Estudio de Detalle para PDCE Fase 4 - Coordinador · Informe Final Proyecto EE-2011-009 Informe Técnico EE-ES-2012-234 Revisión B ... – La operación en paralelo de los sistemas

CDEC-SICCentro de Despacho Económico de Carga

Sistema Interconectado CentralCHILE

Estudio de Detalle para PDCEFase 4

Informe Final

Proyecto EE-2011-009Informe Técnico EE-ES-2012-234

Revisión B

FIELD TESTING AND ELECTRICAL

COMMISSIONING

ISO9001:2008 Certified

6. sep. 2012

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Ir al índiceEste documento EE-ES-2012-234 fue preparado para CDEC-SIC por Estudios Eléctricos SRL en

Rosario, Santa Fe – Argentina. Para consultas técnicas respecto del contenido del presente

comunicarse con:

Ing. Javier Vives

Departamento de Estudios

[email protected]

Ing. Alejandro Musto

Coordinador de Estudios

[email protected]

Ing. Fernando Libonati

Director de Operaciones

[email protected]

Estudios Eléctricos S.R.L.

Av. Jorge Newbery 8796

(2000) Rosario – Santa Fe - Argentina

Este documento contiene 168 páginas y ha sido guardado por última vez el 06/09/2012 por

Javier Vives, sus versiones y firmantes digitales se indican a continuación:

Rev. Fecha Comentario Realizó Revisó Aprobó

A 11/06/12 Para presentar JV AM FL

B 06/09/12

Se contemplan observaciones del CDEC-SIC. Se

incluye en el estudio la incorporación de un

segundo autotransformador en Ancoa, previsto

para Julio de 2016.

JV AM FL

P:EE-2011-009/I:EE-ES-2012-234/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL

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Índice1 Resumen Ejecutivo..........................................................................................................6

2 Objetivos......................................................................................................................12

3 Escenarios de Estudio.....................................................................................................143.1 Escenarios Base......................................................................................................14

3.1.1 Febrero 2013...................................................................................................14Niveles de Demanda.............................................................................................14Límites operativos................................................................................................17

3.2 Escenarios Futuros..................................................................................................213.2.1 Julio 2013.......................................................................................................21

Niveles de Demanda.............................................................................................21Incorporación del SVC plus....................................................................................21Incorporación del 3º ATR Charrúa...........................................................................22Incorporación del 3º circuito..................................................................................23Salida operativa del cable Colbún - Ancoa................................................................24Límites Operativos................................................................................................25

3.2.2 Julio 2014.......................................................................................................26Niveles de Demanda.............................................................................................26Incorporación del CER Cardones.............................................................................26

3.2.3 Julio 2016.......................................................................................................27Niveles de Demanda.............................................................................................27Incorporación 2º ATR Ancoa...................................................................................27

4 Criterios de Evaluación...................................................................................................29Estabilidad angular no oscilatoria............................................................................29Estabilidad angular oscilatoria................................................................................29Estabilidad en tensión...........................................................................................30Estabilidad de Frecuencia.......................................................................................31

5 Recursos Estabilizantes considerados...............................................................................325.1 Cortes de carga adicionales (EDACxEx)......................................................................325.2 Apertura del subsistema Norte..................................................................................325.3 Control de sobretensiones........................................................................................345.4 Estabilizadores Central Guacolda...............................................................................345.5 Desconexión de Generación en Charrúa ....................................................................34

6 CONTINGENCIA EXTREMA 1: Falla barra Ancoa K1.............................................................356.1 Eventos de simulación.............................................................................................356.2 Análisis conceptual del impacto.................................................................................366.3 Análisis del impacto sobre escenarios base.................................................................386.4 Análisis del impacto sobre escenarios futuros.............................................................40

6.4.1 Julio 2013.......................................................................................................406.4.2 Julio 2014.......................................................................................................456.4.3 Julio 2016.......................................................................................................48

6.5 Principales Resultados.............................................................................................506.5.1 Escenarios Base...............................................................................................506.5.2 Escenarios Futuros...........................................................................................51

7 CONTINGENCIA EXTREMA 2: Falla barra Ancoa K2.............................................................527.1 Eventos de simulación.............................................................................................52


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Ir al índice7.2 Análisis conceptual del impacto.................................................................................537.3 Análisis del impacto sobre escenarios base.................................................................547.4 Análisis del impacto sobre escenarios futuros.............................................................57

7.4.1 Julio 2013.......................................................................................................57Análisis de falla simple..........................................................................................63Recurso Propuesto................................................................................................71

7.4.2 Julio 2014.......................................................................................................727.4.3 Julio 2016.......................................................................................................73

7.5 Principales Resultados.............................................................................................777.5.1 Escenarios Base...............................................................................................777.5.2 Escenarios Futuros...........................................................................................78

Previo al 2º ATR Ancoa..........................................................................................78Posterior al 2º ATR Ancoa......................................................................................797.5.2.1 Resumen de Resultados..............................................................................80

8 CONTINGENCIA EXTREMA 3: Falla Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV..........................................818.1 Eventos de simulación.............................................................................................818.2 Análisis conceptual del impacto.................................................................................828.3 Análisis del impacto sobre escenarios base.................................................................84

8.3.1 Estudio estático................................................................................................848.3.2 Estudio dinámico..............................................................................................90

Impacto sobre el escenario 01. Demanda alta.........................................................102Impacto sobre el escenario 03. Demanda alta.........................................................108Impacto sobre el escenario 01. Demanda baja........................................................113Impacto sobre el escenario 02. Demanda baja........................................................115

8.3.3 Recurso propuesto..........................................................................................116Recomendación para operación en red N-1.............................................................119

8.4 Análisis del impacto sobre escenarios futuros............................................................1258.4.1 Julio 2013......................................................................................................1258.4.2 Julio 2014......................................................................................................1288.4.3 Julio 2016......................................................................................................130

8.5 Principales Resultados............................................................................................1328.5.1 Escenarios Base..............................................................................................1328.5.2 Escenarios Futuros..........................................................................................135

9 Diseño de detalle de los Esquemas de Control.................................................................1369.1 Esquema General..................................................................................................1369.2 Esquema Funcional................................................................................................140

9.2.1 Esquema 1: Fallas en línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV.....................................140Cable Ancoa – Colbún 220kV fuera de servicio........................................................141

9.2.2 Esquema 2: Fallas en barra Ancoa K2...............................................................1429.3 Requerimientos....................................................................................................144

9.3.1 Medidas.........................................................................................................1459.3.2 Lectura de estados..........................................................................................1459.3.3 Control..........................................................................................................1459.3.4 Comunicaciones.............................................................................................1459.3.5 Supervisor.....................................................................................................146

Supervisión Local................................................................................................146Supervisión Remota............................................................................................147Conexión al SCADA.............................................................................................149

9.3.6 Sincronía Satelital..........................................................................................1499.3.7 Procesamiento................................................................................................1499.3.8 Otros requerimientos......................................................................................151


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Ir al índice9.4 Validez.................................................................................................................1539.5 Estimación de plazos de implementación..................................................................1539.6 Estimación de costos de implementación..................................................................154

10 Apéndice - Condición topológica adicional......................................................................15510.1 Límites Operativos...............................................................................................15510.2 Contingencia Extrema 1: Falla Barra Ancoa K1........................................................15710.3 Contingencia Extrema 2: Falla Barra Ancoa K2........................................................15910.4 Contingencia Extrema 3: Falla Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV.....................................162

Análisis estático..................................................................................................162Análisis dinámico................................................................................................164

10.5 Conclusiones.......................................................................................................167


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1 Resumen Ejecutivo

El presente documento forma parte de los estudios de detalle para la implementación de un

esquema de defensa, que permita afrontar las contingencias más críticas definidas por la DO en

su ranking de contingencias extremas, consistentes en:

• falla y desvinculación del doble circuito Quillota – Polpaico 220kV

• falla y desvinculación del sistema de transmisión que conecta las SS/EE Charrúa y Ancoa

• falla y desvinculación del doble circuito San Luis – Quillota 220kV

• falla y desvinculación de barra Ancoa 500kV

Adicionalmente, y como consecuencia de los cambios estructurales que se están

produciendo en el sistema, se considera una nueva contingencia extrema:

• falla y desvinculación del doble circuito Ancoa - Alto Jahuel 500kV

El presente documento contiene el detalle del plan de defensa para la FASE 4 de PDCE, y

estudia el impacto de las últimas dos contingencias mencionadas: fallas en barra Ancoa, y en el

sistema Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV.

Debido a los cambios topológicos que se presentarán en el sistema se consideran tres fechas

relevantes para el estudio; a saber:

• Febrero 2013

Corresponde a la fecha en que se estima la finalización de la implementación de esta fase

del plan de defensa. Como condiciones topológicas más relevantes, se espera una

conformación del sistema de 500kV con dobles circuitos entre las subestaciones Ancoa y

Polpaico, junto con la materialización de la obra Colbún - Ancoa 220kV.

• Julio 2013

En esta fecha se considera la puesta en servicio del tercer circuito de 500kV entre las

subestaciones Ancoa y Alto Jahuel, y la salida de servicio del cable de 220kV entre las

subestaciones Ancoa y Colbún. Ambas obras tienen directa influencia sobre las

contingencias extremas analizadas.

• Enero 2016

Se considera la puesta en servicio de un segundo autotransformador 500/220kV en la

S/E Ancoa, de similares características al actualmente instalado.


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Ir al índiceEl documento se estructura en 10 capítulos, según el siguiente detalle:

El capítulo 2 presenta los principales objetivos del Estudio.

Los capítulos 3 y 4 presentan las características de los escenarios de operación diseñados

para analizar la contingencia, la definición de los límites de operación sobre el sistema

troncal con las nuevas condiciones topológicas, y todas las consideraciones y supuestos

consideradas en el desarrollo del Estudio.

El capítulo 5 describe los Recursos Estabilizantes que han sido desarrollados en fases

anteriores de este mismo proyecto, y que resultan necesarios para afrontar las

contingencias extremas aquí estudiadas.

Los capítulos 6, 7 y 8 analizan el impacto de las contingencias extremas, determinando la

necesidad de incorporar esquemas de control y en ese caso, definir sus principales

características.

El capítulo 9 incluye la definición de la implementación de los esquemas estabilizantes,

requeridos para afrontar cada una de las contingencias.

El capítulo 10 se define como apéndice, y analiza el impacto de las contingencias

considerando que la incorporación del 3er circuito Ancoa – Alto Jahuel no está asociada a

la salida de servicio del Cable Ancoa - Colbún 220kV; es decir, analiza el impacto con

ambas obras simultáneamente en funcionamiento.

A continuación se resumen los principales resultados y conclusiones obtenidas para cada

una de las contingencias, detalladas en los capítulos correspondientes (6, 7 y 8).

Falla Barra Ancoa K1

Previo al ingreso del tercer circuito Ancoa-Alto Jahuel 500kV

– Fallas en la barra K1 derivan en la desvinculación de dos circuitos de línea de 500kV,

un circuito Charrúa – Ancoa y un circuito Ancoa – Alto Jahuel.

– Las condiciones más críticas para contingencias en barra Ancoa K1 se presentan con

despachos elevados de las centrales que inyectan en Ancoa y Colbún, y de las unidades

presentes en el sistema de 154kV.

– La operación en paralelo de los sistemas de 500kV, 220kV y 154kV, y la operación con

criterio de red N-1 hacen que fallas en barra Ancoa K1 no presenten problemáticas,

permitiendo exportar el excedente de potencia del sur del SIC hacia el centro de carga.

– La respuesta del sistema resulta estable y no requiere acciones específicas de control,

con valores finales de tensión dentro de los rangos admisibles, sin sobrecargas y con

oscilaciones de potencia correctamente amortiguadas.


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Ir al índicePosterior al ingreso del tercer circuito Ancoa-Alto Jahuel 500kV

– Con el tercer circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV en servicio, fallas en la barra Ancoa K1

provocan la salida de servicio de un tramo de línea Charrúa - Ancoa 500kV, y dos

tramos de línea Ancoa - Alto Jahuel. La topología resultante entre Charrúa y Alto

Jahuel será de simple circuito.

– Respecto al análisis anterior (escenarios base), se detecta que la incorporación del 3er

circuito de línea no modifica el impacto de la contingencia.

– En ninguno de los escenarios simulados se encuentran condiciones de inestabilidad que

requieran la acción de recursos estabilizantes.

– Se encuentra que el tramo de línea que permanece vinculando a las SS/EE Ancoa y

Alto Jahuel debe soportar la potencia proveniente desde Charrúa sumada a parte de la

generación de la centrales Pehuenche y Loma Alta que circula a través del

autotransformador. Para la evaluación, se generó un escenario de extrema criticidad

que considera máxima transferencia Sur → Norte. En este escenario, se registran leves

sobrecargas en los capacitores (<15%) y conductores de la línea sana (<10%), las

cuales resultan menores a sus límites transitorios de 30 y 15 minutos respectivamente.

Estos tiempos se consideran adecuados para que el despachador del sistema disminuya

la transferencia Sur → Norte sin que el sistema presente problemáticas.

– Se propone en esos casos una señal de alarma indicando la ocurrencia de la

contingencia extrema, y la sobrecarga de régimen permanente que el despachador

deberá reducir.

Posterior al ingreso del segundo autotransformador Ancoa 500/220kV

– La falla en estudio provoca la salida de servicio de los mismos elementos que el caso

anterior, y del nuevo autotransformador, por lo cual se mantienen las mismas

condiciones post-contingencia que las observadas para escenarios previos a la

instalación de este nuevo equipo.

– Se mantienen los resultados anteriores. Se propone mantener la señal de alarma

indicando la ocurrencia de la contingencia extrema y la sobrecarga de régimen

permanente que el despachador deberá reducir.


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Ir al índice➢ Falla Barra Ancoa K2


– Fallas en la barra K2 derivan en la desvinculación de dos circuitos de línea de 500kV

(un circuito Charrúa – Ancoa y un circuito Ancoa – Alto Jahuel), pero además derivan

en la desvinculación del autotransformador Ancoa.

– Al ocurrir la contingencia sobre la Barra K2, ocasionando la pérdida del ATR

500/220kV, el flujo de potencia pre-falla circulante por éste se redistribuye hacia la S/E

Alto Jahuel por los sistemas de 154kV y 220kV.

– Se destaca la importancia de la nueva interconexión Colbún - Ancoa 220kV dado que

permite lograr comportamientos satisfactorios del sistema incluso ante escenarios de

alta criticidad (máxima generación en las centrales Pehuenche y Loma Alta).

– Finalmente, los estudios realizados permiten concluir que no se requieren acciones

estabilizantes sobre el sistema al ocurrir una falla en la barra K2 de la S/E Ancoa

500kV, la cual provoca la desvinculación de un circuito de línea entre Charrúa y Ancoa,

un circuito de línea entre Ancoa y Alto Jahuel, y el ATR Ancoa 500/220kV.

Posterior al ingreso del tercer circuito Ancoa-Alto Jahuel 500kV

– El mayor impacto de esta contingencia se encuentra dado por la apertura del

autotransformador de la S/E Ancoa: ante la salida de servicio del mencionado equipo,

la potencia generada por las centrales Pehuenche y Loma Alta circulará directamente

hacia el sistema de 154kV, a través del transformador de Itahue. Para un conjunto

importante de condiciones operativas, esta condición resulta inadmisible.

– Este efecto se observa de igual manera en contingencias simples que deriven en la

desvinculación del ATR Ancoa 500/220kV.

– Claramente la salida de servicio definitiva de la interconexión Colbún - Ancoa 220kV

provoca un aumento significativo del impacto de la contingencia sobre el sistema,

efecto que se observa al contrastar esta respuesta con la obtenida en la configuración

topológica anterior.

– Se concluye entonces que fallas en barra Ancoa K2 que involucren la desvinculación del

ATR Ancoa, con el cable Ancoa - Colbún 220kV fuera de servicio (condición topológica

asociada a la incorporación del 3er circuito de 500kV), deberán automáticamente

derivar en la apertura instantánea del doble circuito Ancoa - Pehuenche 220kV,

mediante acciones locales en Ancoa.

– El sistema de 500kV no presenta inconvenientes debido al criterio de operación N-1

para el tramo Charrúa - Ancoa, y a la permanencia de dos circuitos de línea entre

Ancoa y Alto Jahuel.


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Ir al índicePosterior al ingreso del segundo autotransformador Ancoa 500/220kV

– Luego de la puesta en servicio del segundo autotransformador de Ancoa, prevista para

el mes de enero del año 2016, se encuentran condiciones favorables para la

estabilización del sistema.

– La permanencia de un autotransformador Ancoa 500/220kV luego de fallas en la barra

K2, permite evacuar por 500kV parte de la potencia generada por las centrales

Pehuenche y Loma Alta, evitando las situaciones de colapso encontradas previo a la

instalación de este equipo.

– La condiciones post-contingencia encontradas resultan similares a las de la falla en la

barra K1, con un impacto atenuado por la permanencia de dos circuitos de línea entre

Ancoa y Alto Jahuel 500kV.

– Se concluye que luego de la entrada en servicio del segundo autotransformador

500/220kV en la subestación Ancoa, no se requiere la activación de ningún recurso

estabilizante para fallas en la barra K2.

➢ Falla 2x500kV Ancoa - Alto Jahuel


– El impacto de fallas en el doble circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV resulta elevado, y

dependiendo de las transferencias previas por Charrúa - Ancoa 2x500kV y

Ancoa - Pehuenche 2x220kV, puede requerir acciones de control específicas.

– Para condiciones de altas transferencias en sentido Sur → Norte, mayores a 1200MW,

se registran fenómenos de inestabilidad angular que causan caídas rápidas de la

tensión en el sistema de transmisión, llevándolas a valores inadmisibles (<0,7pu).

– Para transferencias menores a 1200MW y mayores a 820MW sentido Sur → Norte, se

registran oscilaciones poco amortiguadas del sistema y fundamentalmente sobrecargas

inadmisibles en equipos críticos: autotransformador Ancoa 500/220kV, cable

Colbún - Ancoa 220kV y autotransformador Itahue 220/154kV.

– Transferencias menores a 820MW no presentan inconvenientes sobre el sistema.

Sobre la base de simulaciones dinámicas se encuentra que 820MW es el valor límite de

transferencia a partir del cual se requieren tomar acciones de control. A partir de este

valor y aplicando un margen de seguridad que garantice la operación exitosa del plan

de defensa, se define un valor final efectivo de 700MW, luego del cual el esquema

deberá tomar acciones correctivas:


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Ir al índice• para transferencias menores a 700MW, por Charrúa - Ancoa más

Ancoa - Pehuenche, no se requieren acciones de control.

• para transferencias mayores a 700MW, la acción de control requerida es la

desconexión instantánea del autotransformador Ancoa 500/220kV (desvinculación

del sistema).

– La contingencia extrema sobre el doble circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV, más la

apertura del autotransformador Ancoa 500/220kV provocan la separación del SIC en

dos grandes subsistemas, con importantes desbalances de potencia:

• Subsistema Centro-Norte : luego de la desvinculación del autotransformador

presenta un déficit de generación igual a la transferencia previa por

Charrúa - Ancoa 500kV. Para los escenarios más críticos, esta condición provoca

altas tasas de decaimiento de la frecuencia.

El EDACxCEx diseñado en la Fase 2 del PDCE (ver detalles en punto 5.1) permite

evitar el colapso por subfrecuencia, mediante la actuación automática de los relés

de corte de carga por gradiente de frecuencia. No se requieren señales de

activación específicas; el propio comportamiento del sistema las genera (tasas de

caída de frecuencia).

• Subsistema Sur: luego de la desvinculación del autotransformador presenta un

exceso de generación igual a la transferencia previa por Charrúa - Ancoa 2x500kV,

que obliga a balancear el sistema para evitar colapsos por sobrefrecuencia. Para

estos casos se requiere la actuación del esquema de desconexión automática de

generación (ver detallen en punto 5.5), diseñado también en la Fase 2 del PDCE.

La activación de este recurso deberá ser realizada por el mismo autómata

encargado de forzar la apertura del autotransformador en Ancoa, a través de una

señal externa de activación vía enlaces de comunicación apropiados.

Posterior al ingreso del tercer circuito Ancoa-Alto Jahuel 500kV

– Las condiciones observadas considerando la topología esperada para esta fecha

provocan que la falla analizada resulte en características idénticas a la falla en la barra

K1 de Ancoa, la cual desvincula dos circuitos de línea entra Ancoa y Alto Jahuel.

Por esta razón las conclusiones alcanzadas son similares a las de la falla en barra K1.

Posterior al ingreso del segundo autotransformador Ancoa 500/220kV

– La incorporación del nuevo autotransformador no modifica las condiciones

post-contingencia, por lo que se mantienen las mismas conclusiones obtenidas para

escenarios previos a este nuevo equipo.


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2 Objetivos

Los objetivos del presente informe corresponden fundamentalmente a:

– definir escenarios de operación, factibles y a la vez exigentes,

– determinar límites de transmisión para la operación pre-contingencia,

– analizar el impacto que tienen las contingencias bajo estudio y

– diseñar los esquemas de defensa

– verificar el desempeño

– desarrollar el detalle del esquema de defensa

– definir los requerimientos específicos de instalaciones

• Definir escenarios de operación

Desarrollar escenarios factibles de operación que maximicen el impacto de la contingencia,

pretendiendo identificar todo el equipamiento y las medidas estabilizantes necesarias para

afrontar las contingencias. Estos escenarios pretenden establecer condiciones de operación

pesimistas que si bien pueden no ser las mas económicas o normales, son posibles dentro

de las limitaciones operativas de la NTSyCS y se realizan considerando que estas

condiciones pueden ser alcanzadas en un determinado momento.

