximo ( ) o el número máximo de desconexiones ( ) establecido en la NT, para el conjunto de desconexiones manuales o automáticas de carga en el período de 1 año calendario, el FD_EDACce se aplicará directamente sobre la Energía no Suministrada (ENS) para cada evento. La metodología para todo evento “i” que corresponda a un EDACce, se muestra a continuación. Condición FD_EDACce ENS Definición de _ ∗, _ ∗Mientras ∗ y ∗ _

_ ∗ _

_ ∗ _


_ ∗

_ ∗

Donde, _ ∗: Sumatoria del número total de eventos de desconexión del cliente “k”, modificado por el

factor de desempeño, correspondiente a la prestación del servicio de EDAC por contingencia específica.

_ ∗: Sumatoria del tiempo total de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación del servicio de EDAC por contingencia específica. ∗: Sumatoria del número total de eventos de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación de SSCC de DAC y DMC. ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ ∗: Sumatoria del tiempo total de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación de SSCC de DAC y DMC. ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗


: Número de desconexiones máximo por período de operación definido en la NT. _ : Factor de desempeño del servicio de EDAC por contingencia específica asociado al cliente


“k” en el evento de desconexión “i”.




En resumen, el FD_EDACce quedará determinado por: _ _ ∙ _


6.4.4.1 Disponibilidad Considerando las características técnicas del servicio de DMC, se considerará que todos los consumos de Clientes Coordinados, se encuentran disponibles para desconectar carga de forma manual, ante una eventual solicitud del CDC.

6.4.4.2 Desempeño El desempeño de la DMC quedará determinado por la siguiente variable, la cual debe ser incorporada al SITR:

a) Demanda total en MW asociada a cada Coordinado y calculada en línea por el CDC, a partir de las señales del SITR existentes de cada alimentador, que permiten caracterizar la totalidad del consumo.

La evaluación del desempeño del servicio se realizará luego de cada desconexión manual de carga, a través del “Informe de DMC” que realice el CDC, de acuerdo a lo indicado en el Procedimiento DO “Desconexión Manual de Carga”. Cada evaluación del respectivo desempeño deberá seguir los siguientes criterios:

a) Respecto de los montos de carga efectivamente desconectados, se aceptará una tolerancia del ±10% respecto del monto solicitado por el CDC en línea. En este escenario, se considerará un factor de desempeño de la DMC (FD_DMC) igual a 100%.

b) En el caso que la evaluación efectuada arroje un resultado con un error superior al ±10%, el FD_DMC estará dado por:

90% ⇒ _ ∙ 100%

110% ⇒ _ 2 ∙ 100%

200% ⇒ _ 0%

Donde,


: Carga total a desconectar solicitada por el CDC en línea, especificada en MW y medida en el instante en que el CDC instruye la aplicación de la DMC.

: Carga total desconectada, especificada en MW y medida en el instante en que el CDC autoriza la recuperación del consumo respectivo.

El FD_DMC será aplicado directamente sobre el número de desconexiones y el tiempo de duración de la desconexión para cada evento (i) y por Cliente (k). Esto modificará el tiempo de duración acumulado ( ) y el número total de desconexiones ( , obteniendo un nuevo valor ∗ ∗, respectivamente. Una vez que se supere el tiempo máximo ( ) o el número máximo de desconexiones ( ) establecido en la NT, para el conjunto de desconexiones manuales o automáticas de carga en el período de 1 año calendario, el FD_DMC se aplicará directamente sobre la Energía no Suministrada (ENS) para cada evento. La metodología para todo evento “i” que corresponda a una DMC, se especifica a continuación.

Condición FD_DMC ENS Definición de _ ∗, _ ∗ Mientras ∗ y ∗ _

_ ∗ _

_ ∗ _


_ ∗

_ ∗

Donde, _ ∗: Sumatoria del número total de eventos de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de

desempeño, correspondiente a la prestación del servicio de DMC.

_ ∗: Sumatoria del tiempo total de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación del servicio de DMC. ∗:

Sumatoria del número total de eventos de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación de SSCC de DAC y DMC. ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ ∗:

Sumatoria del tiempo total de desconexión del cliente “k”, modificado por el factor de desempeño, correspondiente a la prestación de SSCC de DAC y DMC. ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗ _ ∗


: Número de desconexiones máximo por período de operación definido en la NT. _ : Factor de desempeño del servicio de DMC asociado al cliente “k” en el evento de desconexión “i”.





6.5 PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO (PRS)

6.5.1.1 Disponibilidad El factor de disponibilidad del servicio de PRS (FDisp_PRS) será igual a 100 % cuando la unidad generadora se mantenga disponibilidad durante todo el período de análisis y sin ninguna restricción que impidan prestar el servicio del PRS. En el caso contrario, dicho factor será el porcentaje del tiempo en el que el servicio se mantuvo sin restricciones, el cual multiplicará de forma proporcional el factor de desempeño final del servicio. Sin perjuicio de lo anterior, la DO a través del CDC, podrá solicitar pruebas específicas y aleatorias, que permitan verificar que la instalación se encuentra disponible para participar en el PRS. De resultar la prueba fallida, a partir de ese momento se considerará un FDisp_PRS igual a 0%, hasta que el Coordinado regularice la problemática detectada.

6.5.1.2 Desempeño Cada instalación que sea instruida por la DO para prestar el servicio complementario asociado al PRS, deberá ser habilitada para tal fin, de manera de garantizar que su desempeño cumpla con las exigencias mínimas establecidas en el Procedimiento DO “Habilitación de Instalaciones para Control de Frecuencia, Control de Tensión, EDAC, Sistemas de Protección Multiárea y PRS”. El factor de desempeño asociado al PRS (FD_PRS) estará dado por lo siguiente:

a) El FD_PRS será igual a 100% si en los ensayos de habilitación practicados a las instalaciones, se han verificado las exigencias mínimas establecidas en dicho Procedimiento.

b) Al aplicar el PRS, las instalaciones que debieron prestar apoyo al PRS, serán evaluadas de manera cualitativa respecto de su comportamiento durante el proceso, lo que definirá un FD_PRS resultante de acuerdo a la metodología de evaluación que establezca el Estudio de PRS.

c) El FD_PRS anterior se mantendrá vigente hasta que se evalúe la prestación del servicio al aplicar nuevamente el PRS o bien, se resuelvan los problemas detectados.

Asimismo, de considerarlo necesario, la DO podrá instruir la instalación de equipamiento especializado para realizar la evaluación de desempeño del servicio en cuestión. Es responsabilidad de cada Coordinado garantizar que las instalaciones cumplan con el desempeño resultante de la habilitación. Sin perjuicio de esto, la DO podrá realizar evaluaciones de forma periódica y aleatoria a las instalaciones que prestan el servicio de PRS con el objeto de comprobar su desempeño. Si la DO verifica un desempeño deficiente del servicio, se considerará un FD_CPF igual a 0% a partir de dicha verificación. Este factor se mantendrá en 0% hasta que el coordinado regularice la problemática detectada y confirme nuevamente que el equipo está en condiciones de realizar el servicio acorde a lo instruido por la DO a través de pruebas efectivas. En resumen, el FD_PRS quedará determinado por: _ _ ∙ _

PROYECTO DE INFORME DE DEFINICIÓN Y

Documents

Transcript of PROYECTO DE INFORME DE DEFINICIÓN Y