• Determinar límites de transmisión

Teniendo en cuenta la nueva configuración topológica del sistema troncal, con tres dobles

circuitos de 500kV entre Charrúa y Polpaico, operando en paralelo con un sistema de

220kV entre Ancoa y Alto Jahuel (gracias al nuevo cable Ancoa - Colbún 220kV), esta

etapa de los estudios se considera de gran relevancia, y será la que defina el impacto

máximo de la contingencia.

Además, como parte de este estudio se analiza el ingreso del tercer circuito Ancoa – Alto

Jahuel 500kV, lo que modifica nuevamente las condiciones operativas límite del sistema,

especialmente por la salida de servicio de la interconexión Colbún-Ancoa 220kV al

momento del mencionado ingreso.

• Analizar el impacto de las contingencias

Sobre los escenarios desarrollados, deberá analizarse el impacto que tienen las

contingencias bajo estudio, a fin de determinar la necesidad de emplear recursos

estabilizantes existentes (esquemas de DAC/DAG ya implementados, o esquemas

desarrollados en las fases 1, 2 y 3 de este mismo proyecto), o diseñar nuevos recursos

acordes a los nuevos requerimientos.


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Ir al índice• Diseñar los esquemas de defensa

Analizar en detalle cada una de las propuestas conceptuales de la etapa previa,

determinando las metodologías especificas y los ajustes requeridos para cada uno de los

recursos estabilizantes.

• Verificar el desempeño

Comprobar que los esquemas de defensa operen de manera satisfactoria en un amplio

abanico de escenarios operativos.

Analizar la respuesta en condiciones criticas, normales y de bajo impacto, empleando

escenarios de diseño, verificación y casos adicionales.

• Desarrollar el detalle del esquema de defensa

Detallar los componentes requeridos, junto con su interrelación. Exponer las lógicas

internas (programas) a implementar en el esquema final.

• Definir los requerimientos específicos de instalaciones

Detallar las especificaciones técnicas mínimas necesarias para dar respuesta al esquema

de manera segura y confiable.


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3 Escenarios de Estudio

3.1 Escenarios Base

El desarrollo de los escenarios de diseño posee como principal objetivo definir condiciones

factibles de operación del SIC que permitan evaluar, a partir de diversos estados de demanda y

despacho de unidades, el impacto de la contingencia en estudio. A partir de ellos, se pretende

cubrir un amplio espectro de posibles modos de operación, desde demandas mínimas a máximas,

y desde hidrologías secas a húmedas verificando el correcto diseño del esquema de defensa, aún

en escenarios de impacto reducido.

La constitución de los escenarios de estudio se realiza tomando como referencia escenarios

reales de la operación 2011 que presenten características sobresalientes en cuanto a los niveles

de demanda y los despachos de las unidades, y por sobre todo niveles de transferencia de

potencia que impacten directamente sobre la condición post-contingencia.

Dado que la fecha de presentación de esta fase del estudio PDCE se estipula para Junio de

2012, y considerando un plazo de implementación de los recursos estabilizantes de

aproximadamente 8 meses, los escenarios base del estudio se desarrollan para Febrero de 2013.

3.1.1 Febrero 2013

Niveles de Demanda

Los niveles de demanda alta, media y baja se extraen de la base de datos oficial del

CDEC-SIC correspondiente a Febrero de 2011, y el escalamiento de la demanda se realiza con los

factores de crecimiento correspondientes, según lo estipula el estudio de Fijación de Precio de

Nudo de Octubre de 2011. Los porcentajes de crecimiento indicados para el año 2013 se resumen

en la siguiente tabla.

Fecha Clientes Libres Clientes Regulados

FEB 2011 - DIC 2011 8,0% x 11/12 3,2% x 11/12

ENE 2012 – DIC 2012 7,50% 4,10%

ENE 2013 – FEB 2013 8,6% x 2/12 5,3% x 2/12

Total FEB 2011 – FEB 2013 16,26% 7,91%

Tabla 3.1 - Crecimiento de la Demanda

Los escenarios BASE contemplan la inclusión de las obras futuras de generación y

transmisión. Como principales obras se consideran la inclusión de la interconexión Colbún-Ancoa

en un nivel de tensión de 220kV y el seccionamiento de la línea Ancoa - Polpaico 500kV en la

subestación Alto Jahuel, quedando el sistema conformado por 3 circuitos dobles entre las cuatro

SS/EE de 500kV del SIC.


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Ir al índiceLa asignación de reservas para la regulación de frecuencia se realiza siguiendo los

lineamientos del informe técnico confeccionado por el CDEC-SIC, titulado “Estudio Control de

Frecuencia y determinación de Reservas”. La siguiente tabla muestra las unidades generadoras

participantes de la reserva en giro para el control primario de frecuencia.

CentralPmax[MW]

Pmin[MW]

Nº de unidades Estatismo permanente

Canutillar 170 40 2 0.047

Ralco 690 90 2 0.07

Pangue 460 50 2 0.0215 y 0.0227

El Toro 450 0 4 0.0278

Antuco 313 60 2 0.023 y 0.021

Cipreses 102 15 3 0.03

Pehuenche 560 120 2 0.025 y 0.03

Colbún 470 100 2 0.05

Machicurá 95 0 2 0.05

Rapel 377 30 5 0.1 ; 0.09 ; 0.08 ; 0,1 y 0.09

Abanico 49 0 2 0.03

Pilmaiquen 39 0 5 0.04

Pullinque 49 0 3 0.04

Candelaria B1 122 60 1 0.04

Candelaria B2 125 60 1 0.04

Taltal 1 115 65 1 0.0395

Taltal 2 117 65 1 0.0392

Tabla 3.2 - Unidades asignadas para el Control Primario de Frecuencia

En las simulaciones dinámicas realizadas se consideran en servicio los reguladores de

velocidad (GOV) de todas aquellas unidades cuyo modelo se encuentra homologado. De aquí que

existen otras unidades no contempladas en la Tabla 3.2, que puedan eventualmente proveer

reserva de giro.

A su vez, hay que destacar que en la generalidad de los despachos, estas unidades

adicionales se encuentran operando a valores cercanos a su carga nominal, con excepción de

casos particulares donde se despachen generadores al mínimo técnico por condiciones de

seguridad operativa.

La reserva asignada al control de frecuencia, informada dentro de este documento,

corresponde a la suma de las diferencias entre la potencia máxima y la potencia de despacho de

cada unidad de la Tabla 3.2.


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Ir al índicePara el análisis de la contingencia extrema se conforman escenarios con distintas

transferencias por el sistema troncal, y distintos niveles de demanda, pretendiendo estudiar los

recursos a implementar para distintas condiciones de despacho del SIC.

Cada uno de los escenarios descritos se desarrolla teniendo en cuenta:

– Nivel de demanda sistémico

Se estudian condiciones de demanda alta y baja, dada la relevancia que tienen sobre los

esquemas de DAC, inercias, y condiciones de despacho.

Los niveles de demanda extremos para febrero de 2013 son los siguientes:

– DEMANDA ALTA: ~ 7300MW

– DEMANDA BAJA: ~ 5000MW

– Transferencia Ancoa-Alto Jahuel

Esta transferencia resulta fuertemente dependiente de la transferencia Charrúa - Ancoa y

del despacho de las centrales Pehuenche y Loma Alta. El nivel de redistribución de flujo

que ocurrirá luego de perder este doble vínculo será función de la potencia transportada

por Charrúa - Ancoa y la generada por Pehuenche y Loma Alta.

La siguiente tabla resume las principales características de los escenarios desarrollados para

esta etapa del estudio:

Nivel de Demanda

Id. Escenario

Generación TOTAL[MW]

HidrologíaReserva

CPF*[MW]

TransferenciaANC-AJAH

[MW]

TransferenciaCHA-ANC

[MW]

GeneraciónPehuencheLoma Alta

[MW]

Criticidad

Alta

01 7322 51,4% 48,6% 322 1628 1357 574 ALTA

02 7263 45,4% 54,6% 322 1046 772 574 ALTA

03 7247 44,9% 55,1% 342 885 558 574 MEDIA

04 7238 40,9% 59,2% 367 727 560 306 MEDIA

05 7242 38,7% 61,3% 389 641 450 240 BAJA

06 7232 40,5% 59,5% 282 786 800 0 MEDIA

07 7253 41,2% 58,8% 484 867 955 0 MEDIA

08 7227 40,6% 59,4% 557 722 549 269 MEDIA


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Nivel de Demanda

Id. Escenario


HidrologíaReserva

CPF*[MW]


[MW]


[MW]


[MW]

Criticidad

Baja

01 5030 50,2% 49,8% 325 1293 1351 511 ALTA

02 4910 54,9% 45,1% 379 852 820 481 MEDIA

03 4908 54,9% 45,1% 379 746 717 481 MEDIA

04 4896 47,6% 52,4% 312 442 525 254 BAJA

05 4903 46,9% 53,1% 349 519 620 254 BAJA

• Unidades asignadas al control de frecuencia

Límites operativos

La topología inicial considerada para la realización de este Estudio corresponde a la

esperada para el mes de Febrero de 2013. Entre las principales obras relacionadas con las

contingencias bajo estudio, se encuentran el seccionamiento de la linea Ancoa - Polpaico 500kV

en la S/E Alto Jahuel y la interconexión Colbún - Ancoa 220kV.

Ante la ejecución de las mencionadas obras, las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel resultan

directamente vinculadas por tres sistemas paralelos de diferentes niveles de tensión; a saber:

• Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV

• Ancoa – Colbún – Candelaria – Maipo - Alto Jahuel 220kV

• Ancoa - Itahue - Tinguiririca - Punta Cortés - Alto Jahuel 154kV

Esta condición permite una nueva redistribución del flujo de potencia ante fallas en los

tramos de línea de 500kV que vinculan las SS/EE Ancoa y Alto Jahuel, dado que permanecen en

paralelo los sistemas de 154kV y 220kV mencionados.

Los siguientes puntos detallan las principales limitaciones de tramos de línea de relevancia

para el presente estudio los cuales fijan las transferencias máximas a considerar.

Objetivo: Maximización del flujo de potencia por el vínculo Ancoa - Alto Jahuel 500kV.

SISTEMA DE 500KV

Considerando el flujo de potencia normal (sentido Charrúa - Alto Jahuel), la potencia

generada al sur de la S/E Charrúa se encuentra limitada en 1368MVA (capacidad térmica de los

capacitores serie, tramo Charrúa - Ancoa).


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Ir al índiceAnte esta condición y con el fin de maximizar el flujo por el sistema de 500kV desde Ancoa

hacia Alto Jahuel, se debe despachar toda la generación disponible en las centrales Pehuenche,

Loma Alta, Colbún, Candelaria y Machichurá. Luego, deben verificarse los límites de los sistemas

de 220kV y 154kV para que operen en cumplimiento del criterio de Red N-1.

SISTEMA DE 220KV

La nueva interconexión entre Ancoa y Colbún provoca que parte de la potencia generada por

las centrales Pehuenche y Loma Alta se evacue por este vínculo, aún con un despacho máximo de

las centrales Colbún, Candelaria y Machicurá. De esta manera esta nueva vinculación provoca una

descarga del doble circuito de 500 kV.

SISTEMA DE 154 KV

Dado que el sistema de 154kV permanece en paralelo con los sistemas de mayor tensión, y

que presenta menor capacidad de transmisión, debe verificarse el cumplimiento de las

condiciones de Red N-1 en todos los tramos involucrados. Particularmente, las limitaciones de

esta red se encuentran en los tramos de línea comprendidos entre las barras Itahue - Teno y

Tinguiririca - Malloa.

Maximizar el impacto de las contingencias bajo estudio implica maximizar la transferencia

por Ancoa – Alto Jahuel 500kV, para lo que se requiere:

– maximizar la transferencia por Charrúa – Ancoa 500kV.

– maximizar los despachos de las centrales del 154kV, lo que provoca que las líneas de ese

subsistema estén más cargadas, y la potencia que se transmite desde el SUR y desde

PEHUENCHE circule por el sistema de 500kV (camino paralelo, de menor impedancia).

– maximizar los despachos de la red COLBÚN, lo que también provoca que las líneas de ese

subsistema estén más cargadas, y la potencia que se transmite desde el SUR y desde

PEHUENCHE circule por el sistema de 500kV.

La siguiente figura muestra el resultado del flujo de potencia para un escenario de demanda

alta, Febrero de 2013, donde se maximiza la transferencia por el sistema de 500kV.


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1628 MW

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

ITAHUE 220kV

COLBUN 220kV

CANDELARIA 220kV

MAIPO 220kV

A. JAHUEL 220kV

ITAHUE 154kV

A. JAHUEL 154kV

Sistema 500kV

Sistema 220kV

Sistema 154kVG Pehuenche

Loma Alta

G ColbúnMachicura

GCandelaria

Sur del SIC

1360 MW

147 MW134 MW

660 MW

600 MW

TINGUIRIRICA 154kV

230 MW

588 MW

560 MW

260 MW

Flujo Máximoadmisible

Flujo admisible

225 MW

Figura 3.1 - Transferencias máximas

Obsérvese que la transferencia por Ancoa-Alto Jahuel resulta máxima, igual a 1630 MW, lo

que corresponde a un valor cercano al límite impuesto por los TT/CC y excede la capacidad

térmica de régimen permanente de los capacitores serie de la línea.

A su vez, el sistema de 154kV está a plena capacidad, limitado por la condición N-1 en los

tramos ITAHUE – TINGUIRIRICA y TINGUIRIRICA – TAP TENO.

Lo mismo sucede con los sistemas Colbún - Candelaria y Maipo - Alto Jahuel.

Además, y con el fin de maximizar las transferencias, todas las centrales mostradas en la

figura se consideran despachadas a plena capacidad, lo que indica que para lograr una

transferencia mayor habría que violar el límite de transferencia por Charrúa - Ancoa.

La siguiente tabla resume las principales características del escenario mostrado.


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LineaUnom

[kV]

Transferencia

[MW]Tipo de limitación Observaciones

Charrúa-Ancoa 500 1365Capacidad Térmica

Capacitores SerieCumplimiento de condición N-1

Ancoa-Alto Jahuel 500 1637 Resultante

Capacidad térmica de régimen

permanente de los capacitores serie

excedida. Limite cercano a la capacidad

de los TT/CC de extremo local y remoto

Ancoa 500/220 kV 500/220 -272 Resultante

Colbún-Candelaria 220 600Capacidad Térmica

Capacitores SerieCumplimiento de condición N-1

Maipo-Alto Jahuel 220 660 Capacidad de Conductor Cumplimiento de condición N-1

Itahue-Teno 154 225 Capacidad de Conductor Cumplimiento de condición N-1

Tinguiririca-Malloa 154 230 Capacidad de Conductor Cumplimiento de condición N-1

Central Punto de InyecciónDespacho

[MW]

Pehuenche Ancoa 220kV 540

Loma Alta Ancoa 220kV 38

Colbún Colbún 220kV 468

Machicura Colbún 220kV 80

Candelaria Candelaria 220kV 160

Tabla 3.3 - Escenario de maximización de Transferencias

Como se muestra en la tabla, la transferencia máxima alcanzada por el doble circuito de

500kV Ancoa - Alto Jahuel resulta aproximadamente de 1600 MW. Esta transferencia se logra

alcanzando el máximo de potencia disponible en la barra Ancoa (centrales Pehuenche y Loma

Alta) y el límite de transferencia por Charrúa - Ancoa (1368 MW).


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3.2 Escenarios Futuros

3.2.1 Julio 2013

La construcción de escenarios para Julio 2013 tiene como principal objetivo contemplar las

nuevas obras del sistema que tienen impacto sobre las contingencias bajo análisis. Entre ellas se

destacan la incorporación de un SVC plus en la S/E Diego de Almagro, y la puesta en servicio de

un nuevo autotransformador en la S/E Charrúa.

Niveles de Demanda

Con el fin de contemplar la distribución de la demanda para época del año en cuestión, se

toma como escenario base la BD oficial del CDEC-SIC para el mes de Julio de 2011. El crecimiento

de la demanda se realiza en función de los porcentajes informados en el informe de precio de

nudo emitido por la CNE.

Nivel de Demanda

Id. Escenario


HidrologíaReserva

CPF*[MW]


[MW]


[MW]


[MW]

Criticidad

Alta

01 7075 52,9% 47,1% 343 1747 1349 574 ALTA

02 7056 46,7% 53,3% 257 1340 1175 307 MEDIA

03 7052 46,5% 53,5% 300 1281 1194 219 MEDIA

04 7045 52,9% 47,1% 257 1286 1174 307 MEDIA

05 7032 46,5% 53,5% 289 1015 1176 0 BAJA

06 7056 46,5% 53,5% 257 1306 1175 270 MEDIA

07 7048 46,5% 53,5% 276 1218 1175 270 MEDIA

Baja01 5110 49,2% 50,8% 295 1545 1258 512 ALTA

02 5092 44,0% 56,0% 318 1195 1121 270 MEDIA


Incorporación del SVC plus

Para el mes de Mayo de 2013 se prevé la puesta en servicio de un equipo de compensación

estática en la S/E Diego de Almagro, 220kV.

Este nuevo equipo será del tipo SVC Plus, provisto por la firma SIEMENS, y contará con dos

módulos de +/-50MVAr (2xSVC PLUS® L), y un banco de capacitores de 40MVAr, todo vinculado a

la barra de Diego de Almagro 220kV mediante un transformador 220/13,9kV.


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SVC Plus Diego de Almagro

Figura 3.2 - Características SVC plus Diego de Almagro

Se espera que el comportamiento dinámico de este equipo de compensación resulte similar

al del STATCOM instalado actualmente en la S/E Cerro Navia, razón por la cual el modelo

dinámico empleado es equivalente a este último.

Como comentario más relevante, se destaca que un SVC PLUS instalado en la S/E Diego de

Almagro colaboraría con la recuperación transitoria de la tensión de la zona norte del SIC, razón

por la que se considera relevante analizarlo dentro de esta contingencia extrema.

Incorporación del 3º ATR Charrúa

Para el mes de Julio de 2013 se tiene prevista la entrada en servicio de un tercer

transformador en la subestación Charrúa. Este nuevo equipo posee las mismas características que

los dos existentes y permite mejorar notoriamente la confiabilidad del sistema ante fallas en uno

de ellos.

En la siguiente figura se muestra la nueva disposición de la subestación Charrúa con los

equipos de transformación 220/500kV.


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L2 L1 L3

CENTRAL SANTA MARIACENTRAL BOCAMINA

S/E TINGUIRIRICA

S/E ITAHUE

S/E ANCOA

CENTRALPEHUENCHE

CENTRAL CANDELARIA

S/E LA CANDELARIA

CENTRAL COLBUN

CENTRAL MACHICURA

S/E MAIPO

CENTRAL GUACOLDA

S/E EL SALTO

CENTRAL RALCO

CER POLPAICO

TV2 TV1

S/E CHARRÚA

CENTRAL CANUTILLAR

CENTRAL PANGUECENTRAL ANTUCO

CENTRAL EL TORO

CENTRAL TALTAL

STATCOM

S/E CERRO NAVIA

CENTRALQUINTERO

CENTRALALFALFAL

CENTRALLOMA ALTA

CENTRALNUEVA RENCA

S/E LOS VILOS

S/E POLPAICO

S/E QUILLOTA

S/E SAN LUIS

S/E NOGALES

CENTRALRAPEL

S/E AGUA SANTA

CENTRALSAN ISIDRO

CENTRALNEHUENCO

TG2

TG1TG2 TG1

S/E VENTANAS

S/E ALTO JAHUEL

J1

K1

K2

MC2C1C2C1

J1

J2

901

-1 -1

1

-1

1

1616

DIg

SIL

EN

T

Figura 3.3 - Incorporación 3er Autotransformador 500/220kV S/E Charrúa

Incorporación del 3º circuito

Debido a la directa relación con las contingencias bajo estudio, se considera en este estudio

la construcción de un circuito de línea adicional entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel

500kV, cuya fecha estimada de puesta en servicio (según el último estudio de fijación de precios

de nudo) es Julio de 2013.

Considerando el periodo de validez de los estudios de PDCE (4 años), esta obra debe ser

considerada como parte del análisis, fundamentalmente, por su directa influencia en el impacto

de la falla bajo estudio.

La figura siguiente muestra la topología resultante para el sistema de 500kV, entre Charrúa

y Polpaico.


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Figura 3.4 - Topología considerada para Julio de 2013

Sobre la base de los estudios realizados para el ingreso de la línea, este nuevo circuito

posee una capacidad de 1400MVA en régimen permanente (características similares al circuito 2

existente entre las SS/EE Ancoa y Alto Jahuel).

Salida operativa del cable Colbún - Ancoa

Según lo enunciado en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal elaborado

por la CNE, la interconexión Colbún-Ancoa 220kV quedará fuera de servicio al momento de la

vinculación del tercer circuito de 500kV entre Ancoa y Alto Jahuel.


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Ir al índiceLímites Operativos

En la Figura 3.5 se muestra el límite operativo para la condición topológica esperada para

esta fecha. Para alcanzar los niveles de flujo de potencia mostrados, se maximizan las

transferencias por el doble circuito Charrúa - Ancoa, la generación del sistema de 154kV y la

generación de las centrales Pehuenche y Loma Alta.

La salida de servicio del cable Colbún - Ancoa provoca que la mayor parte de la potencia se

distribuya hacia el sistema de 500kV, alcanzándose una transferencia cercana a los 1750MW por

el triple circuito.

Ante estas condiciones deben evaluarse especialmente las fallas que provocan la salida de

dos circuitos del tramo, dado que podrían registrarse sobrecargas en el conductor que permanece

vinculado al sistema.

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

ITAHUE 220kV

A. JAHUEL 220kV

ITAHUE 154kV

A. JAHUEL 154kV

Sistema 500kV

Sistema 220kV


Loma Alta

Sur del SIC

1360 MW

174 MW

TINGUIRIRICA 154kV

215 MW

580 MWFlujo Máximo

admisible

Flujo admisible

208 MW

1748 MW

Figura 3.5 - Límites Operativos


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3.2.2 Julio 2014

Niveles de Demanda


JUL 2013 - DIC 2013 7,3% x 6/12 5,5% x 6/12

ENE 2014 – JUL 2014 7% x 6/12 5,4% x 6/12

Total JUL2013 – FEB 2014 7,15% 5,45%


Los niveles de demanda se encuentran en valores cercanos a 7100MW para demanda alta y

5100MW para demanda baja.

Nivel de Demanda

Id. Escenario


HidrologíaReserva

CPF*[MW]


[MW]


[MW]


[MW]

Criticidad

Alta 01 7505 50,5% 49,5% 365 1742 1375 573 ALTA

Baja 01 5415 46,4% 53,6% 295 1456 1190 511 ALTA


Incorporación del CER Cardones

El proyecto consiste en la instalación de un equipo de compensación estática de reactivos en

la subestación Cardones, conectado al sistema de 220 kV mediante la instalación de un paño de

conexión de 220 kV.

Las características generales del CER son las siguientes:

– Compensación Estática de Reactivos: +100/-60 MVAr en 220 kV

– Paño de Conexión en 220 kV

– Paño transformador en MT

– Transformador elevador


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STATCOM

G1 G3 G2 G4

H

J

J1

J2

H2SVSCER Cardones

1

R. Termop

I. T

. A

mar

illa

110

kV

R. Ti

erra

Am

arill

a 11

0 kV

G~ G~ G~ G~

0

0

00

00

50

SS

/AA C

ardo

nes

11

5

0

DIg

SIL

EN

T


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3.2.3 Julio 2016

Niveles de Demanda

El nivel de crecimiento de la demanda desde Julio de 2013 hasta Julio de 2016 se muestra

en la siguiente tabla.


JUL 2013 - DIC 2013 7,3% x 6/12 5,5% x 6/12

ENE 2014 – DIC 2014 7,00% 5,40%

ENE 2015 – DIC 2015 6,80% 5,20%

ENE 2016 – JUL 2016 6,7% x 6/12 5,1% x 6/12

Total JUL2013 – JUL2015 20,80% 15,90%


El crecimiento esperado arroja un nivel de demanda máximo de 7900MW para la

mencionada fecha.

Nivel de Demanda

Id. Escenario


HidrologíaReserva

CPF*[MW]


[MW]


[MW]


[MW]

Criticidad

Alta 1 8308 51,7% 48,3% 377 1555 1221,2 573 ALTA

(*)Unidades asignadas al control de frecuencia

Incorporación 2º ATR Ancoa

De acuerdo a lo detallado en el informe de Fijación de Precios de Nudo de Abril 2012, para

el mes de Enero 2016 se tiene prevista la entrada en servicio de un segundo autotransformador

en la subestación Ancoa. Este nuevo equipo tendrá las mismas características que el existente,

permitiendo aumentar la confiabilidad del sistema ante fallas en uno de ellos.

En la siguiente figura se muestra la nueva disposición de la subestación Ancoa con los

equipos de transformación 500/220kV.


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L2 L1 L3

CENTRAL SANTA MARIACENTRAL BOCAMINA

S/E TINGUIRIRICA

S/E ITAHUE

S/E ANCOA

CENTRALPEHUENCHE

CENTRAL CANDELARIA

S/E LA CANDELARIA

CENTRAL COLBUN

CENTRAL MACHICURA

S/E MAIPO

CENTRAL GUACOLDA

S/E EL SALTO

CENTRAL RALCOCENTRALANGOSTURA

CER POLPAICO

TV2 TV1

S/E CHARRÚA

CENTRAL CANUTILLAR

CENTRAL PANGUECENTRAL ANTUCO

CENTRAL EL TORO

CENTRAL TALTAL

STATCOM

S/E CERRO NAVIA

CENTRALQUINTERO

CENTRALALFALFAL

CENTRALLOMA ALTA

CENTRALNUEVA RENCA

S/E LOS VILOS

S/E POLPAICO

S/E QUILLOTA

S/E SAN LUIS

S/E NOGALES

CENTRALRAPEL

S/E AGUA SANTA

CENTRALSAN ISIDRO

CENTRALNEHUENCO

TG2

TG1TG2 TG1

S/E VENTANAS

S/E ALTO JAHUEL

J

225,21,02322,35

150,40,97610,73

A1150,40,97610,73

A2155,41,00918,10

A1155,41,00918,10

J1

229,

61,

044

28,4

8

G214,21,030-4,03

G114,21,030-4,08

227,01,03220,35

K1518,0

K2518,01,03627,38

J1231,0

J2 231,01,05025,34

C

13,91,0103,94

J

229,91,04528,82

K1515,5

K2515,51,03123,27 -172,7

75,125,6

16

172,8-67,325,6

16

-226,2-61,380,9

226,379,880,9

1

-0,0

0,0

80,9

0

142,318,366,2

105,011,848,8

-286,867,654,4

288,

5-5

6,3

54,4

-270

,058

,595

,4

3

270,

0-2

5,1

95,4

3

-251

,460

,947

,9

251,

5-6

0,8

47,9

202,3-15,80,0

202,3-15,80,0

G~

40,07,976,7

238,64,234,0

-113,2-39,924,9

-113,2-39,924,9

-414,4-53,357,2

414,685,957,2

-1

-414,4-53,357,2

-1

11

611,

462

,244

,1

-611

,4-1

12,0

44,1

1

-519

,570

,635

,1

519,

5-1

19,0

35,1

1

522,

4-1

42,7

35,7

-522

,410

2,7

35,7

0,40,1

-406,514,155,0

0

1

-524

,210

1,7

35,6

524,

2-1

32,3

35,6

524,2-15,428,2

G~

38,04,895,81

1

0,00,0

1

0,10,0

0,0-71,6

1

37,81,418,5

-172,775,125,6

16

172,8-67,325,6

16

609,

239

,543

,6

-609

,2-8

2,5

43,6

522,4-63,028,3

616,737,533,8

-609,2-1,533,5

618,655,033,6

-611,4-31,033,3

519,5-39,232,7

-287,667,654,6

DIg

SIL

EN

T

NuevoAutotransformador

Figura 3.6 - Incorporación 2do Autotransformador 500/220kV S/E Ancoa

Se espera que los autotransformadores operen conectados en barras distintas, lo que

aumenta notoriamente la confiabilidad del sistema ante fallas en barra.


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4 Criterios de Evaluación

Antes de iniciar el análisis se presentan los criterios utilizados para la evaluación de los

efectos de la contingencia y la respuesta del esquema propuesto.

Como condición elemental la respuesta del esquema debe satisfacer las condiciones

establecidas en la NTSyCS asociadas a la estabilidad transitoria. De acuerdo al Artículo 5-42 de la

NTSyCS en estado normal para una contingencia de severidad 6 se debe evitar el Apagón Total

del SI, logrando al final del transitorio de falla el cumplimiento de los estándares definidos para el

Estado de Emergencia en el TITULO 5-8, TITULO 5-109, TITULO 5-10 y TITULO 5-11.

Para analizar la estabilidad transitoria del SIC se evalúa la evolución temporal de variables

claves durante 30 segundos, luego de que el sistema es sometido a una gran perturbación.

La estabilidad en régimen transitorio del SIC se evalúa sobre la base de los siguientes

parámetros:

• Excursión del ángulo del rotor en primera oscilación. Estabilidad angular no oscilatoria

• Amortiguamiento de las oscilaciones. Estabilidad angular oscilatoria

• Recuperación y control de la tensión. Estabilidad en tensión

• Recuperación y control de la frecuencia. Estabilidad de frecuencia

Cuando se verifiquen simultáneamente los cuatro criterios de desempeño enunciados, se

concluirá que el SIC resulta, para la falla analizada, transitoriamente estable.

Estabilidad angular no oscilatoria

Para determinar la estabilidad transitoria en la primera oscilación rotórica, se adopta como

referencia de ángulos a la unidad Antuco 2 y se considera un ángulo de ±120º como máximo

ángulo de carga admitido.

Estabilidad angular oscilatoria

La estabilidad oscilatoria se analiza una vez extinguida la etapa transitoria de gran

perturbación. En estos casos el factor de amortiguamiento (ζ) de las oscilaciones electromecánicas,

medido sobre las oscilaciones de potencia activa en la línea de transmisión que transporta mayor

potencia y cuya localización sea la más cercana al lugar de ocurrencia de la contingencia, deberá

tener un valor mínimo del 5%. Factor de amortiguamiento relativo (ξ) aplicado a los modos de

oscilación interárea, calculado según el artículo 5-48 de la actual NTSyCS:

ζ =−logeRA

2π × √1+(logeR A)

2

4 π2

×100


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Ir al índiceEstabilidad en tensión

Para el análisis de las simulaciones, el escenario de partida se considera una operación

NORMAL, por lo tanto al inicio de la simulación se deberán cumplir las siguientes restricciones:

• ±3% para los nodos de 500 kV.

• ±5% para los nodos de 220 kV.

• ±7% para los nodos del sistema troncal de tensión nominal menor a 200 kV.

La condición post-contingencia se considera una operación en estado de EMERGENCIA. Se

considera aceptable la recuperación de la tensión si luego de 20 segundos desde el inicio de la

simulación en cada nodo de la red de alta tensión la misma presenta valores comprendidos entre:

• ±5% para nodos de 500kV.

• ±10% para nodos de 220kV.

• ±10% para los nodos del sistema troncal de tensión nominal menor a 200 kV.

Los márgenes considerados se establecen sobre la base de la TENSIÓN DE SERVICIO

(independientes de cualquier escenario de operación) de acuerdo a la información descripta en el

documento “Definición de Tensiones de Servicio en Estado Normal de Operación” - Noviembre de

2011.

Adicionalmente, ocurrida la contingencia, la tensión no deberá descender transitoriamente

por debajo de 0.70pu luego de 10 ms de despejada la falla. La tensión tampoco podrá

permanecer por debajo de 0.80pu, por un tiempo mayor a 1 segundo. La magnitud de la tensión

en todas las barras del SI deberá converger a su valor final, ingresando dentro de una banda de

tolerancia de ±10% en torno al mismo, en un tiempo no superior a 20 segundos, medido desde el

instante de aplicación de la contingencia.

A continuación se resumen las tensiones de servicio adoptadas para los nodos de 500 kV y

220 kV y los consecuentes rangos de operación admisibles para una condición normal.

Barras de Tensión Nominal 500 kV

Para las barras de tensión nominal 500 kV las tensiones de servicio y los rangos resultan:

Barras de 500 kV Tensión de Servicio [kV]

Alto Jahuel 500,0

Ancoa 510,0

Charrua 510,0

Polpaico 504,0

Tabla 4.1 - Tensiones de Servicio Sistema de 500kV


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Ir al índiceBarras de Tensión Nominal 220 kV

Para las barras de tensión nominal 220 kV, a excepción de las indicadas en la tabla adjunta,

las tensiones de servicio resultan 222 kV lo cual resulta un rango de operación admisible (0,95 a

1,05 pu) de 210,9 a 233,1 kV.

224 224228 226224 226224 226226 224228 228226 228226 224226 226226 230

San Luis 228 228226 230224 230224 226224 226224 226224 222226 222226 226224 226224 226224 226226 226224 226

Barra 220 kV

Tensión deServicio

[kV]Barra

220 kV

Tensión deServicio

[kV]Diego de Almagro Maipo

Paposo CandelariaCarrera Pinto Colbún

Cardones MachicuraMaitencillo AncoaGuacolda Pehuenche

Pan de Azucar Loma AltaLos Vilos ItaueChoapa CharruaQuillota El Toro

AntucoAgua Santa Pangue

Polpaico RalcoLos Maquis Rucúe

El Salto MampilLampa Peuchén

Cerro Navia ConcepciónRapel Hualpén

Alto Melipilla TemucoChena C iruelos

Alto Jahuel ValdiviaBuin (Chilectra) Barro Blanco

Alfalfal Puerto MonttLos Almendros Canutillar

Tabla 4.2 - Tensiones de Servicio Sistema de 220kV

Estabilidad de Frecuencia

Para la evaluación del desempeño de control de frecuencia se considera que la excursión

transitoria de ésta se encuentra contenida dentro de los límites establecidos por el articulo 3-10

de NTSyCS para la operación de las unidades de generación.


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5 Recursos Estabilizantes considerados

En las fases 1, 2 y 3 de este Estudio de detalle para PDCE se detectó la necesidad de

implementar recursos específicos para atender contingencias de carácter extremo. Estos recursos

se componen de automatismos locales que pretenden atender las necesidades particulares de la

falla, y recursos globales que serán activados cuando las excursiones de variables claves en el

sistema impliquen algún tipo de inestabilidad.

Siendo que estos recursos globales colaboran con el control de la contingencia extrema bajo

estudio, resulta relevante presentar un breve resumen de sus características.

En las simulaciones asociadas al análisis de la contingencia y definición del esquema de

defensa se menciona explícitamente en que caso se consideran estos recursos disponibles

(componentes E/S) y en que casos estos son activados.

5.1 Cortes de carga adicionales (EDACxEx)

La fase 2 del estudio de PDCE determinó la necesidad de un esquema de corte de carga

adicional al existente para los casos en que la frecuencia descienda con una tasa mayor a

0,9 Hz/s. De un amplio análisis de casos se determinaron montos mínimos de potencia por

escalón y por área para sobrellevar la doble contingencia Charrúa – Ancoa 500kV. Los valores

obtenidos se resumen en la tabla 4.2.

ZonaEscalón 1

(-0,9 Hz/s)

Escalón 2

(-1,2 Hz/s)

Escalón 3

(-1,9 Hz/s)

Quinta Región 5,30% 7,00% 9,60%

Metropolitana 5,30% 7,00% 9,60%

Troncal Centro 5,30% 7,00% 9,60%

Sistema 154-66kV 5,30% 7,00% 9,60%

Tabla 5.1 - Ajustes de los relés de gradiente para EDACxCEx

5.2 Apertura del subsistema Norte

La fase 2 del estudio de PDCE determinó la necesidad de contar con un recurso que

rápidamente detecte la inestabilidad angular del sistema Norte, y lo aísle antes que las

excursiones angulares y las tensiones alcancen niveles inadmisibles por el sistema. El recurso y

sus ajustes se resumen a continuación.


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Σ

Remote Phasor Angle Los Vilos

Local Phasor Angle Pan de Azucar

+

-

AND

Σ

Remote Phasor SlipLos Vilos

Local Phasor Slip Pan de Azucar

+

-

1>2

1>2

SlipThreshold

DeltaThreshold

21

1

2

TripSlip

AND

|Va| < threshold 27

|Vb| < threshold 27

|Vc| < threshold 27

|Ia| < threshold 50

|Ib| < threshold 50

|Ic| < threshold 50

AND

OR

OR

Timer tset treset

Timer tset treset

Fault Conditions

Figura 5.1 - Esquema de SINCROFASORES – Unidad de procesamiento

VARIABLE AJUSTE Temporización JUSTIFICACIÓN

Diferencia angulary

Velocidad de cambio

10ºy

25º/seg100 mseg

- Formación en islas en tiempos mínimos para evitar colapsos por tensión e inestabilidad angular- Actuación retardada para escenarios poco amortiguados

Subtensión 0,5 pu -Niveles inferiores a este valor bloquean el disparo

por el tiempo t reset

Sobrecorriente 700 A(*) -Niveles superiores a este valor bloquean el disparo

por el tiempo t reset

t set - 0,02 seg Tiempo de retardo del bloqueo

t reset - 5 segTiempo de bloqueo del esquema ante condiciones de

falla

Tabla 5.2 - Parámetros de Ajuste – Sistema Sincrofasores

(*) 1,2 veces corriente nominal de un circuito de línea


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5.3 Control de sobretensiones

La fase 2 del estudio de PDCE determinó la necesidad de dos automatismos de control de

tensión en la SS/EE Alto Jahuel y Ancoa. Estos recursos consisten en la desconexión de bancos

capacitivos conforme lo resume la siguiente tabla.

ElementoCapacidad

[MVAr]S/E Criterio de Actuación

Tiempo de

AjusteAcción

CCEE 65 Alto Jahuel 220kVUAJAH500kV>1,05pu o

UAJAH220kV>1,1pu10 segundos Disparo

CCEE 65 Ancoa 220kVUANC500kV>1,05pu o

UANC220kV>1,1pu10 segundos Disparo

CCEE 50 Alto Jahuel 220kVUAJAH500kV>1,05pu o


CCEE B1 66 Alto Jahuel 66kVUAJAH500kV>1,05pu o


CCEE B2 66 Alto Jahuel 66kVUAJAH500kV>1,05pu o


Tabla 5.3 - Recurso de control de sobretensiones Alto Jahuel y Ancoa

5.4 Estabilizadores Central Guacolda

La fase 1 del estudio de PDCE determinó la necesidad de implementar un esquema de lógica

de desconexión en los estabilizadores de las unidades de la central Guacolda con el fin de impedir

que estos presenten una actuación inadecuada ante grandes perturbaciones, las que pueden

derivar en inestabilidad angular y de tensión.

Este recurso básicamente es un esquema lógico adicional al estabilizador que lo desconecta

cuando la tensión terminal sale de la banda ± 4% y la consigna elaborada por el pss (upss) se

encuentra simultáneamente fuera de la banda ±4%. Una vez que la gran perturbación se controló

y el valor de la consigna del estabilizador ingresa a la banda ± 2% durante 500ms, el

estabilizador se reconecta para amortiguar las oscilaciones de pequeña señal.

5.5 Desconexión de Generación en Charrúa

La fase 2 del estudio de PDCE determinó que para evitar el colapso por frecuencia del

Subsistema Sur, fundamentalmente en escenarios de altas transferencias, se requiere el corte de

generación en tiempos mínimos luego del despeje de la falla. Para ello, deben desconectarse

unidades individuales o bloques de generación que permitan el restablecimiento rápido de la

frecuencia, con un adecuado control de tensión/potencia reactiva. Las unidades preestablecidas

para el disparo aportan potencia a la barra de Charrúa 220kV.


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6 CONTINGENCIA EXTREMA 1: Falla barra Ancoa K1

La contingencia en estudio se encuentra enmarcada en la NTSyCS, como un evento de falla

de Severidad 6. Ésta corresponde a un cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla en

una de las barras de 500kV de la subestación Ancoa, seguido de la desconexión en tiempo normal

de todo el equipamiento vinculado a la barra por acción de la protección primaria.

El impacto de fallas en una barra de Ancoa 500kV dependerá de los elementos que tenga

conectados. Particularmente la falla en la barra K1 deriva en la desvinculación de dos circuitos de

línea de 500kV, un circuito Charrúa – Ancoa y un circuito Ancoa – Alto Jahuel.

6.1 Eventos de simulación

La siguiente tabla describe la secuencia de eventos empleada para la simulación de la

contingencia bajo estudio.

Tiempo de

simulaciónEventos

0,00 seg . Inicio de la simulación

1,00 seg

. Cortocircuito bifásico franco a tierra en barra Ancoa 500KV K1

. Puenteo de los capacitores serie de las lineas Charrúa-Ancoa y

Ancoa-Alto Jahuel 500kV.

1,12 seg

. Apertura de los interruptores de los elementos conectados a la

barra en falla y acoplamiento de barras.

. Despeje del Cortocircuito.

. Apertura de los puentes de los capacitores serie.

30 seg . Fin de la simulación

Tabla 6.1 - Eventos de Simulación – Falla Barra Ancoa 500kV

Dado que el análisis a realizar corresponde a un estudio de estabilidad y no a un estudio de

coordinación de protecciones, el cortocircuito bifásico franco a tierra se simula como un

cortocircuito trifásico (balanceado) con una impedancia de falla equivalente a la consideración de

las secuencia negativa y homopolar (Zf = Z2 // Z0).


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6.2 Análisis conceptual del impacto

La contingencia bajo estudio contempla la ocurrencia de falla en una de las barras de 500kV

de la subestación Ancoa. Ante el mencionado evento se desvinculan los elementos conectados al

tramo en falla, junto con el acoplamiento de las dos barras de la subestación.

Los elementos desvinculados ante esta contingencia se detallan a continuación:

▪ un circuito de línea de 500kV Ancoa - Alto Jahuel

▪ un circuito de línea de 500kV Charrúa - Ancoa

Resulta indistinto considerar que el transformador está conectado a la barra K1, ya que se

han considerado fallas en las dos secciones de barras, y las líneas que permanecen conectadas en

los dos casos presentan la misma limitante: capacidad del CCSS.

Para los fines de este estudio, la configuración topológica considerada en 500kV de la S/E se

muestra a continuación:

ANCOA 500kV

a A. JAHUEL 500kV

ANCOA 220kV

Barra K1

Barra K2

ANCOA 500kV

a CHARRUA 500kV

Figura 6.1 - Disposición Barras Ancoa 500kV

La siguiente figura muestra esquemáticamente la condición post-contingencia del sistema,

ante la ocurrencia de falla en el tramo de barra K1 de la subestación Ancoa.

Obsérvese que fallas en la barra K1 provocan que el flujo de potencia proveniente desde el

sur de la S/E Charrúa y parte de la generación de las centrales Pehuenche y Loma Alta se

redistribuyan completamente hacia la S/E Alto Jahuel, por un único circuito de 500kV conformado

por dos tramos de línea.


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CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

Falla Barra 1 Falla Barra 2

ANCOA 220kV

Figura 6.2 - Fallas Barras Ancoa 500kV

Tal como fue mostrado en el punto “Límites operativos”, la transferencia máxima lograda

por el sistema Ancoa-Alto Jahuel alcanza los 1630MW, lo que permite cumplir con el criterio de

operación de red N-1. Por lo tanto, al operar el sistema de 500kV en condiciones de red N-1

desde Charrúa hasta Alto Jahuel, la contingencia en estudio no debería provocar condiciones

desfavorables en el sistema.


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6.3 Análisis del impacto sobre escenarios base

Una falla en la barra K1 de la S/E Ancoa provocará la salida de servicio de dos circuitos de

línea de 500kV (un circuito Charrúa - Ancoa y otro Ancoa - Alto Jahuel) y la apertura del

acoplamiento de barras, dejando des-energizada la barra en falla. De esta forma, la barra K2

queda vinculada al sistema a través de los circuitos de 500kV que permanecen en servicio entre

Charrúa y Alto Jahuel, y el autotransformador Ancoa 500/220kV.

La principal problemática relacionada con esta contingencia radica en la posible sobrecarga

del tramo de linea Ancoa - Alto Jahuel que permanece en servicio, debido al aporte desde Charrúa

y las centrales Pehuenche y Loma Alta a través del autotransformador. Por ello, se procede a

simular la condición de mayor criticidad, que considera flujos límites por Charrúa - Ancoa, por los

sistemas de 220kV y 154kV, y despachos máximos en las centrales Pehuenche/Loma Alta y

Colbún/Machicurá.

La siguiente figura muestra la carga de la línea respecto a su capacidad permanente en

condiciones de 25ºC de temperatura ambiente.

Puede observarse una respuesta satisfactoria:

➢ El sistema logra un correcto amortiguamiento luego de ocurrida la contingencia.

➢ La carga del conductor permanece por debajo de su capacidad de régimen permanente.

➢ El capacitor serie de la línea permanece con valores levemente superiores a su capacidad

nominal de régimen permanente (<3%), por lo que se destaca:

◦ las leves sobrecargas registradas sobre el CCSS, respecto a su capacidad de régimen

permanente, se producen para la condición operativa más crítica.

◦ en caso que se presente un escenario más crítico, no contemplado en este estudio,

debe considerarse que la capacidad transitoria de este equipo permite soportar

sobrecargas de aprox. un 35%, por un tiempo de 30 minutos. Esto implica más de un

30% de margen de seguridad.

◦ 30 minutos se considera un tiempo suficiente para restablecer manualmente una

condición operativa acorde a la situación, reduciendo las transferencias SUR → NORTE.


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20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

112,50

100,00

87,50

75,00

62,50

50,00

37,50

Ancoa - Polpaico 500 kV: Loading in %

Carga Linea = 100%Carga Linea = 100%

17.19 s 83.57 % 17.19 s 83.57 %

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

150,00

120,00

90,00

60,00

30,00

0,00

-30,00

CCSS M 2: Loading in %

Carga Capacitor = 100%Carga Capacitor = 100%

14.71 s103.08 % 14.71 s103.08 %

Estudio PDCE Fases 4 y 5 Linea_500kV

Date: 3/21/2012

Annex: /31

DIg

SIL

EN

T

Figura 6.3 - Falla Barra K1 Ancoa

Se deduce entonces que fallas en barra K1 no requieren, al menos para las topologías base,

un esquema de control específico.


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6.4 Análisis del impacto sobre escenarios futuros

6.4.1 Julio 2013

El presente apartado detalla el análisis del impacto de la falla en la barra K1, sobre los

escenarios esperados para Julio de 2013.

Cambios topológicos de relevancia:

– incorporación del 3er circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV

– salida de servicio del cable Colbún - Ancoa 220kV

– incorporación del 3er transformador Charrúa 500/220kV

– incorporación del SVC PLUS en Diego de Almagro

La siguiente figura muestra esquemáticamente la condición post-contingencia ante la falla

mencionada.

Figura 6.4 - Falla Barra K1 Ancoa – Condición post-contingencia


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CHARRÚA 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 2

L1L2L3

G

Itahue 154kV


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Ir al índiceAl producirse la apertura los circuitos de 500kV, el tramo más comprometido resulta el que

vincula a las SS/EE Ancoa y Alto Jahuel. La potencia pre-falla circulante por Charrúa-Ancoa

sumada a un porcentaje de la potencia generada por las centrales Pehuenche y Loma Alta

circularán por el único circuito disponible de 500kV entre Ancoa y Alto Jahuel. Por ello, la

criticidad del escenario dependerá de los niveles de transferencia pre-contingencia que se

registren en sentido norte sur.

En primera instancia se analiza si la contingencia bajo estudio provoca condiciones de

inestabilidad en el sistema. Para ello se simula la contingencia sobre el escenario de mayor

transferencia, detallado en el punto “Límites Operativos” para Julio de 2013.

20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500

Anc\K1: Tensión [pu] (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión [pu] (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión [pu] (Base 500 kV)

Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300

Pol\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión [pu] (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión [pu] (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión [pu] (Base 224 kV)Quill\J1: Tensión [pu] (Base 226 kV)SLuis\J1: Tensión [pu] (Base 228 kV)Maite\J1: Tensión [pu] (Base 226 kV)DdA\J: Tensión [pu] (Base 224 kV)Cha\J2: Tensión [pu] (Base 224 kV)

Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0

Generador Nehuenco II TG: ang[º]Generador Pehuenche 1: ang[º]Generador Rapel 1: ang[º]Generador San Isidro TG: ang[º]Generador Colbun 1: Rotor AngleGenerador Nueva Renca TG: ang[º]Generador Nueva Ventanas: ang[º]Generador Guacolda 1: ang[º]Generador Taltal 1: ang[º]

Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

20,016,012,08,004,000,00 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00

AJah\K1: Frecuencia [Hz]Canu\J1: Frecuencia [Hz]Cha\J1: Frecuencia [Hz]Maite\J1: Frecuencia [Hz]DdA\J: Frecuencia [Hz]

f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz

Estudio PDCE Fase 4 SISTEMA

Date: 5/10/2012

Annex: /7

DIg

SIL

EN

T

Figura 6.5 - Respuesta Sistémica – Falla Barra K1

La figura 6.5 muestra que la contingencia en el escenario de transferencia máxima en

sentido Sur → Norte, no produce inestabilidades en el sistema que requieran acciones de control.

Sobre la base de estos resultados, se analiza el estado de carga de la línea y su capacitor

serie luego de la contingencia. Resulta importante destacar que para evaluar la condición más


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Ir al índicecrítica se vincula a la barra sana el conductor de menor capacidad (L1) de los tres que vinculan

ambas subestaciones.

El conductor de la línea que permanece vinculando a Ancoa y Alto Jahuel posee la siguiente

curva de capacidad en régimen estacionario.

0 2,5 5 7,5 10 12,5 15 17,5 20 22,5 25 27,5 30 32,5 35 37,5 400

0,5

1

1,5

2

2,5

3

Capacidad Termica - Régimen Permanente - Con SolCircuito de Línea Ancoa-Alto Jahuel

Ancoa-Alto Jahuel L1

Temperatura Ambiente [ºC]

Cor

rient

e [k

A}

Figura 6.6 - Característica Térmica de la Línea

Con condiciones ambientales de 25ºC y presencia de sol, los conductores del circuito toleran

una corriente de 1783A (1544MVA) en régimen permanente y 2180A (1890MVA) en régimen

transitorio de 15 min. A su vez, el capacitor serie de esta línea tolera una circulación de potencia

de 1422MVA en régimen permanente, admitiendo una sobrecarga de 30 minutos del orden del

35% (+500MVA).

Conocidos los valores limitantes, interesa para este análisis la capacidad transitoria de los

equipos, dado que un tiempo de 15 minutos se considera suficiente para que el operador del

sistema tome las acciones necesarias tendientes a reducir la transferencia por el circuito.

En la siguiente figura se muestran los valores de corriente y carga durante la evolución

transitoria, tanto por la línea como por el capacitor serie. Debe tenerse en cuenta que la

simulación se realiza sobre el escenario de mayor transferencia posible, por lo que cualquier otra

condición operativa del sistema impondrá condiciones más favorables.


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20,016,012,08,004,000,00 [s]

150,00

125,00

100,00

75,00

50,00

25,00

Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Loading in %

Carga Linea = 100%

20,016,012,08,004,000,00 [s]

2,80

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40

Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Current, Magnitude/Terminal i in kA

Limite Régimen Transitorio = 1.783kA

Limite Régimen Transitorio = 2,18kALimite Régimen Transitorio = 2,18kA

20,016,012,08,004,000,00 [s]

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00


Carga Capacitor = 100%

Estudio PDCE Fase 4 Linea_500kV

Date: 5/10/2012

Annex: /24

DIg

SIL

EN

T

Figura 6.7 - Niveles de carga – Circuito Ancoa-Alto Jahuel

La sobrecarga observada en el conductor de la línea para este caso extremo es menor al

10%, mientras que en el capacitor no excede el 15%. Considerando las capacidades transitorias

de estos equipos y los tiempos involucrados, se considera que el operador del sistema puede

corregir esta condición, reduciendo el flujo por la línea.

Se presenta a continuación la respuesta dinámica de la contingencia, aplicada sobre un

escenario con menor transferencia SUR → NORTE: 1180MW por Charrúa - Ancoa y 310MW de

generación en las centrales Pehuenche y Loma Alta.

Nótese que la contingencia no trae inconvenientes al sistema y tampoco genera

sobrecargas, permaneciendo todas las variables en rangos admisibles sin la toma de acciones.

Todas las transferencias permanecen por debajo de la capacidad permanente de los equipos

involucrados.


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20,016,012,08,004,000,00 [s]

150,00

125,00

100,00

75,00

50,00

25,00

Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Loading in %

Carga Linea = 100%

20,016,012,08,004,000,00 [s]

2,80

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40

Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Current, Magnitude/Terminal i in kA

Limite Régimen Transitorio = 1.783kA

Limite Régimen Transitorio = 2,18kALimite Régimen Transitorio = 2,18kA

20,016,012,08,004,000,00 [s]

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00




Date: 5/10/2012

Annex: /24

DIg

SIL

EN

T

Al igual que para los escenarios base, se deduce que fallas en barra K1 no requieren, aún

con el triple circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV y sin el cable Ancoa – Colbún 220kV, un esquema

de control específico.


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6.4.2 Julio 2014




– incorporación del CER Cardones

Las condiciones observadas ante esta contingencia en la fecha considerada resultan de la

misma naturaleza que las encontradas para el mes de Julio de 2013. En el período considerado no

se prevén obras en el sistema que permitan aumentan la transferencia en sentido sur → norte.

De esta forma se extraen las mismas conclusiones que las encontradas para el análisis

desarrollado en el punto 6.4.1 .

A modo de referencia se muestra en las siguientes figuras los resultados de la contingencia

para escenarios de máxima transferencia sur norte. →

Demanda Alta

20,016,012,08,004,000,00 [s]

150,00

125,00

100,00

75,00

50,00

25,00

Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Transferencia Máxima 1750 MW

Carga Linea = 100%

20,016,012,08,004,000,00 [s]

2,80

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40


Limite Régimen Transitorio = 2,18kA

Limite Régimen Permanente = 1.783kA

20,016,012,08,004,000,00 [s]

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00

CCSS M 1: Transferencia Máxima 1750 MW



Date: 5/23/2012

Annex: /26

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EN

T


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20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

20,016,012,08,004,000,00

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 5/23/2012

Annex: /13

DIg

SIL

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T

Demanda Baja

20,016,012,08,004,000,00

150,00

125,00

100,00

75,00

50,00

25,00


Carga Linea = 100%

20,016,012,08,004,000,00

2,80

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40




20,016,012,08,004,000,00

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00




Date: 5/23/2012

Annex: /26

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20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

20,016,012,08,004,000,00

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 5/23/2012

Annex: /13

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SIL

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6.4.3 Julio 2016




– Incorporación segundo autotransformador Ancoa 500/220kV

La incorporación del segundo autotransformador en Ancoa no impacta en la falla bajo

análisis, ya que al presentarse un cortocircuito en la barra K1, sumado a la pérdida de dos

circuitos Ancoa - Alto Jahuel y un circuito Charrúa - Ancoa, se produce la salida de servicio de

uno de los autotransformadores resultando en una topología post-contingencia similar a la

encontrada en años anteriores.

CHARRÚA 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 2

L1L2L3

G

Itahue 154kV

Al igual que lo ocurrido para fechas anteriores, las condiciones de mayor criticidad

permanecen inalteradas por lo cual los resultados y conclusiones resultan iguales a los

encontrados para los años previos.


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30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,00

125,00

100,00

75,00

50,00

25,00


Carga Linea = 100%

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

2,80

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40




30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00




Date: 6/28/2012

Annex: /26

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T

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 6/28/2012

Annex: /13

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SIL

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6.5 Principales Resultados

6.5.1 Escenarios Base

Se resumen aquí los principales resultados del análisis de fallas en la sección K1 de la barra

Ancoa 500kV, con la topología esperada para febrero de 2013.

Contingencia Descripción Análisis Resultados

Falla Barra K1

Fallas en la barra Ancoa K1

provocan la salida de

servicio de todos los

circuitos de línea vinculados

a esta.

La principal problemática se registra en el

nivel de carga del circuito sano entre

Ancoa y Alto Jahuel. Por ello, se analizó

esta contingencia para el escenario de

mayor transferencia previa posible,

obteniendo resultados satisfactorios y

aceptables según los criterios normativos.

No se requieren

acciones adicionales

para la estabilización

del sistema.

Del análisis realizado sobre escenarios base pueden extraerse las siguientes conclusiones:

– Las condiciones más críticas para contingencias en barra Ancoa K1 se presentan con

despachos elevados de las centrales que inyectan en Ancoa y Colbún, y de las unidades

presentes en el sistema de 154kV.

Este despacho, sumado a la maximización de la transferencia por el sistema de 500kV,

representa el mayor flujo de potencia hacia la S/E Alto Jahuel a través de los sistemas

paralelos de 500kV, 220kV y 154kV.

– La operación en paralelo de los sistemas de 500kV, 220kV y 154kV, y la operación con

criterio de red N-1 hacen que fallas en barra Ancoa K1 no presenten problemáticas,

permitiendo exportar el excedente de potencia del sur del SIC hacia el centro de carga.

– La carga del circuito sano de 500kV permanece por debajo de su capacidad para régimen

permanente, determinada por la capacidad de su CCSS.

– El capacitor serie de la línea permanece en valores cercanos a su capacidad nominal, por lo

que se destaca:

– en el escenario estudiado, condición más crítica, no se han observado sobrecargas

respecto a las capacidades de régimen permanente.

– en caso que se presente un escenario más crítico, no contemplado en este estudio,


sobrecargas de aprox. un 35%, por un tiempo de 30 minutos. Esto implica un 35% de

margen de seguridad.

– 30 minutos se considera un tiempo suficiente para restablecer manualmente una



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6.5.2 Escenarios Futuros


Ancoa 500kV, con las topologías esperadas para escenarios futuros, posteriores a febrero de

2013.

• Con el tercer circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV en servicio, fallas en la barra Ancoa K1

provocarán la salida de servicio de un tramo de línea Charrúa - Ancoa 500kV, y dos tramos

de línea Ancoa - Alto Jahuel. La topología resultante entre Charrúa y Alto Jahuel será de

simple circuito.

Respecto al análisis anterior (escenarios base), se detecta que la incorporación del 3er

circuito de línea no modifica el impacto de la contingencia. El mayor impacto radica en la

salida de servicio del cable Colbún - Ancoa 220kV.

• En ninguno de los escenarios simulados se encuentran condiciones de inestabilidad que

requieran la acción de recursos estabilizantes.

• El tramo de linea de 500kV que permanece vinculando las SS/EE Charrúa y Ancoa no

presenta condiciones desfavorables, siempre y cuando se opere el sistema con criterio N-1.

• Se encuentra que el tramo de línea que permanece vinculando a las SS/EE Ancoa y Alto

Jahuel debe soportar la potencia proveniente desde Charrúa sumada a parte de la

generación de la centrales Pehuenche y Loma Alta que circula a través del

autotransformador. Para la evaluación, se generó un escenario de extrema criticidad que

considera máxima transferencia Sur → Norte. En este escenario, se registran sobrecargas

en los capacitores (<15%) y conductores de la línea sana (<10%) las cuales resultan

menores a sus límites transitorios de 30 y 15 minutos respectivamente. Estos tiempos se

consideran adecuados para que el despachador del sistema disminuya la transferencia

Sur → Norte sin que el sistema presente problemáticas

• Transferencia menores y de mayor probabilidad de ocurrencia, provocan la disminución de

la sobrecarga o incluso, la eliminación, dejando de ser necesario la toma de acciones sobre

el sistema.

• Finalmente, los estudios realizados permiten concluir que no se requieren acciones

estabilizantes sobre el sistema al ocurrir una falla en la barra K1 de la S/E Ancoa 500kV, la

que provoca la desvinculación de un circuito de línea entre Charrúa y Ancoa y dos circuitos

de línea entre Ancoa y Alto Jahuel.


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7 CONTINGENCIA EXTREMA 2: Falla barra Ancoa K2



una de las barras de 500kV de la subestación Ancoa, seguido de la desconexión en tiempo normal

de todo el equipamiento vinculado a la barra por acción de la protección primaria.

El impacto de fallas en una barra de Ancoa 500kV dependerá de los elementos que tenga

conectados. Particularmente fallas en la barra K2 derivan en la desvinculación de dos circuitos de

línea de 500kV, un circuito Charrúa – Ancoa y un circuito Ancoa – Alto Jahuel, y el

autotransformador de la S/E Ancoa.


La siguiente tabla describe la secuencia de eventos empleada para la simulación de la

contingencia bajo estudio.

Tiempo de

simulaciónEventos


1,00 seg

. Cortocircuito bifásico franco a tierra en barra Ancoa 500KV K2

. Puenteo de los capacitores serie de las lineas Charrúa-Ancoa y

Ancoa-Alto Jahuel 500kV.

1,12 seg

. Apertura de los interruptores de los elementos conectados a la

barra en falla y acoplamiento de barras.


. Apertura de los puentes de los capacitores serie.

30 seg . Fin de la simulación

Tabla 7.1 - Eventos de Simulación – Falla Barra Ancoa 500kV






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La contingencia bajo estudio contempla la ocurrencia de falla en una de las barras de 500kV

de la subestación Ancoa. Ante el mencionado evento se desvinculan los elementos conectados al

tramo en falla, junto con el acoplamiento de las dos barras de la subestación.

Los elementos desvinculados ante una falla en la barra K2 se detallan a continuación:

▪ un circuito de línea de 500kV Ancoa - Alto Jahuel

▪ un circuito de línea de 500kV Charrúa - Ancoa

▪ Autotransformador 500/220kV en S/E Ancoa

Esta contingencia resulta de mayor impacto que la falla en la sección de barra K1, debido a

que la desvinculación del autotransformador provoca una condición del sistema N-3 luego de

despejada la falla.

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

Falla Barra 1 Falla Barra 2

ANCOA 220kV

Figura 7.1 - Fallas Barras Ancoa 500kV

Según sea el despacho previo de las centrales vinculadas a la S/E Ancoa y la condición de

demanda, el flujo de potencia pre-falla por el autotransformador puede presentarse en sentido

500kV → 220kV ó 220kV → 500kV, por lo que su salida de servicio provocaría diferentes

consecuencias en cada uno de los casos.


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Ir al índiceEn caso que la transferencia se presente en sentido 220kV → 500kV, la pérdida del

autotransformador provoca que la potencia pre-falla circulante por el mismo se redistribuya hacia

Itahue y hacia Colbún, con mayor proporción sobre este último. Dado que tanto el sistema de

154kV desde Itahue hasta Alto Jahuel, como el sistema de 220kV desde Ancoa hasta Alto Jahuel

operan para tolerar condiciones de red N-1, el incremento de potencia no produce sobrecargas en

ninguno de estos circuitos.


La tabla siguiente muestra la redistribución de flujos consecuencia de una falla sobre la

barra K2, para un escenario de demanda alta:

Demanda Alta → Transferencias Máximas

Escenario Pre-Falla Escenario Post-Falla

Condición de Red: N Condición de Red: N-3

ElementoTransferencia

[MW]

Carga

[%]

Transferencia

[MW]

Carga

[%]

Itahue - Teno 154kV C1 96,6 44,3 121,7 57,6

Itahue - Teno 154kV C2 122,5 56,1 147,6 69,9

Tinguiririca – Malloa 154kV C1 114,3 53,6 137,8 67,0


Ancoa – Itahue 220kV C1 68,4 14,8 94,2 20,6

Ancoa – Itahue 220kV C2 68,4 14,8 94,2 20,6

Ancoa – Colbún 220kV 155,0 22,9 418,8 63,7

Colbún – Candelaria 220kV C1 316,5 45,2 448,3 66,2


Candelaria - Maipo 220kV C1 308,1 45,4 422,2 65,2


Maipo – Alto Jahuel 220kV C1 281,6 42,2 392,1 59,6


Autotransformador 500/220kV -315,8 46,3 0,0 0,0

Tabla 7.2 - Comparación de Transferencias – Demanda Alta

Se observa allí la importancia de la vinculación Ancoa - Colbún ante la ocurrencia de la

contingencia bajo estudio. Esta interconexión permite evacuar la potencia generada por las

centrales Pehuenche y Loma Alta por un sistema de menor impedancia que el sistema de 154kV,

lo que favorece a la estabilidad y elimina cualquier tipo de sobrecargas en la zona.

En el escenario de demanda baja la transferencia previa por el transformador, a diferencia

del escenario de demanda alta, resulta en sentido 500kV → 220kV. Tal como puede observarse,

las condiciones resultan favorables dado que las transferencias disminuyen por los sistemas de

154kV y 220kV.


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Ir al índiceLa tabla siguiente muestra la redistribución de flujos consecuencia de una falla sobre la

barra K2, para un escenario de demanda baja.

Demanda Baja → Transferencias Máximas

Escenario Pre-Falla Escenario Post-Falla

Condición de Red: N Condición de Red: N-3

ElementoTransferencia

[MW]

Carga

[%]

Transferencia

[MW]

Carga

[%]

Itahue - Teno 154kV C1 61,4 27,9 58,5 26,7

Itahue - Teno 154kV C2 77,1 35,1 74,3 33,9



Ancoa – Itahue 220kV C1 99,1 21,1 96,3 20,7

Ancoa – Itahue 220kV C2 99,1 21,1 96,3 20,7

Ancoa – Colbún 220kV 351,1 54,2 317,6 48,7







Autotransformador 500/220kV 39,2 5,6 0 0

Tabla 7.3 - Comparación de Transferencias – Demanda Baja

La siguiente figura muestra el impacto de fallas en barra Ancoa K2 sobre un escenario

donde se maximizan los flujos por el doble circuito Charrúa - Ancoa y el despacho de las centrales

Pehuenche y Loma Alta.

Se observa que aún en un escenario de extrema criticidad, la contingencia no provoca

inestabilidad y no se requieren esquemas de control específicos. A su vez, el sistema de 500kV no

presenta sobrecargas inadmisibles debido a que operaba en condiciones N-1, transfiriendo la

totalidad de la carga al circuito restante.

Analizando la potencia que se transmite por el cable Ancoa – Colbún 220kV (figura 7.2,

gráfica inferior derecha), puede deducirse la importancia de este vínculo en el control de la

contingencia. Como se analizará en el apartado posterior, sin el cable mencionado la contingencia

desemboca en inestabilidad del tipo angular.

Se deduce entonces que fallas en barra K2 con el cable Ancoa – Colbún operativo, no

requieren un esquema de control específico.


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20.016.012.08.004.00-0.00 [s]

503.5

403.5

303.6

203.6

103.6

3.659

Itahue 400 MVA 220/154/66 kV: P[MW]

20.016.012.08.004.00-0.00 [s]

1.300

1.140

0.980

0.820

0.660

0.500

AJah\A: Tensión en puIta\A1: Tensión en puS/E Tingiririca\A1: Tensión en puFdo\A1: Tensión en pu

20.016.012.08.004.00-0.00 [s]

150.0

90.00

30.00

-30.00

-90.00

-150.0

Generador Nehuenco II TG: Rotor AngleGenerador Pehuenche 1: Rotor AngleGenerador Rapel 1: Rotor AngleGenerador San Isidro TG: Rotor AngleGenerador Colbun 1: Rotor AngleGenerador Nueva Renca TG: Rotor AngleGenerador Nueva Ventanas: Rotor AngleGenerador Guacolda 1: Rotor AngleGenerador Taltal 1: Rotor Angle

Y = 120.00 deg

Y =-120.00 deg

20.016.012.08.004.00-0.00 [s]

503.5

403.5

303.6

203.6

103.6

3.659

Colbun - Ancoa 220kV: P [MW]

Estudio PDCE Fases 4 y 5 Sistema

Date: 3/5/2012

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T

Figura 7.2 - Falla Barra K2 Ancoa considerando la interconexión Colbún - Ancoa 220kV


56/168


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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7.4.1 Julio 2013




– incorporación del 3er circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV

– salida de servicio del cable Colbún-Ancoa 220kV

– incorporación del 3er transformador Charrúa 500/220kV

– incorporación del SVC PLUS en Diego de Almagro

En un primer análisis puede inferirse que el sistema de 500kV no presentará inconveniente

en su operación post-contingencia, dado que permanecen dos circuitos vinculados entre las SS/EE

Ancoa y Alto Jahuel y un circuito entre las SS/EE Charrúa y Ancoa el cual operaba en condiciones

N-1 previo a la falla.

Asimismo, debido a la capacidad de autotransformador de Itahue y el cambio de impedancia

vista por las centrales Pehuenche y Loma Alta luego de ocurrida la contingencia, se estima que

deben tomarse acciones de control destinadas a evitar situaciones de colapso en el sistema por el

aporte de potencia de estas centrales.

La siguiente figura muestra la disposición topológica post-contingencia, donde se observa lo

indicado en los párrafos precedentes.


57/168


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CHARRÚA 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 2

L1L2L3

Central PehuencheCentral Loma Alta

G

Itahue 154kV

Figura 7.3 - Condición topológica post-contingencia

En la siguiente figura se muestra la respuesta libre del sistema ante el escenario de mayor

criticidad (máxima transferencia por Charrúa-Ancoa, y máximo despacho de las centrales

Pehuenche y Loma Alta).

Se puede observar que la contingencia provoca colapso en el sistema, debido a la

imposibilidad de exportar la potencia generada por las centrales Pehuenche y Loma Alta a través

del sistema de 154kV.

Los generadores de estas centrales pierden rápidamente el paso (300mseg luego del

despeje de la falla), por lo que deben tomarse acciones instantáneas para evitar esta condición

post-contingencia.


58/168


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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3,002,401,801,200,600,00 [s]

1,122

0,988

0,855

0,721

0,587

0,453


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

3,002,401,801,200,600,00 [s]

196,9

118,8

40,65

-37,47

-115,6

-193,7


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

Estudio PDCE Fase 4 SISTEMA(1)

Date: 5/3/2012

Annex: /5

DIg

SIL

EN

T

Pehuenche

Figura 7.4 - Respuesta Libre – Condición más crítica

Con el fin de evaluar una condición de menor criticidad se procede a reducir la generación

de la central Pehuenche de 540MW a 270MW, y a re-simular la contingencia (ver figura 7.5). Esta

potencia sumada al despacho de la central Loma Alta representan aproximadamente la capacidad

del autotransformador de Itahue.


59/168


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5,004,003,002,001,000,00 [s]

1,211

1,054

0,896

0,738

0,580

0,422

Generador Cipreses 1: Terminal Voltage in p.u.Generador Curillinque: Terminal Voltage in p.u.Generador Isla 1: Terminal Voltage in p.u.Generador La Higuera 1: Tensión en pu (Base 224 kV)

Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

5,004,003,002,001,000,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg


Date: 5/3/2012

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Tensiones Sistema 154kV

Tensiones Sistema 154kV

EvoluciónAngular

Pehuenche

Figura 7.5 - Respuesta Libre – Condición de menor criticidad


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceLa reducción del despacho de Pehuenche provoca una condición post-contingencia menos

crítica para el sistema.

Estáticamente se obtiene que no habría actuación de protecciones:

– el autotransformador Itahue quedaría con una potencia igual a la suma de los despachos

de Pehuenche y Loma Alta, es decir, 308MVA.

– Como esta potencia representa un valor de corriente cercano al nominal, su sistema de

protecciones de sobrecorriente no presentaría condiciones de actuación.

– Como la capacidad de los dobles circuitos de línea del sistema de 154kV es mayor a la

capacidad del transformador, se espera que no haya actuación de ninguna protección de

sobrecorriente.

Dinámicamente se observa inestabilidad:

– la tensión en barras del sistema de 154kV desciende el umbral de 0,7pu, mostrando un

comportamiento inestable en tensión.

La acción de control estará entonces asociada a las centrales Pehuenche y Loma Alta, dado

que la problemática se encuentra directamente relacionada con la potencia inyectada por éstas.

Por los reducidos tiempos de actuación requeridos para las condiciones más críticas y

considerando que la problemática se encuentra relacionada con problemas de inestabilidad y no

con sobrecargas, el recurso estabilizante deberá reducir en forma inmediata el aporte de las

centrales Pehuenche y Loma Alta, luego de ocurrida la apertura del autotransformador Ancoa y

los circuitos de 500kV.

Con el fin de determinar los tiempos críticos para la actuación del recurso, se realizan

simulaciones dinámicas para la condición más crítica y se evalúa el comportamiento de variables

de interés para determinar respuestas indeseadas. En la siguiente figura se muestra la evolución

dinámica de la tensión en barra Ancoa 220kV, para tres tiempos de actuación del recurso: 80ms,

180ms y 300ms. Estos tiempos son relativos al tiempo de despeje de la falla.

Sobre la base de los resultados de las simulaciones, puede determinarse que un retardo de

300mseg para la actuación del recurso (desvinculación de la generación del Pehuenche y Loma

Alta) no resulta satisfactorio, dado que las tensiones de la zona afectada alcanzan valores

inferiores a 0,7pu luego de despejada la contingencia. A su vez, el impacto post-contingencia

disminuye a medida que las acciones son tomadas en tiempos menores obteniéndose respuestas

satisfactorias con retardos del orden de los 180mseg luego de despejada la falla.


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2,502,001,501,000,500,00 [s]

1,250

1,080

0,910

0,740

0,570

0,400

Anc\J1: Tensión [pu] - Tiempo de Despeje 80msegAnc\J1: Tensión [pu] - Tiempo de Despeje 180msegAnc\J1: Tensión [pu] - Tiempo de Despeje 300mseg

Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

Estudio PDCE Fase 4 Tiem pos de Despe je

Date: 5/7/2012

Annex: /29

DIg

SIL

EN

T

Retardoactuación 300mseg



Figura 7.6 - Comparación de tiempos de actuación del Recurso

Entonces, la condición evaluada requiere la toma de acciones en tiempos prácticamente

instantáneos para evitar colapsos angulares y en tensión en la red de 154kV del sistema. El

brusco cambio de impedancia originado por la apertura del vínculo de las mencionadas centrales

con el sistema de 500kV, provoca condiciones dinámicas insatisfactorias, las que dependen no

sólo de la generación inyectada sino también del nivel de transporte del sistema de 154kV al

momento de ocurrir la contingencia.

Se simula posteriormente la contingencia extrema sobre un escenario donde el despacho de

las centrales Pehuenche y Loma Alta alcanza 270MW, con una condición de baja generación en el

sistema de 154kV.

En primera instancia, las condiciones del mencionado escenario representarían una situación

favorable para el sistema, dado que a diferencia de lo ocurrido con máxima generación en

Pehuenche, la capacidad del autotransformador es suficiente para transportar la potencia

generada y el sistema de 154kV se encuentra en una situación de baja cargabilidad.

Se muestra a continuación la evolución de las principales variables de la unidad generadora

Pehuenche 1.


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Ir al índice

10,08,006,004,002,000,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500

Generador Pehuenche 2: Terminal Voltage in p.u.

Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

10,08,006,004,002,000,00 [s]

500,0

410,0

320,0

230,0

140,0

50,00

Generador Pehuenche 2: Potencia [MW]

10,08,006,004,002,000,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0

Generador Pehuenche 2: ang[º]

Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

Estudio PDCE Fase 4 Pehuenche

Date: 5/14/2012

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Figura 7.7 - Repuesta del Generador Pehuenche

Los resultados de la simulación muestran que aún con las centrales Pehuenche y Loma Alta

al 45% de su potencia nominal, la respuesta resulta insatisfactoria, indicando que deben ser

desvinculadas de la red.

Se considera que la inestabilidad está asociada a la pérdida del autotransformador Ancoa,

sin que tenga efecto la pérdida de los dos circuitos de línea de 500kV entre las subestaciones

Charrúa y Alto Jahuel.

Análisis de falla simple

Para ejemplificar lo mencionado, se simula una contingencia simple sobre el

autotransformador de Ancoa (falla y apertura instantánea por actuación de la protección

diferencial), considerando un despacho de 270MW entre las centrales Pehuenche y Loma Alta, con

una condición de baja generación en el sistema de 154kV (mismo escenario que la simulación

anterior).


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10,08,006,004,002,000,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500

Generador Pehuenche 2: Terminal Voltage in p.u.

Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

10,08,006,004,002,000,00 [s]

500,0

410,0

320,0

230,0

140,0

50,00


10,08,006,004,002,000,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg


Date: 5/14/2012

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Figura 7.8 - Repuesta del Generador Pehuenche - Apertura Autotransformador

Obsérvese que una falla simple sobre el ATR Ancoa provoca condiciones similares a las de la

contingencia extrema, aún en escenarios poco exigentes. Ambas fallas requieren esquemas

automáticos de control.

Sobre la base de los resultados obtenidos, en cuanto al impacto de la contingencia extrema

sobre el sistema de 154kV, se definen dos situaciones:

• IMPACTO ALTO: Inestabilidad angular no oscilatoria

Se requieren reducidos tiempos de actuación. Se contemplan los casos en los cuales la

transferencia Pehuenche - Ancoa es superior a la capacidad del ATR Itahue (300MVA).

• IMPACTO MEDIO : inestabilidad angular oscilatoria

Casos en los cuales la potencia generada es menor a la capacidad del ATR Itahue.


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceEl elevado impacto que presenta la falla bajo estudio, sumado a su baja probabilidad de

ocurrencia, imponen la necesidad de desarrollar un recurso simple que permita afrontar la

contingencia sobre todos los escenarios de operación factibles.

➔ Para los casos de alta generación en la central Pehuenche, y debido a los mínimos tiempos

requeridos, se propone como recurso la desvinculación instantánea del doble circuito

Ancoa - Pehuenche 220kV, por medio de apertura local.

La señal de activación será la condición de falla en barra Ancoa K2, y la apertura del ATR

Ancoa.

➔ Para los casos de generación reducida en Pehuenche, en los cuales se presentan

oscilaciones de potencia poco amortiguadas, se propone como análisis la activación y

re-parametrización de los estabilizadores de potencia (PSS) de las unidades Pehuenche,

conforme al Estudio de Estabilizadores “EE-ES-2011-435”.

En la siguiente figura se muestra el efecto de la incorporación de los estabilizadores de

potencia en los generadores de la central Pehuenche (respuesta en color verde), para un

escenario con 270MW en dicha central y baja cargabilidad en el sistema de 154kV.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500

Generador Pehuenche 2: Tension [pu] - Sin PSSGenerador Pehuenche 2: Tension [pu] - Con PSS

Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

500,0

410,0

320,0

230,0

140,0

50,00

Generador Pehuenche 2: Potencia [MW] - Sin PSSGenerador Pehuenche 2: Potencia [MW] - Con PSS

20,016,012,08,004,000,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0

Generador Pehuenche 2: ang[º] - Sin PSSGenerador Pehuenche 2: ang[º] - Con PSS

Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg


Date: 5/16/2012

Annex: /8

DIg

SIL

EN

T

Figura 7.9 - Incorporación de PSSs en central Pehuenche


65/168


Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceCon la puesta en servicio de los estabilizadores en Pehuenche, ajustados según el informe

EE-ES-2011-435, la respuesta mejora notoriamente. Sin embargo, se observa que las oscilaciones

de potencia no sólo son fuertemente dependientes del nivel de generación en las centrales

Pehuenche y Loma Alta, sino también del subsistema de 154kV. Entonces, se deduce que podrían

presentarse situaciones indeseadas no contempladas con el sólo conocimiento de la generación en

las mencionadas centrales.

Para ejemplificar lo expresado, se desarrolla un escenario con alta generación en el sistema

de 154kV y se mantiene el despacho de la central Pehuenche en 270MW con sus PSS activos y

ajustados según el punto anterior.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500

Generador Pehuenche 2: Tension [pu]

Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

330,0

285,2

240,4

195,6

150,8

106,0


20,016,012,08,004,000,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

Estudio PDCE Fase 4 Pehuenche_1

Date: 5/16/2012

Annex: /9

DIg

SIL

EN

T

Figura 7.10 - Oscilaciones debido al despacho del sistema de 154kV

El amortiguamiento registrado en esta simulación resulta del 2%, presentando una

condición poco favorable para el sistema.

Luego, sobre la base de diferentes simulaciones con distintos despachos de Pehuenche, se

determina que para alcanzar valores de amortiguamiento del orden del 5%, la potencia generada

por Pehuenche debe ser aproximadamente 200MW.


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceTeniendo en cuenta:

– la dependencia que tiene el amortiguamiento de las oscilaciones de potencia con el nivel

de carga en la red de 154kV

– la incertidumbre en los despachos de esta red

– los nuevos proyectos de generación previstos en la zona (San Andrés, El Paso, etc.)

se propone la apertura de los dos circuitos de línea Ancoa - Pehuenche, aún con reducida

generación en las centrales Pehuenche y Loma Alta:

➢ Si la generación en Pehuenche y Loma Alta es elevada (>300MW), el requerimiento de

desconexión de las centrales se considera inevitable → inestabilidad angular no oscilatoria.

➢ Si la generación en Pehuenche y Loma Alta es reducida (<300MW), la desconexión se

considera una acción segura, que garantiza el correcto desempeño del sistema. La

contingencia extrema es convertida entonces en una contingencia simple, con un déficit

mínimo de generación.

Ante esta condición, la NO desconexión de las centrales podría derivar en oscilaciones de

potencia divergentes, y la posterior desvinculación de una porción del SIC.

A continuación se muestra la respuesta sistémica con 180 mseg de tiempo de actuación

del recurso, para un escenario de demanda alta con máxima transferencia sur → norte.

La respuesta resulta en una evolución satisfactoria luego de la desvinculación de las

centrales Pehuenche y Loma Alta, las cuales se encontraban despachadas a plena carga. Para los

niveles de demanda considerados (demanda alta) no se registran cortes de carga al producirse el

disparo de la generación.


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índice

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00

Anc\K1: Frecuencia [Hz]AJah\K1: Frecuencia [Hz]Canu\J1: Frecuencia [Hz]Cha\J1: Frecuencia [Hz]Maite\J1: Frecuencia [Hz]DdA\J: Frecuencia [Hz]

f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 5/7/2012

Annex: /8

DIg

SIL

EN

T

Figura 7.11 - Respuesta sistémica ante la actuación del recurso


68/168


Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceSe muestra a continuación la respuesta sobre el escenario de menor criticidad simulado en

la Figura 7.7, pero en este caso con la aplicación del recurso.

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

1,3000

1,1400

0,9800

0,8200

0,6600

0,5000

Cha\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)

Y = 1,030 p.u.

Y = 0,970 p.u.

Y = 1,200 p.u.

Y = 1,050 p.u.

Y = 0,950 p.u.

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

1,3000

1,1400

0,9800

0,8200

0,6600

0,5000

Canu\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)PMont\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)Val\J2: Tensión en pu (Base 226 kV)Central Ralco\J1: Tensión en pu (Base 230 kV)Ant\J2: Tensión en pu (Base 228 kV)Cha\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)ETor\J1: T ensión en pu (Base 230 kV)

Y = 0,950 p.u.

Y = 1,050 p.u.

Y = 1,200 p.u.

Y = 0,700 p.u.

Y = 1,100 p.u.

Y = 0,900 p.u.

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

200,00

100,00

0,00

-100,00

-200,00

Generador Bocamina: Rotor AngleGenerador Antuco 1: Rotor AngleGenerador Antuco 2: Rotor AngleGenerador El Toro 1: Rotor AngleGenerador El Toro 2: Rotor AngleGenerador El Toro 3: Rotor AngleGenerador El Toro 4: c:dfrotGenerador Palmucho: Rotor AngleGenerador Pangue 1: Rotor AngleGenerador Pangue 2: Rotor AngleGenerador Ralco 1: Rotor AngleGenerador Ralco 2: Rotor AngleGenerador Canuti l lar 1: Rotor Angle

Y =120,000 deg

Y =-120,000 deg

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00

PMont\J1: Electrical FrequencyCha\J1: Electri cal Frequency

f = 51 Hz

f = 49 Hz

Estudio PDCE Fase 4 01-SIST EMA SUR

Date: 5/14/2012

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 7.12 - Respuesta sistémica ante la actuación del recurso

La evolución de las variables del sistema resulta satisfactoria reflejando un impacto

sumamente leve sobre el sistema, y evitando oscilaciones de potencia indeseadas y poco

amortiguadas en el sistema de 154kV.

La siguiente figura muestra la tensión de un punto del sistema de 154kV con y sin la

aplicación del recurso estabilizante propuesto.


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30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,10

1,00

0,90

0,80

Generador Curillinque: Terminal Voltage in p.u.Generador Curillinque: Terminal Voltage in p.u.

Estudio PDCE Fase 4 Virtua l Instrument Pane l

Date: 5/14/2012

Annex: /31

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SIL

EN

T

Con Recurso

Sin Recurso

Figura 7.13 - Resultados del recurso estabilizante


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Recurso Propuesto

Del análisis realizado se deduce que fallas en barra Ancoa K2 que involucren la

desvinculación del ATR Ancoa, con el cable Ancoa – Colbún 220kV fuera de servicio, deberán

automáticamente derivar en la apertura instantánea del doble circuito Ancoa – Pehuenche 220kV,

mediante aperturas locales.

El esquema de control simplificado se muestra en la siguiente figura.

Trip doble circuitoAncoa – Pehuenche 220kV

Cable Colbún - Ancoa 220kVfuera de Servicio

AND

Detección de falla enbarra Ancoa K2

Figura 7.14 - Lógica simplificada del recurso propuesto


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7.4.2 Julio 2014




– incorporación del CER Cardones



se prevén obras en el sistema que permitan aumentan la transferencia en sentido sur→ norte.


desarrollado en el punto 8.4.1 .


para un escenario de máxima transferencia sur→norte.

Demanda Alta

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 5/23/2012

Annex: /13

DIg

SIL

EN

T


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Ir al índiceDemanda Baja

20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

20,016,012,08,004,000,00

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 5/23/2012

Annex: /13

DIg

SIL

EN

T

7.4.3 Julio 2016





La incorporación del segundo autotransformador impacta directa y positivamente sobre esta

contingencia. Con la nueva topología, una falla en la barra K2 provoca condiciones

post-contingencia similares a la de la falla en la barra K1. Más aún, la permanencia ahora de dos

circuitos entre Ancoa y Alto Jahuel reduce considerablemente el impacto luego de la falla.

La topología post-contingencia resulta como muestra la siguiente figura.


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CHARRÚA 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 2

L1L2L3

G

Itahue 154kV

Las siguientes figuras muestran la respuesta de las principales variables del sistema frente a

una falla en la barra K2.


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20,016,012,08,004,000,00 [s]

150,00

120,00

90,00

60,00

30,00

0,00

Ancoa 2 525/220kV_750MVAx4: Transferencia Máxima 1750 MW

Carga Linea = 100%

20,016,012,08,004,000,00 [s]

3,00

2,50

2,00

1,50

1,00

0,50

Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L3: Positive-Sequence Current, Magnitude/Terminal i in kA



20,016,012,08,004,000,00 [s]

3,00

2,50

2,00

1,50

1,00

0,50

Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L2: Positive-Sequence Current, Magnitude/Terminal i in kA




Date: 6/29/2012

Annex: /26

DIg

SIL

EN

T

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

20,016,012,08,004,000,00 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 6/29/2012

Annex: /13

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Ir al índiceClaramente, luego de la incorporación del nuevo autotransformador no se hace necesario la

actuación del recurso estabilizante relacionado con la desvinculación de la generación de la

central Pehuenche.

Por ello, se concluye que una luego de la puesta en servicio del segundo

autotransformador en la S/E Ancoa, no se requiere la actuación de Recursos

Estabilizantes.


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Ancoa 500kV, con la topología esperada para febrero de 2013.

Contingencia Descripción Análisis Resultados

Falla Barra K2

Fallas en la barra Ancoa K2

provocan la salida de

servicio de todos los

circuitos de línea

vinculados a esta, y el

autotransformador

500/220kV.

Las nuevas obras en el sistema de

transmisión (cable Colbún-Ancoa) sumado al

criterio de operación N-1 en los circuitos de

500kV hacen que la contingencia no tenga

un impacto significativo para el sistema, aún

ante las condiciones operativas más críticas

(máximas transferencias sur → norte).

No se requieren

acciones adicionales

para la estabilización

del sistema.

Del análisis realizado sobre los mencionados escenarios pueden extraerse las siguientes

conclusiones:

– Las condiciones más críticas para las contingencias sobre las barras de 500kV de la S/E

Ancoa se presentan ante despachos elevados de las centrales que inyectan en las barras

de Ancoa y Colbún, y de las unidades presentes en el sistema de 154kV.

Este despacho sumado a la maximización de la transferencia por el sistema de 500kV,

representa el mayor flujo de potencia hacia la S/E Alto Jahuel a través de los sistemas

paralelos de 500kV, 220kV y 154kV.

– Al ocurrir la contingencia sobre la Barra K2, ocasionando la pérdida del ATR 500/220kV, el

flujo de potencia pre-falla circulante por éste se redistribuye hacia la S/E Alto Jahuel por

los sistemas de 154kV y 220kV.

– El excedente de potencia, dominado por el despacho de la central Pehuenche, se

re-direcciona por los sistemas de 220kV y 154kV sin causar inestabilidad o sobrecargas,

dado que estos sistemas operan para soportar condiciones de red N-1.

– Se destaca la importancia de la nueva interconexión Colbún - Ancoa 220kV dado que

permite lograr comportamientos satisfactorios del sistema incluso ante escenarios de alta

criticidad.

– Ante escenarios de demanda alta y máximas transferencias SUR → CENTRO, no se

registran problemas ante la pérdida del autotransformador de Ancoa, un circuito de 500kV

Ancoa - Alto Jahuel y un circuito de 500kV Charrúa - Ancoa.


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceEn escenarios de demanda baja con máxima transferencia por el vínculo Charrúa - Ancoa,

se observa un comportamiento similar al observado para demanda alta.

– Finalmente, los estudios realizados permiten concluir que no se requieren acciones

estabilizantes sobre el sistema al ocurrir una falla en la barra K2 de la S/E Ancoa 500kV, la

cual provoca la desvinculación de un circuito de línea entre Charrúa y Ancoa, un circuito de

línea entre Ancoa y Alto Jahuel, y el ATR Ancoa 500/220kV.


Para los escenarios futuros se distinguen dos condiciones relacionadas con la entrada en

servicio del segundo transformador de la S/E Ancoa.

Previo al 2º ATR Ancoa

La contingencia extrema provoca la salida de servicio de un tramo de línea entre Charrúa y

Ancoa, un tramo de línea entre Ancoa y Alto Jahuel y el autotransformador de la S/E Ancoa.

• El sistema de 500kV no presenta inconvenientes debido al criterio de operación N-1 para el

tramo Charrúa-Ancoa, y a la permanencia de dos circuitos de línea entre Ancoa y Alto

Jahuel.

• El mayor impacto de esta contingencia se encuentra dado por la apertura del

autotransformador de la S/E Ancoa: ante la salida de servicio del mencionado equipo, la

potencia generada por las centrales Pehuenche y Loma Alta sólo podrá evacuarse a través

del transformador de Itahue, encontrando las siguientes condiciones:

◦ IMPACTO ALTO: Inestabilidad angular no oscilatoria

Se requieren reducidos tiempos de actuación. Se contemplan los casos en los cuales la

transferencia Pehuenche - Ancoa es superior a la capacidad del ATR Itahue (300MVA).

◦ IMPACTO MEDIO : inestabilidad angular oscilatoria

Casos en los cuales la potencia generada es menor a la capacidad del ATR Itahue.

◦ IMPACTO BAJO : condición estable y acorde a criterios de desempeño de NTSyCS

Casos en los cuales la potencia generada por Pehuenche es reducida, al igual que el

nivel de carga del sistema de 154kV.

Se concluye entonces que fallas en barra Ancoa K2 que involucren la desvinculación del ATR

Ancoa, con el cable Ancoa – Colbún 220kV fuera de servicio, deberán automáticamente derivar en

la apertura instantánea del doble circuito Ancoa – Pehuenche 220kV, mediante acciones locales.


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Posterior al 2º ATR Ancoa

Las condiciones posteriores a la incorporación del segundo autotransformador de Ancoa

resultan significativamente distintas a las encontradas previamente. El recurso estabilizante

previo a la puesta en servicio de este nuevo equipo consistía en la desvinculación de la

generación de la central Pehuenche luego de la producida la contingencia, con el fin de evitar

situaciones de colapso en el sistema de 154kV por la inyección de la potencia generada.

La inclusión del nuevo de un autotransformador en la S/E Ancoa, permite lograr condiciones

post-contingencia similares a la falla en la barra K1, ya que uno de los autotrasformadores

permanece vinculado y por lo tanto, la generación de la central Pehuenche puede distribuirse

tanto por el sistema de 500kV como por 154kV.

Se concluye que posterior a la puesta en servicio de segundo autotransformador en la S/E

Ancoa, no se requiere la actuación de recursos estabilizantes para afrontar una contingencia en al

barra K2.


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7.5.2.1 Resumen de Resultados

Resulta importante destacar que las mencionadas problemáticas se presentarían igualmente

ante la pérdida del ATR Ancoa, frente a contingencia simple.

Escenario → 01 02 03 04 05 06 07

ESC

ENA

RIO

Tranf. Charrúa-Ancoa+Pehuenche [MW] 1943 1496 1428 1496 1189 1458 1458

Tranf. Ancoa-Alto Jahuel [MW] 1162 890 851 854 673 867 808

Tranf. Charrúa-Ancoa [MW] 1368 1188 1208 1188 1189 1188 1188

Despacho Pehuenche+Loma Alta [MW] 576 307 219 307 0 269 269

REC

UR

SO

S

Apertura Líneas Pehuenche-Ancoa 2x220kV SI SI SI SI SI SI SI

EDACxBF [MW] 0 0 0 0 0 0 0

EDACxCEx [MW] 52 0 0 0 0 0 0

Total EDAC [MW] 52 0 0 0 0 0 0

RES

ULT

AD

OS

¿estable en frecuencia?

Frecuencia mínima [Hz] 49,15 49,67 49,8 49,7 50 49,7 49,7

¿estable en tensión?

Tensión mínima Ancoa 220kV [pu] 0,85 0,83 0,85 0,85 0,9 0,85 0,81

¿estable angularmente?

Escenario → 01 02

ESC

ENA

RIO

Tranf. Charrúa-Ancoa+Pehuenche [MW] 1788 1403

Tranf. Ancoa-Alto Jahuel [MW] 1027 793

Tranf. Charrúa-Ancoa [MW] 1275 1134

Despacho Pehuenche+Loma Alta [MW] 513 269

REC

UR

SO

S

Apertura Líneas Pehuenche-Ancoa 2x220kV SI SI

EDACxBF [MW] 165,42 0

EDACxCEx [MW] 26,26 0

Total EDAC [MW] 191,68 0

RES

ULT

AD

OS


Frecuencia mínima [Hz] 48,87 49,5


Tensión mínima Ancoa 220kV [pu] 0,92 0,94



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8 CONTINGENCIA EXTREMA 3: Falla Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV



uno de los circuitos correspondientes al enlace Ancoa - Alto Jahuel 500kV, seguido de la

desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción de la protección primaria y salida del

circuito sano en paralelo por actuación errónea del sistema de protecciones (Ver artículo 1-7

punto 75 de la NTSyCS).

Producto de esta contingencia, el exceso de generación proveniente desde el sur del SIC a

través del doble circuito Charrúa - Ancoa 500kV, se redirigirá al sistema centro a través del

autotransformador de la S/E Ancoa. A su vez, esta potencia más el despacho de Pehuenche y

Loma Alta buscarán llegar al centro de carga (S/E Alto Jahuel) a través de los sistemas de 154kV

y 220kV, cuando el cable Ancoa – Colbún esté operativo.

Estas condiciones post-contingencia desencadenan casos de inestabilidad angular/tensión o

sobrecargas transitorias en equipos críticos, dependiendo los niveles de transferencia previos por

Charrúa - Ancoa 500kV y el despacho de centrales influyentes sobre la zona, en particular

Pehuenche y Loma Alta.


La siguiente tabla describe la secuencia de eventos para la simulación de la doble

contingencia.

Tiempo de

simulaciónEventos


1,00 seg. Cortocircuito bifásico franco a tierra en línea Ancoa-Alto Jahuel L1, extremo Ancoa.

. Puenteo de los capacitores serie de las lineas Charrúa-Ancoa y Ancoa – Alto Jahuel

1,12 seg

. Apertura de los interruptores de las líneas L1 y L2 Ancoa-Alto Jahuel 500kV.


. Apertura puente capacitores serie Charrúa - Ancoa

Tabla 8.1 - Eventos de Simulación – Falla 2x500kA Ancoa-Alto Jahuel






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El presente capítulo está destinado a determinar conceptualmente los recursos

estabilizantes necesarios para el control de la doble contingencia sobre Ancoa-Alto Jahuel 500kV.

Realizando un análisis preliminar de esta falla, se pueden mencionar lo siguientes

comentarios:

• Las condiciones normales de flujo de carga por Ancoa - Alto Jahuel tienen sentido

sur → norte, forzado por el excedente de potencia en el sur del SIC y el despacho de las

centrales Pehuenche y Loma Alta.

• Ante la pérdida del doble circuito, la totalidad de la potencia circulante por Charrúa-Ancoa

se redirigirá a través del autotrasformador Ancoa 500/220kV. Esta condición implica que

debido a la diferencia de capacidades entre los circuitos de línea y el autotrasformador,

ante determinadas condiciones este último se sobrecargue a valores inadmisibles y sea

necesario desvincularlo, o reducir rápidamente (antes que la actuación de protecciones) la

transferencia.

• En casos en los cuales la potencia circulante por Charrúa - Ancoa sea tolerable por el

autotransformador, los límites se encontrarán fijados por las capacidades de los sistemas

de 154 y 220kV, que operan en paralelo al doble circuito de 500kV en falla.

• Dado que estos sistemas operan en condiciones de red N-1 para sus líneas de doble

circuito, cada una de ellas se encontrará, en el peor de los casos, con una carga pre-falla

próxima al 50% de su potencia admisible. Por ello, luego de la apertura del doble circuito

Ancoa - Alto Jahuel, no se registrarán sobrecargas.

• Los elementos más críticos de estos sistemas corresponden a los elementos serie simples

que se encuentran en cada red. Así, el autotransformador de Itahue 220/154kV y el cable

Colbún - Ancoa 220kV representan los equipos limitantes al transporte de potencia hacia el

centro de carga del sistema.

• Estos elementos en condiciones post-contingencia deberán ser capaces de operar con la

suma de la transferencia Charrúa - Ancoa y el despacho de las centrales Pehuenche y

Loma Alta. La pérdida de cualquiera de estos dos elementos puede conducir al colapso del

sistema, por lo que debe realizarse un análisis detallado de la potencia que son capaces de

transportar (en régimen permanente y transitorio).

• Para los casos más críticos en los cuales los sistemas de 220kV y 154kV no sean capaces

de tolerar la potencia a transferir, debido a la sobrecarga de alguno de los elementos


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Ir al índicemencionados, deberán tomarse acciones relativas a la disminución de la potencia. Para

estas condiciones se visualizan las siguientes alternativas:

▪ Disparo del autotransformador Ancoa 500/220kV

▪ Disparo de la generación de las centrales Pehuenche y Loma Alta

▪ Disparo de generación al sur de la S/E Charrúa

La primer opción tiene como principal ventaja la reducción de la potencia proveniente del

exceso de generación del sur. A pesar de ello, esta acción conllevaría a tomar acciones

relacionadas con el exceso de generación en el sub-sistema sur y con el exceso de

demanda en el subsistema norte.

La segunda opción, tiene como objetivo disminuir la potencia inyectada por las centrales

Pehuenche y Loma Alta y así la carga del transformador de Itahue y el cable

Colbún - Ancoa. Esto requiere supervisar la capacidad del autotransformador de Ancoa

para transportar la potencia pre-contingencia por Charrúa - Ancoa.

La tercera opción, disminuye la potencia inyectada desde el sur teniendo los mismos

efectos que el disparo de las centrales Pehuenche y Loma Alta.

Sin embargo, estas últimas dos acciones pueden verse afectadas por el efecto del control

de frecuencia, concentrado comúnmente en el sur del sistema. Luego del disparo de las

centrales Pehuenche y Loma Alta, o de centrales en el sub-sistema sur, el control de

frecuencia concentrado al sur de Charrúa hará que las unidades eleven su inyección de

potencia al sistema, pudiendo provocar nuevamente sobrecargas inadmisibles en el

autotransformador Ancoa 500/220kV, en el autotransformador de Itahue o en el cable

Colbún - Ancoa.


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8.3.1 Estudio estático

La contingencia contempla la falla y desvinculación del doble circuito de 500kV

Ancoa-Alto Jahuel.

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

Figura 8.1 - Protecciones Autotransformador Ancoa 500/220kV

Ante la ocurrencia de la mencionada falla y la pérdida del doble circuito, el centro de carga

del SIC permanece vinculado con el centro de generación presente en Charrúa a través del

autotransformador de la S/E Ancoa y los sistemas paralelos de 154kV y 220kV que vinculan la

SS/EE Ancoa con Alto Jahuel.

PRIMER LIMITANTE: AUTOTRANSFORMADOR ANCOA 500/220kV

Como puede apreciarse en la figura, la totalidad del flujo de potencia proveniente del doble

circuito Charrúa – Ancoa circulará por el autotrasformador Ancoa 500/220kV, siendo su capacidad

térmica la primer limitante encontrada.

Este límite está fijado por las protecciones del equipo, las que limitan el flujo de potencia a

valores inferiores a la curva de daño del autotrasformador (ver figura siguiente).


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100 1000 10000 100000[pri.A]1

10

100

1000

10000

[s]

500.00 kV 52KT1\171-7TG14 Transformer Damage Curve

Lim ite de Potencia = 970 MVA

100 1000 10000 100000[pri.A]1

10

100

1000

10000

[s]

220.00 kV 52JT1\172-7TG14 Transformer Damage Curve

Limi te de Potencia = 990 MVA

PROTECCION I> Lado AT

PROTECCION I> Lado BT

Estudio PDCE Fases 4 y 5 Protecciones_ATrafo

Date: 3/5/2012

Annex: /17

DIg

SIL

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Figura 8.2 - Protecciones Autotransformador Ancoa 500/220kV


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Ir al índiceComo muestra en la figura, el límite de potencia fijado por las protecciones del

autotransformador se encuentra en 970MVA, indicando que si la potencia pre-falla por

Charrúa - Ancoa es mayor a este valor, en condiciones post-falla el sistema de protecciones del

autotransformador abrirá sus interruptores y separará al SIC en dos subsistemas totalmente

independientes, de manera no controlada.

SEGUNDA LIMITANTE: AUTOTRANSFORMADOR ITAHUE 220/154kV

Por otro lado, y como fue mencionado anteriormente, la potencia excedente de la

generación al sur de Charrúa sumada al despacho de las centrales Pehuenche y Loma Alta una

vez producida la contingencia, debe circular por el autotransformador Itahue 220/154kV y el

cable Colbún - Ancoa 220kV. Se encuentra en estos elementos la segunda limitante.

Figura 8.3 - Distribución de flujos – Falla Ancoa-Alto Jahuel 2x500kV

En la siguiente figura se muestra las características de las protecciones de sobrecorriente de

fase de los lados de 220kV y 154kV del transformador de Itahue. Obsérvese que la potencia límite

de circulación de potencia se encuentra fijada por la protección de 154kV, ajustada en 320MVA.


86/168

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2


G

Colbún 220kVItahue 154kV


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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100 1000 10000 100000[pri.A]0.1

1

10

100

[s]

220.00 kV Cub_6.0\189-7S63A

P max = 381MVAP max = 381MVA

100 1000 10000 100000[pri.A]0.1

1

10

100

[s]

154.00 kV Cub_1.3\191-7SJ63

P max = 320 MVA

Estudio PDCE Fases 4 y 5 Proteccioes_Trafo_Itahue

Falla Barra Ancoa - Falla 2x500kV Ancoa-Alto Jahuel

Date: 2/28/2012

Annex: /16

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.4 - Protecciones de Sobrecorriente de Fase Autotransformador Itahue 500/220kV


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceTERCER LIMITANTE: CABLE ANCOA – COLBÚN 220kV

El último elemento serie limitante corresponde al cable Colbún - Ancoa 220kV. Dado que

este nuevo circuito se encuentra actualmente en construcción, no se cuenta con un estudio de

coordinación de protecciones disponible. Por ello, considerando una sobrecarga admisible de

régimen transitorio (15min) de un 10%, el cable tendría una potencia admisible de 660 MVA.

Esta condición implica que el monto de potencia posible a exportar por el sistema de 154kV

y 220kV podría ser de 980MVA (660MVA + 320MVA), siempre y cuando la distribución de

potencia fuese ideal. Sin embargo, dada la variabilidad de impedancias vistas en cada sistema,

resulta altamente probable que uno de los elementos se sobrecargue antes que el otro llegue a su

límite. Por esta razón, debe considerarse un margen de seguridad que evite que cualquiera de los

elementos permanezca con sobrecargas inadmisibles post-contingencia.

Se representa a continuación una tabla resumen, con resultados del flujo de potencia luego

de abrir el doble circuito Ancoa - Alto Jahuel. En los escenarios indicados con NC no se logra la

convergencia estática, y se indica la potencia que debería exportarse por los sistemas de 154kV y

220kV al ocurrir la contingencia. En el resto de los casos se indica el total de potencia a exportar

hacia el norte con el porcentaje de distribución entre el sistema de 154kV y 220kV.

Demanda Escenario CHA-ANC + PEH %Itahue %Colbún

Alta

01 NC (1913) - -

02 NC (1320) - -

03 NC (1130) - -

04 861 27% 73%

05 687 31% 69%

06 NC (804 CHA-ANC) - -

07 NC (944 CHA-ANC) - -

08 813 26% 74%

Baja

01 NC (1841) - -

02 1316 25% 75%

03 1191 26% 74%

04 775 30% 70%

Tabla 8.2 - Distribución de potencia por Itahue y Colbún

Se destaca que por la topología del resto del sistema de 154kV y 220kV (líneas de doble

circuito), no se presentan allí limitaciones adicionales, debido a que estas lineas se encuentran

operando con criterio N-1 y por lo tanto con baja carga inicial (próxima al 50% de su nominal).

Obsérvese que el sistema de 220kV transporta aproximadamente el 75% del excedente de

potencia por lo que, considerando a una potencia límite por el cable de 660 MVA, el límite para

estos corredores seria de 880MVA.


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Ir al índiceDe esta forma los límites estáticos encontrados se resumen en la siguiente figura:

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 1

Barra 2


G

Colbún 220kVItahue 154kV

Despacho Máximo588 MW

Transferencia Máxima970 MVA



Límites estáticos

Figura 8.5 - Limites de transferencia estáticos

Considerando los límites hasta aquí enunciados, se pueden establecer las siguientes

relaciones estáticas pre-contingencia que pueden evitar la separación del sistema:

• Potencia pre-contingencia por el vínculo Charrúa - Ancoa menor a 970MVA.

• Potencia generada por las centrales Pehuenche y Loma Alta sumada a la transferencia

Charrúa – Ancoa, menor a 980MVA (capacidad del autotrasformador de Itahue más

capacidad del cable Colbún-Ancoa).

Violaciones a estas condiciones provocarían la necesidad de acciones específicas de control,

como por ejemplo la apertura del autotrasformador Ancoa 500/220kV o la desconexión de

generación en Pehuenche o Loma Alta.

Cabe destacar que los límites enunciados corresponden a consideraciones estáticas,

debiendo realizarse un análisis dinámico que verifique o re-defina los límites encontrados

(capítulos posteriores).


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8.3.2 Estudio dinámico

Como se mencionó en el punto anterior, el análisis dinámico debe estar destinado a definir

con mayor precisión los límites para los cuales resulta necesario tomar acciones de control,

necesarias para la estabilización del sistema. Se pretenden determinar los niveles de

transferencia para los cuales se requiere tomar acciones de control, con el fin de evitar

situaciones de colapso o violaciones a la NTyCS.

Para ello, se toman como condiciones iniciales los límites estáticos encontrados

previamente, y se verifica su comportamiento dinámico, destinado a detectar condiciones

inadmisibles de operación tales como evoluciones transitorias de la tensión por fuera de los

límites exigidos por la NTyCS, sobrecargas no admisibles, oscilaciones de potencia poco

amortiguadas, etc.

Para esto, se analiza la respuesta transitoria con distintas transferencias y distintos niveles

de demanda, alta y baja. Las principales variables pre-contingencia a considerar resultan los

flujos de potencia provenientes desde el sur de Charrúa y de las centrales Pehuenche y Loma

Alta. Según el análisis hasta aquí realizado, a partir del conocimiento de ellos deben tomarse las

acciones necesarias para el control del sistema, las que se están relacionadas con la disminución

de la transferencia sur → norte.

En primera instancia, se cuenta con dos alternativas tendientes a controlar la evolución del

sistema:

1. apertura del autotransformador Ancoa 500/220kV.

2. desconexión de las centrales Pehuenche y Loma Alta, por apertura del vinculo

Ancoa - Pehuenche 220kV.

En la siguiente tabla se resumen las respuestas obtenidas sobre los escenarios desarrollados

para demanda alta, sin tomar acciones específicas de control. Para cada uno de ellos se indican

las transferencias y detalles más relevantes relacionados con la contingencia, así como también

los resultados de las simulaciones transitorias.


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Demanda Alta

EscCHA-ANC

[MW]ANC-AJAH

[MW]Peh

[MW]Total(*) Descripción Estabilidad ζ(**)

01 1357 1628 574 1931

• Máxima transferencia por Charrúa-Ancoa.• Despacho Máximo Centrales Pehuenche y Loma Alta.• Despacho Límite corredor 220kV Ancoa-Alto Jahuel (N-1)• Despacho Límite sistema 154kV (N-1)

Inestable-

02 772 1046 574 1346

• Reducción de la generación al Sur de Charrúa respecto a escenario 01. • Despacho Máximo Centrales Pehuenche y Loma Alta.• Despacho Límite corredor 220kV Ancoa-Alto Jahuel (N-1)• Despacho Límite sistema 154kV (N-1)

Inestable -

03 558 885 574 1132

• Reducción de la generación al Sur de Charrúa respecto a escenario 02.• Despacho Máximo Centrales Pehuenche y Loma Alta.• Despacho Máximo Centrales Colbún y Machicura• Sistema de 154kV con altas transferencias

Oscilatorio

Corriente Inadmisible por COL-ANC

-

04 560 727 306 866

• Reducción de la generación en la central Pehuenche a 1 unidad• Despacho Máximo Centrales Colbún y Machicura• Sistema de 154kV con transferencias medias

Oscilatorio

P20seg Cable 640 MVA

4,38

05 450 641 240 690 • Central Loma Alta F/S. 1 Unidad de Pehuenche E/S

Amortiguado

P20seg Cable

515 MVA

9,39

06 811 786 0 811 • Centrales Pehuenche y Loma Alta F/S

Amortiguado

P20 seg

Cable 640

Auto Trafo 820

9,95

07 955 867 0 955 • Transferencia límite post-contingencia por Autotransformador Ancoa 500/220

Oscilatorio

P20seg Cable 710

MVA

5,05

08 549 722 269 818 • 1 unidad de Pehuenche E/S. Loma Alta F/S

Amortiguado

P20 seg

Cable 640

6,88

(*) Potencia pre-contingencia Charrúa-Ancoa + Despacho Centrales Pehuenche y Loma Alta

(**) Amortiguamiento medido sobre la transferencia Ancoa-Colbún 220kV

Tabla 8.3 - Resultados simulaciones dinámicas – Demanda Alta


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Ir al índiceEl monto de potencia total que debe exportarse hacia el centro de carga del SIC estará

determinado por el flujo de potencia pre-contingencia Charrúa - Ancoa sumado al despacho de las

Centrales Pehuenche y Loma Alta. Por ello, estos flujos de potencia pueden resultar una variable a

medir para determinar las condiciones desde las cuales se requiere la toma de acciones de

control.

Del análisis dinámico de la contingencia extrema, reflejado en la Tabla 8.3, se determinan

los siguientes límites:

➔ Caso 1

Potencias mayores a 1200MW resultantes del flujo de potencia pre-contingencia por

Charrúa-Ancoa sumado al despacho de las centrales Pehuenche y Loma Alta, requieren la

toma de acciones estabilizantes dado que el sistema colapsa por inestabilidad angular, lo

que conlleva a una inestabilidad en tensión.

➔ Caso 2

Potencias menores a 1200MW y mayores 820MW provocan sobrecargas inadmisibles en los

equipos serie (autotransformador Ancoa 500/220kV, cable Colbún - Ancoa, transformador

Itahue 220/154kV) y, en algunos casos, oscilaciones poco amortiguadas en el sistema.

➔ Caso 3

Potencias menores a 820MW no producen sobrecargas inadmisibles, y el amortiguamiento

obtenido se considera aceptable para los escenarios modelados.


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2.502.001.501.000.500.00 [s]

1.50

1.30

1.10

0.90

0.70

0.50

Cha\K1: Voltage, Magnitude in p.u.Anc\K1: Voltage, Magnitude in p.u.AJah\J1: Voltage, Magnitude in p.u.Anc\J2: Voltage, Magnitude in p.u.

u = 0.7 p.u.u = 0.7 p.u.

u = 0.9 p.u.u = 0.9 p.u.

u = 1.1 p.u.u = 1.1 p.u.

2.502.001.501.000.500.00 [s]

200.00

100.00

0.00

-100.00

-200.00

Generador Pehuenche 1: Rotor Angle (deg)Generador Ralco 1: Rotor Angle (deg)Generador San Isidro II TG: Rotor Angle (deg)Generador Guacolda 1: Rotor Angle (deg)

ang = 120ºang = 120º

Ang = -120ªAng = -120ª

Estudio PDCE Fases 4 y 5 Caso 1

Date: 3/7/2012

Annex: /29

DIg

SIL

EN

T

Caso 1

Inestabilidad Angular

Inestabilidad enTensión

Figura 8.6 - Caso 1 – Potencia mayor a 1200MW


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10.08.006.004.002.000.00 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20


u = 0.7 p.u.

u = 0.9 p.u.

u = 1.1 p.u.

10.08.006.004.002.000.00 [s]

1250.00

1000.00

750.00

500.00

250.00

0.00

Colbun - Ancoa 220kV: Total Active Power/Terminal j in MW

Limite Sobregarga = 660MVA

Potencia Nominal = 600MVA


Date: 3/7/2012

Annex: /30

DIg

SIL

EN

T

Caso 2

SobrecargaInadmisible

Colbún-Ancoa

Oscilacionespoco Amortiguadas

Figura 8.7 - Caso 2 – Potencia entre 820MW y 1200MW


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20.016.012.08.004.00-0.00 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20


u = 0.7 p.u.

u = 0.9 p.u.

u = 1.1 p.u.

20.016.012.08.004.00-0.00 [s]

1250.00

1000.00

750.00

500.00

250.00

0.00

Colbun - Ancoa 220kV: Total Active Power/Terminal j in MW




Date: 3/7/2012

Annex: /31

DIg

SIL

EN

T

Caso 3

Sobrecargaadmisible

Colbún-Ancoa

Oscilaciones Amortiguadas

Figura 8.8 - Caso 3 – Potencia menor a 820MW


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Ir al índiceLos resultados obtenidos pueden resumirse con el siguiente gráfico:

800

Máxima transferencia Ancoa - Pehuenche

Límite operativoCharrúa-Ancoa

588,0

800,0

970 1360Transferencia

Charrúa-Ancoa [MW]

TransferenciaPehuenche - Ancoa

[MW]

Sobrecargas enlínea Ancoa – Colbúnó Transf. Itahue

Sobrecargas enautotransformador

SistemaEstable

y Operable

Inestabilidadangular

1200

Figura 8.9 - Restricciones para la definición del Esquema

Entonces, sobre la base de simulaciones dinámicas se encuentra que 820MW es el

valor límite de transferencia a partir del cual se requieren tomar acciones de control. A

partir de este valor y aplicando un márgen de seguridad que asegure la operación

exitosa del plan de defensa, se define un valor final efectivo de 700MW, luego del cual el

esquema deberá tomar acciones correctivas.

El valor de 700MW garantiza:

– 20,4% de margen de seguridad sobre errores en la redistribución de potencia por el cable

Ancoa - Colbún (700MVA sobre 880MVA)

– 32,1% de margen de seguridad sobre errores en la redistribución de potencia por el ATR

Itahue (700MVA sobre 1032MVA)

– 14,6% de margen de seguridad sobre oscilaciones de potencia (700MVA sobre 820MVA)

Los primeros valores derivan de la tabla 8.2, según el siguiente criterio:

De todos los escenarios analizados, la redistribución de potencia más desfavorable para el

cable fue 75% / 25%, obtenido en el escenario 02 de demanda baja.

Considerando que el cable tolera 660MVA (10% de sobrecarga), se obtiene una

transferencia previa admisible por Charrúa - Ancoa + Ancoa - Pehuenche de 880MVA (660/0,75).


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Ir al índiceEl mismo análisis puede realizarse para el ATR Itahue, donde la redistribución más

desfavorable fue 69% / 31%, obtenida en el escenario 05 de demanda alta.

Considerando para el ATR una potencia admisible de 320MVA, se obtiene una transferencia

máxima por Charrúa - Ancoa + Ancoa - Pehuenche de 1032MVA (320/0,31).

Sobre la base de esto, los casos 1 y 2 requieren la toma de acciones de control que

permitan evitar situaciones de colapso o sobrecargas inadmisibles, que finalmente deriven en la

apertura de un elemento de la red y colapso del sistema.

Entonces, el recurso para estos casos deberá estar destinado a reducir la potencia

post-contingecia por los elementos críticos de la red, pudiendo realizarse la siguiente división:

➔ Si la potencia por Charrúa - Ancoa es menor a la capacidad del autotransformador Ancoa

500/220kV, y la suma de las potencias por Charrúa - Ancoa 500kV y Ancoa – Pehuenche

220kV es menor a 700MW, no se deberán tomar acciones estabilizantes.

➔ Si la potencia por Charrúa - Ancoa es mayor a la capacidad del autotransformador Ancoa

500/220kV, se deberá tomar alguna de las siguientes acciones:

• realizar la apertura controlada del autotransformador, instantáneamente, de manera

de evitar colapso por inestabilidad angular o apertura de otros equipos por sobrecargas

inadmisibles (por ejemplo, del cable Colbún – Ancoa 220kV)

• desconectar generación al sur de Charrúa, de manera de descargar el transformador a

valores admisibles.

Esta última acción presentaría numerosas desventajas, a saber:

• requiere conocer el estado de las máquinas al sur de Charrúa (condiciones remotas

del estado operativo y el despacho).

• dependiendo de la localización del control de frecuencia, luego de tomar las

acciones de desconexión podrían presentarse nuevamente sobrecargas, siendo que

en el común de los despachos, las máquinas al sur de Charrúa son las que regulan

frecuencia.

• dependiendo del despacho de Pehuenche, además de la sobrecarga del

autotransformador pueden presentarse sobrecargas en el cable Ancoa – Colbún y el

transformador de Itahue, por lo que las acciones de desconexión de generación

deberían contemplar estas capacidades.


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Ir al índice➔ Si Potencia por Charrúa - Ancoa es menor a la capacidad del autotransformador Ancoa

500/220kV, y la suma de las potencias por Charrúa - Ancoa 500kV y Ancoa – Pehuenche

220kV es mayor a 700MW, se deberán reducir las sobrecargas a través de alguna de las

siguientes alternativas:

ALTERNATIVA 1. DISPARO DE GENERACIÓN PEHUENCHE/LOMA ALTA

La simulación se realiza sobre el escenario 02 de demanda alta, el cual posee las

siguientes características pre-contingencia:

▪ Potencia Charrúa - Ancoa: 772 MW

▪ Despacho Pehuenche - Loma Alta: 574MW

En el análisis dinámico se determinó que este escenario resulta inestable, por lo cual

deben tomarse acciones estabilizantes. Realizando un análisis preliminar, el disparo de

los 574MW aportados por Pehuenche reduciría la carga a valores tolerables tanto por el

cable Colbún-Ancoa como por el autotransformador de Itahue.

La siguiente figura representa la respuesta del sistema ante la apertura del aporte de

Pehuenche en la S/E Ancoa 200mseg luego del despeje de la falla.


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20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

2000,00

1600,00

1200,00

800,00

400,00

0,00

Ancoa - Charrua 500kV L2: Transferencia TOTAL Charrua-Ancoa [MW]

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

1000,00

800,00

600,00

400,00

200,00

0,00

Colbun - Ancoa 220kV: Transferencia Colbun-Ancoa [MW]



Estudio PDCE Fases 4 y 5 Carga_Cable

Date: 3/12/2012

Annex: /29

DIg

SIL

EN

T

352MW

Aporte Regulación de Frecuencia

Figura 8.10 - Alternativa 1 – Disparo de Generación

La respuesta del sistema resulta insatisfactoria. Esto se debe fundamentalmente al aporte

de potencia debido al control de frecuencia del sistema.

Dado que la mayor parte de la regulación de frecuencia se encuentra ubicada al sur de

Charrúa, al desvincularse la central Pehuenche se produce un aumento de la potencia generada

por las unidades destinadas para tal fin. Esto provoca que la reducción del flujo de potencia sea

menor al despacho de las centrales desvinculadas.


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceEn este caso particular, de los 574MW disparados de las centrales Pehuenche y Loma Alta,

352MW son absorbidos por la reserva de frecuencia. Esto no solo provoca que la reducción de

potencia efectiva sea de 222MW sino también, como en este caso, eleva la transferencia por el

autotransformador a valores no admisibles lo que provocaría condiciones aún más desfavorables

para el sistema.

La alternativa relacionada con el disparo de generación al sur de Charrúa tendría

consecuencias similares, sumada a los requerimientos adicionales de comunicación.

ALTERNATIVA 2. DISPARO DEL AUTOTRANSFORMADOR ANCOA 500/220KV

El disparo del autotransformador en la S/E Ancoa permite una disminución rápida del flujo

de potencia sobre los elementos críticos de la red. Este recurso separa al SIC en dos subsistemas

desvinculados eléctricamente, y permite evitar el efecto indeseado de la regulación de frecuencia

en caso de reducir generación.

Como se presentó anteriormente, las problemáticas están relacionadas con sobrecargas no

admisibles y oscilaciones de potencia no amortiguadas, las que pueden causar apertura por

protección de elementos de la red y posteriores situaciones críticas para el sistema. La apertura

del autotransformador de Ancoa favorece a evitar estas problemáticas.

La siguiente figura muestra la respuesta dinámica del sistema frente a la contingencia

extrema, considerando la apertura del autotransformador, para el mismo escenario en que fue

simulada la Alternativa 1. La respuesta resulta satisfactoria, y no se registran niveles de

sobrecarga u oscilaciones en el sistema.

Se destaca que adicionalmente a este recurso, resultan necesarios los recursos

estabilizantes diseñados para la Fase 2 del PDCE, destinados al corte adicional de carga

(EDACxCEx) y al disparo de generación en el sur. Su activación resulta automática.


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Ir al índice

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

400,00

300,00

200,00

100,00

0,00

Itahue 400 MVA 220/154/66 kV: Transferencia Autotransformador Itahue


Limite Sobrecarta = 320MVA

20,016,012,08,004,00-0,00

1000,00

800,00

600,00

400,00

200,00

0,00

Colbun - Ancoa 220kV: Transferencia Colbun-Ancoa [MW]



Estudio PDCE Fases 4 y 5 Carga_Cable

Date: 3/14/2012

Annex: /29

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.11 - Caso 3 – Potencia menor a 820MW


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Ir al índiceEl siguiente esquema muestra las alternativas analizadas para diferentes condiciones de

operación, destacándose las que ofrecen mejores resultados.

P Charrúa – Ancoa > 970MW

P Charrúa – Ancoa < 970MW

P Charrúa_Ancoa + P Pehuenche > 800MW

P Charrúa_Ancoa + P Pehuenche < 800MW

Disparo de autotransformador Ancoa 500/220kV

Disparo de generación al sur de Charrúa

No se requieren acciones

Disparo de Pehuenche

Disparo de generación al sur de Charrúa

Disparo de autotransformador Ancoa 500/220kV

Figura 8.12 - Resumen de Alternativas

Impacto sobre el escenario 01. Demanda alta

Este escenario representa uno de los de mayor criticidad, dado que considera máximas

transferencias en sentido Sur → Norte. Las condiciones presentadas en este escenario se

enmarcan en el Caso 1 de los anteriormente mencionados, requiriendo la apertura rápida del

autotransformador de Ancoa para evitar colapsos angulares y de tensión.

La aplicación de esta acción estabilizante trae aparejados efectos en los dos subsistemas

resultantes; a saber:

• El subsistema sur, conformado por las instalaciones al sur de la S/E Charrúa, permanecerá

con un exceso de generación igual a la potencia pre-contigencia circulante por

Charrúa - Ancoa 500kV. Esto provocará un aumento indeseado en la frecuencia, que debe

necesariamente ser controlado.

• El subsistema norte, conformado por las instalaciones al norte de la S/E Ancoa,

permanecerá con un déficit de generación igual a la transferencia pre-contingencia

circulante por Charrúa - Ancoa 500kV. Esto provocará un descenso indeseado en la

frecuencia que debe ser controlado.


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Ir al índiceLas condiciones presentadas reflejan condiciones similares a las encontradas en la Fase 2 de

PDCE, correspondiente a la falla y desvinculación del doble circuito Charrúa - Ancoa 500kV. Por

esta razón, los recursos estabilizantes diseñados en dicha fase resultan fundamentales para la

estabilización de la contingencia bajo estudio.

Los recursos diseñados para la fase 2 del estudio de PDCE y que poseen relación directa con

la contingencia estudiada son los siguientes:

➔ EDACxCEx

El Esquema de Desconexion Automatica de Carga por Contingencia Extrema posee como

principal objetivo evitar colapsos en frecuencia ante la ocurrencia de contingencias que

requieran cortes adicionales de demanda (extremas), las que no pueden ser estabilizadas

por el EDACxBF actualmente implementado.

Este esquema fue diseñado mediante tres escalones de gradiente de frecuencia, con relés

distribuidos en la zona centro del SIC (redes Quinta Región, Metropolitana, Troncal Centro,

Sistema 154-66kV). Los ajustes para cada uno de los escalones son:

Escalón Ajuste

1 -0,9 Hz/seg @ 49,5Hz

2 -1,2 Hz/seg @ 49,5Hz

3 -1,9 Hz/seg @ 49,5Hz

Para mayor detalle acerca del diseño de este recurso, consultar el informe técnico “EE-ES-

2011-385” correspondiente a la fase 2 del estudio de PDCE.

➔ Desconexión de Generación

El diseño del recurso contempla la desconexión de generación en el subsistema sur,

necesaria para evitar el colapso por sobre-frecuencia y cumplir con todos los parámetros

de desempeño establecidos por la NTSyCS, minimizando el impacto y a la vez,

favoreciendo la posterior recuperación del sistema.

El recurso contempla la desconexión de bloques de generación y unidades individuales

según la potencia pre-contigencia circulante por Charrúa - Ancoa.

Para mayor detalle acerca del diseño de este recurso, consultar el informe técnico “EE-ES-

2011-385” correspondiente a la fase 2 del estudio de PDCE.

La Figura 8.13 muestra la evolución temporal de variables representativas del sistema;

obsérvese que ambos subsistemas responden de manera estable.


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29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

1,3000

1,1400

0,9800

0,8200

0,6600

0,5000

Anc\K1: Tensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)

Y = 1,030 p.u.

Y = 0,970 p.u.

Y = 1,200 p.u.

Y = 1,050 p.u.

Y = 0,950 p.u.

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

1,3000

1,1400

0,9800

0,8200

0,6600

0,5000

Pol\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Quil l \J1: Tensión en pu (Base 226 kV)SLuis\J1: Tensión en pu (Base 228 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)

Y = 0,950 p.u.

Y = 1,050 p.u.

Y = 1,200 p.u.

Y = 0,700 p.u.

Y = 1,100 p.u.

Y = 0,900 p.u.

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

150,00

90,000

30,000

-30,000

-90,000

-150,00

Generador Nehuenco II TG: Rotor AngleGenerador Pehuenche 1: Rotor AngleGenerador Rapel 1: Rotor AngleGenerador San Isidro TG: Rotor AngleGenerador Colbun 1: Rotor AngleGenerador Nueva Renca TG: Rotor AngleGenerador Nueva Ventanas: Rotor AngleGenerador Guacolda 1: Rotor AngleGenerador Tal tal 1: Rotor Angle

Y =120,000 deg

Y =-120,000 deg

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

51,00

50,50

50,00

49,50

49,00

48,50

48,00

Anc\K1: Electrical FrequencyAJah\K1: Electrical FrequencyPol\K1: Electrical FrequencySLuis\J1: Electrical FrequencyMaite\J1: Electrical FrequencyDdA\J: Electrical Frequency

f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

Estudio PDCE Fases 4 y 5 SISTEMA

Date: 3/22/2012

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.13 - Respuesta Sistémica – Escenario 01


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Ir al índiceSubsistema Sur

El subsistema sur resulta estable debido al esquema de disparo de generación desarrollado

para la etapa 2 de PDCE.

La potencia de desbalance para el subsistema sur en el escenario mencionado alcanza los

1360MW, correspondientes al límite de transmisión por Charrúa - Ancoa. La frecuencia en este

escenario alcanza un valor de 50,7Hz previo al disparo de generación.

Subsistema Sur

Estabilidad en Frecuencia

Desbalance post-contingencia 1356,5

Disparo de generación 1330,1

Frecuencia máxima 50,7 Hz

Resultado Ok

Estabilidad en TensiónTensión en Charrúa 220kV (30seg) 0,99

Resultado Ok

Estabilidad Angular Resultado Ok

Subsistema Norte

El subsistema norte queda con un desbalance de 1360MW en el escenario post-contingencia,

lo que provoca un descenso rápido de la frecuencia. Las tasas de gradiente alcanzadas provocan

que se active parte del EDACxCEx, permitiendo que un restablecimiento de la frecuencia a valores

deseados, y evitando cualquier situación de colapso.

La siguiente tabla muestra los cortes automáticos de carga registrados, producidos tanto por

el esquema de DACxBF como por el esquema de DACxCEx.

Potencia de Desbalance 1357 MW

Actuación de EDACxBF 722 MW

Actuación de EDACxCEx 565 MW

Desbalance final resultante 69 MW


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Escenario 010

400

800

1200

1600

EDACxCExEDACxBFTransferencia

Figura 8.14 - Distribución del EDAC

Como puede observarse de la simulación dinámica, los cortes de carga evitan el colapso por

subfecuencia, y todas las variables se encuentran dentro de los límites exigidos por la NTSyCS.

Subsistema Norte


Desbalance Post-contingencia 1356,5

Actuación EDACxBF 722,4

Actuación EDACxCEx 565,4

Total EDAC Ok

Frecuencia mínima 48,7

Frecuencia (30seg) 49,6

Estabilidad en TensiónTensión mínima Alto Jauhel 220kV 0,71

Resultado Ok

Estabilidad AngularAngulo máximo Pehuenche 72º

Resultado Ok

A pesar de obtener una respuesta acorde a los requerimientos de la NTSyCS, se observan

dos particularidades:

– la recuperación de la tensión en barras de Ancoa y Alto Jahuel, inicialmente después de

despejada la falla, alcanza valores muy bajos. Si bien estos valores no llegan al mínimo de

0,7pu establecido en la NTSyCS, indica que la acción de control sobre el

autotransformador de Ancoa debe tomarse sin retardos.


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4,003,202,401,600,800,00 [s]

1,200

1,060

0,920

0,780

0,640

0,500

AJah\J1: Voltage, Magnitude in p.u.Anc\J2: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0,70 p.u.Y = 0,70 p.u.

Estudio PDCE Fases 4 y 5 Tensiones

Date: 3/29/2012

Annex: /27

DIg

SIL

EN

T

La recuperación de la tensión en barras de la zona norte del sistema cumple con los

estándares de seguridad y calidad de servicio, sin embargo, particularmente en Maitencillo y

Diego de Almagro, presentan un comportamiento indeseado.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500

DdA\J: Tension [pu] - Diego de Almagro 220kVMaite\J2: Tension [pu] - Maitencillo 220kV

u = 0.7pu

u = 1.1pu

u = 0.9pu

u = 1.2pu

Estudio PDCE Fases 4 y 5 Tensiones Norte

Date: 3/29/2012

Annex: /29

DIg

SIL

EN

T


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Ir al índiceTeniendo en cuenta que para el mes de Mayo de 2013 se prevé la puesta en servicio de un

SVC PLUS en Diego de Almagro, el que ingresaría antes del triple circuito Ancoa – Alto Jahuel, se

analiza a continuación la respuesta de la contingencia con este nuevo equipo.

20,016,012,08,004,000,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500

DdA\J: Tension [pu] - Diego de AlmagroDdA\J: Tension [pu] - Diego de Almagro

u = 0.7pu

u = 1.1puu = 1.1pu

u = 0.9puu = 0.9pu

u = 1.2puu = 1.2pu

Respuesta CON SVC Diego de AlmagroRespuesta CON SVC Diego de Almagro

Respuesta SIN SVC Diego de AlmagroRespuesta SIN SVC Diego de Almagro

Estudio PDCE Fases 4 y 5 Tensiones_Norte

Date: 3/29/2012

Annex: /28

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.15 - Respuesta dinámica de la tensión en Diego de Almagro, con y sin SVC PLUS

Nótese que con un SVC PLUS en la zona norte del sistema, la respuesta de la tensión mejora

significativamente, logrando cumplir todos los estándares normativos y además brindando mayor

seguridad al sistema.

Impacto sobre el escenario 03. Demanda alta

Este escenario se encuentra enmarcado en los del tipo “Caso 2”, es decir, no se registran

fenómenos de inestabilidad pero existen sobrecargas inadmisibles en equipos considerados

críticos para esta contingencia (autotransformador Ancoa, autotransformador Itahue y cable

Colbún - Ancoa).

Tal como fue analizado anteriormente, el recurso destinado a evitar estas sobrecargas

inadmisibles se encuentra relacionado con el disparo del autotransformador de la S/E Ancoa. Esto

implica las mismas condiciones post-contigencia que las expresadas para el análisis anterior, es

decir, separación del SIC en dos subsistemas independientes.

La figura siguiente muestra la respuesta obtenida, aplicando este recurso estabilizante.


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29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

1,3000

1,1400

0,9800

0,8200

0,6600

0,5000

Anc\K1: T ensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)Pol\K1: Tensión en pu (Base 500 kV)

Y = 1,030 p.u.

Y = 0,970 p.u.

Y = 1,200 p.u.

Y = 1,050 p.u.

Y = 0,950 p.u.

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

1,3000

1,1400

0,9800

0,8200

0,6600

0,5000

Pol\J1: T ensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Quil l\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)SLuis\J1: Tensión en pu (Base 228 kV)Mai te\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)

Y = 0,950 p.u.

Y = 1,050 p.u.

Y = 1,200 p.u.

Y = 0,700 p.u.

Y = 1,100 p.u.

Y = 0,900 p.u.

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

150,00

90,000

30,000

-30,000

-90,000

-150,00


Y =120,000 deg

Y =-120,000 deg

29,98823,99017,99311,9955,9976-0,0000 [s]

51,00

50,50

50,00

49,50

49,00

48,50

48,00

Anc\K1: Electrical FrequencyAJah\K1: Electrical FrequencyPol \K1: Electrical FrequencySLuis\J1: Electrical FrequencyMaite\J1: Electrical FrequencyDdA\J: Electrical Frequency

f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz


Date: 3/26/2012

Annex: /7

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.16 - Respuesta Sistémica – Escenario 03


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Ir al índiceSubsistema Sur

El subsistema sur resulta con todas sus variables estables luego de la separación del

sistema. La actuación del recurso estabilizante de disparo de generación permite que la frecuencia

no alcance valores inadmisibles debido al desbalance post-contingencia. En la siguiente tabla se

presentan los principales resultados de este subsistema.

Subsistema Sur


Desbalance Post-Contingencia 558,1 MW

Disparo de Generación 463,8 MW

Frecuencia Máxima 50,4 Hz

Resultado Ok

Estabilidad en TensiónTensión Charrúa 220kV (30seg) 0,99 pu

Resultado Ok

Estabilidad Angular Resultado Ok

Subsistema Norte

El subsistema norte en estado post-contingencia posee un déficit de generación de 558 MW

(transferencia Charrúa-Ancoa). Esto provoca la actuación del EDACxBF pero no del EDACxCEx

debido a que la tasa de caída de la frecuencia no es elevada y por lo tanto el desbalance puede

ser equilibrado por el primer esquema.

Subsistema Norte


Desbalance Post-Contingencia 558,1 MW


Actuación EDACxCEx 0

Total EDAC Ok

Frecuencia Mínima 48,78 Hz

Frecuencia (30seg) 49,5 Hz

Estabilidad en TensiónTensión Mínima Alto Jauhel 220kV 0,95 pu

Resultado Ok

Estabilidad AngularAngulo Máximo Pehuenche 20,3º

Resultado Ok

Las siguientes figuras muestran el resultado de la simulación sobre este escenario. En la

Figura 8.17 se muestra la comparación de las respuestas de la potencia circulante por Colbún-

Ancoa. El disparo del autotransformador permite evitar sobrecargas, evitando posibles disparos

indeseados del cable.


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30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1250,00

1000,00

750,00

500,00

250,00

0,00

Colbun - Ancoa 220kV: Potencia - CON Disparo Autotransformador AncoaColbun - Ancoa 220kV: Potencia - SIN Disparo Autotransformador Ancoa

Pmax = 660MW

Estudio PDCE Fases 4 y 5 I_Cable

Date: 3/26/2012

Annex: /21

DIg

SIL

EN

T

Sin acciones de control

Disparo del autotransformador Ancoa

Figura 8.17 - Cable Colbún-Ancoa – Comparación de Respuestas

En demanda baja, los resultados encontrados son acordes a los de demanda alta, y se

resumen en la siguiente tabla:


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Demanda Baja

EscCHA-ANC

[MW]ANC-AJAH

[MW]Peh

[MW]Total (*) Descripción Estabilidad ζ(**)

01 1351 1293 511 1862• Máxima transferencia por Charrúa-Ancoa.• Despacho Máximo Centrales Pehuenche y Loma Alta.

Inestable-

02 820 852 481 1301• Reducción de la generación al Sur de Charrúa respecto a escenario 01. • Despacho Máximo Centrales Pehuenche y Loma Alta.

Inestable

(oscilatorio)-

03 717 746 481 1198• Reducción de la generación al Sur de Charrúa respecto a escenario 02.• Despacho Máximo Centrales Pehuenche y Loma Alta.

Oscilatorio

Corriente

Inadmisible

por COL-ANC

(900MVA)

8,38

04 525 442 254 779 • Reducción de la generación en la central Pehuenche a 1 unidad Amortiguado 17,22

05 620 519 254 874 • Leve aumento de la potencia CHA-ANC respecto a escenario 04

Amortiguado

Pcable

627 MVA

13,21

Tabla 8.4 - Resultados simulaciones dinámicas – Demanda Baja

(*) Potencia pre-contingencia Charrúa-Ancoa + Despacho Centrales Pehuenche y Loma Alta

(**) Amortiguamiento medido sobre la transferencia Ancoa-Colbún 220kV

A continuación se presenta el análisis y verificación del esquema propuesto en escenarios de

demanda baja, mediante simulaciones dinámicas en los escenarios de diseño más críticos (1 y 2).


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Impacto sobre el escenario 01. Demanda baja

Este escenario representa el más critico para la contingencia bajo estudio, no sólo por las

transferencias máximas en sentido Sur → Norte, sino también por tratarse de un escenario de

mínima demanda en el sistema.

Los resultados para cada subsistemas luego de la simulación son los siguientes.

Subsistema Sur


Desbalance Post-Contingencia 1350,9

Disparo de Generación 1330

Frecuencia Máxima 50,8

Resultado Ok

Estabilidad en TensiónTensión Charrúa 220kV (30seg) 1,01

Resultado OkEstabilidad Angular Resultado Ok

Tabla 8.5 - Resultados simulación – Escenario 01 – Subsistema Sur

Subsistema Norte


Desbalance Post-Contingencia 1350,9


Actuación EDACxCEx 396,3

Total EDAC Ok

Frecuencia Mínima 48,5

Frecuencia (30seg) 49,6

Estabilidad en TensiónTensión Mínima Alto Jauhel 220kV 0,86

Resultado Ok

Estabilidad AngularAngulo Máximo Pehuenche 44,5

Resultado Ok

Tabla 8.6 - Resultados simulación – Escenario 01 – Subsistema Norte


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30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500

Pol\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: Tensión en pu (Base 224 kV)Quill\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)SLuis\J1: Tensión en pu (Base 228 kV)Maite\J1: Tensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)Cha\J2: Tensión en pu (Base 224 kV)

Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 3/26/2012

Annex: /7

DIg

SIL

EN

T


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Impacto sobre el escenario 02. Demanda baja

Si bien el escenario anterior considera las máximas transferencias desde el sur, no resulta el

más crítico para el subsistema norte, fundamentalmente porque su generación se encuentra

disminuida (sólo 3 unidades de Guacolda en servicio).

El escenario aquí analizado posee una transferencia por Charrúa - Ancoa menor que el

anterior, pero aumenta la transferencia desde el subsistema norte. Tal como se analizó en detalle

en la fase 2 del estudio de PDCE, escenarios de demanda baja con alta transferencia desde el

subsistema norte (al norte de Quillota) resultan críticos, especialmente en cuanto a inestabilidad

angular y en tensión en la barra de Diego de Almagro.

En la siguiente figura se muestra la comparación de la tensión en la barra de Diego de

Almagro 220kV para los escenarios 01 y 02.

3,002,401,801,200,60-0,00 [s]

1,50

1,30

1,10

0,90

0,70

0,50

DdA\J: Tension Diego de Almagro [pu] - Escenario 01DdA\J: Tension Diego de Almagro [pu] - Escenario 02

Y = 0,70 p.u.Y = 0,70 p.u.

Estudio PDCE Fases 4 y 5 SubPlot(5)

Date: 3/28/2012

Annex: /37

DIg

SIL

EN

T

Obsérvese que el escenario 02 resulta transitoriamente más perturbado que el escenario 01,

aún cuando este último presenta mayores desbalances de potencia.

Más allá de esto, ambas respuestas son aceptables y cumplen con los criterios de

desempeño establecidos en la NTSyCS.


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8.3.3 Recurso propuesto

Se deduce entonces que fallas en el doble circuito Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV, con el cable

Ancoa – Colbún en servicio, deberán ser evaluadas por un esquema de control provisto en la S/E

Ancoa.

Si la suma de las transferencias previas por CHARRÚA - ANCOA 2x500kV y

ANCOA - PEHUENCHE 2x220kV supera los 700MW, la contingencia extrema deberá activar el

esquema de control, y éste deberá desconectar de manera instantánea el autotransformador

Ancoa 500/220kV.

Si la suma de las transferencias previas por CHARRÚA - ANCOA 2x500kV y

ANCOA - PEHUENCHE 2x220kV es menor a 700MW, la contingencia extrema deberá ser detectada

por el esquema en Ancoa pero en este caso, no se tomarán acciones de control.

La transferencia Charrúa - Ancoa debe tener sentido de flujo SUR → NORTE, es decir,

CHARRÚA → ANCOA. De otra forma no se deben tomar acciones.

Σ

Medición TransferenciaCharrúa – Ancoa

2x500kV

Medición TransferenciaPehuenche - Ancoa

2x220kV

+

+

AND

Trip AutotransformadorAncoa 500/220kV

Detección de aperturaAncoa – Alto Jauhel 2x500kV

> 700MW

≤ 700MW

Inicio Algoritmo de Desconexión de

generación Charrúa

No se requierenacciones de control

Cable Colbún - Ancoa 220kVEn Servicio

DOS circuitos Ancoa – Alto Jahuel 500kV

en servicio

Figura 8.18 - Lógica simplificada del algoritmo

Con el fin de determinar los tiempos de actuación necesarios para el recurso, se muestra a

continuación la respuesta ante diferentes tiempos de apertura del autotransformador. Todos ellos

se encuentran medidos desde el momento del despeje de la falla.


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Ir al índicePara evaluar los tiempos críticos, se analiza la contingencia sobre un escenario extremo de

transferencias límites en sentido sur → norte, y sobre otro de alta criticidad pero de mayor

probabilidad de ocurrencia. La variable monitoreada es la tensión en la barra de Alto Jahuel

220kV la cual resulta representativa del fenómeno de colapso que se presentaría en caso de no

tomar acciones estabilizantes.

La condición a evaluar, siguiendo los lineamientos expresados es en la NTSyCS, es el límite

de 0,7pu en la tensión de la barra del sistema de transmisión.

Como puede observarse en la figura 8.19, el escenario extremo requiere tiempos de

actuación del recurso menores o iguales a 100mseg. Se considera factible la toma de acciones

efectivas en este tiempo, considerando la simplicidad del esquema y que todas son acciones

locales (no hay retardos por comunicación).

Al disminuir levemente la transferencia desde el sur, los tiempos máximos requeridos para

la actuación se duplican, encontrando tiempos admisibles del orden de los 200mseg.

Claramente cuanto menor sea el tiempo de actuación del recurso, menor será el impacto

sobre el sistema, por lo cual no se deben introducir retardos intencionales en la implementación.


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3,002,401,801,200,60-0,00 [s]

1,20

1,00

0,80

0,60

0,40

AJah\J1: u[pu] - Tiempo de Disparo Autotransformador = 100msegAJah\J1: u[pu] - Tiempo de Disparo Autotransformador = 120msegAJah\J1: u[pu] - Tiempo de Disparo Autotransformador = 150mseg

Y = 0,70 p.u.

3,002,401,801,200,60-0,00 [s]

1,20

1,00

0,80

0,60

0,40

AJah\J1: u[pu] - Tiempo de Disparo Autotransformador = 100msegAJah\J1: u[pu] - Tiempo de Disparo Autotransformador = 200msegAJah\J1: u[pu] - Tiempo de Disparo Autotransformador = 300mseg

Y = 0,70 p.u.

Estudio PDCE Fase 4 Tiempo_Critico

Date: 5/30/2012

Annex: /27

DIg

SIL

EN

T

Transferencia Charrúa-Ancoa: 1340 MWTransferencia Pehuenche-Ancoa: 574 MW

Transferencia Charrúa-Ancoa: 1196MWTransferencia Pehuenche-Ancoa: 574MW

t=100mseg t=120mseg

t=150mseg

t=100mseg

t=200mseg

t=300mseg

Figura 8.19 - Tiempos críticos de actuación del recurso


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Recomendación para operación en red N-1

Si bien el estudio se realiza considerando que la contingencia extrema se produce sobre un

escenario de red N, la importancia ya demostrada del cable Ancoa – Colbún hace necesario

plantear una alternativa que lo considere fuera de servicio. Para la contingencia bajo estudio, esta

condición incremento notoriamente el impacto sobre el sistema.

Si el cable Ancoa – Colbún se encuentra fuera de servicio, ya sea por falla, mantenimiento y

cualquier otra condición, el esquema de protección antes propuesto no será efectivo: La potencia

inyectada en Ancoa desde Charrúa (línea Charrúa – Ancoa 2x500kV) y desde Pehuenche (línea

Pehuenche - Ancoa 2x220kV) no podrá ser evacuada al centro de cargas sólo por el transformador

Itahue 220/154kV, y deberán tomarse acciones de control.

Para eliminar el aporte desde el sur del sistema, se recomienda la desconexión del ATR

Ancoa 500/220kV, con independencia de las transferencias previas.

A su vez, en el capítulo 7.4 ya se analizó la pérdida del ATR Ancoa sin el cable Ancoa –

Colbún 220kV, encontrando necesaria la desvinculación de la línea Ancoa – Pehuenche 2x220kV.

Finalmente, se recomienda reformar el esquema propuesto para casos donde el cable

Ancoa - Colbún se encuentre fuera de servicio, de la siguiente manera:

AND







en servicio


Figura 8.20 - Lógica conceptual para fallas en línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV, con el cable

Ancoa – Colbún 220kV fuera de servicio

A continuación se presentan 4 simulaciones de esta contingencia extrema, donde además de

mostrar la eficiencia para escenarios exigentes, se muestra su rango de validez: si el escenario es

muy crítico (suma de transferencias mayor a 1300MW), aún aplicando el recurso no es posible

alcanzar una condición estable.


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceLos escenarios de partida y algunas características de las simulaciones se muestran en la

siguiente tabla:

NIVEL DE DEMANDA

TRANSFERENCIAS PREVIASESQUEMA DE

CONTROLRESPUESTA

ESTABLECHARRÚA – ANCOA 2x500kV [MW]

PEHUENCHE – ANCOA 2x220kV [MW]

ANCOA – COLBÚN 220kV

CASO 1 ALTA 764 572 F/S NO NO

CASO 2 ALTA 764 572 F/SApertura de:* ATR Ancoa* LAT Anc - Peh

SÍ

CASO 3 ALTA 1338 572 F/S NO NO

CASO 4 ALTA 1338 572 F/SApertura de:* ATR Ancoa* LAT Anc - Peh

NO

Las simulaciones dinámicas resultantes para cada caso se presentan a continuación.

Obsérvese que si la suma de las transferencias por Charrúa – Ancoa más Pehuenche - Ancoa

superan los 1300MW, y el cable Ancoa – Colbún se encuentra fuera de servicio, la pérdida del

doble circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV deriva en inestabilidad de la zona centro, aún aplicando

el esquema de protección.

Para transferencias menores a 1300MW, el esquema de protección resulta efectivo y

mantiene al sistema estable. En ese caso, si no se aplican medidas de control el sistema completo

resultaría inestable.

Debe tenerse presente que esta alternativa al esquema de control originalmente propuesto

no requiere equipos adicionales, sólo una readecuación del algoritmo de análisis.


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4,003,202,401,600,800,00 [s]

1,195

1,075

0,955

0,835

0,715

0,595

AJah\A: m:u1Pain\A: m:u1Curi\A: m:u1Ran\A: m:u1Teno\A: m:u1Cipr\A1: m:u1Ita\A2: m:u1Malloa\A2: m:u1S/E Tingiririca\A2: m:u1Anc\J1: Voltage, Magnitude in p.u. (base: 1,02 p.u.)AJah\J2: Voltage, Magnitude in p.u. (base: 1,02 p.u.)

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

4,003,202,401,600,800,00 [s]

53,75

52,50

51,25

50,00

48,75

47,50

46,25


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 6/11/2012

Annex: /10

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SIL

EN

T

Figura 8.21 - Caso 1


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30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,195

1,075

0,955

0,835

0,715

0,595

AJah\A: Voltage, Magnitude in p.u.Pain\A: Voltage, Magnitude in p.u.Curi\A: Voltage, Magnitude in p.u.Ran\A: Voltage, Magnitude in p.u.Teno\A: Voltage, Magnitude in p.u.Cipr\A1: Voltage, Magnitude in p.u.Ita\A2: Voltage, Magnitude in p.u.Malloa\A2: Voltage, Magnitude in p.u.S/E Tingiririca\A2: Voltage, Magnitude in p.u.Anc\J1: Voltage, Magnitude in p.u. (base: 1,02 p.u.)AJah\J2: Voltage, Magnitude in p.u. (base: 1,02 p.u.)

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.


Date: 6/11/2012

Annex: /9

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SIL

EN

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2,001,601,200,800,400,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

2,001,601,200,800,400,00 [s]

1,195

1,075

0,955

0,835

0,715

0,595


Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.


Date: 6/11/2012

Annex: /9

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SIL

EN

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8,006,404,803,201,600,00 [s]

1,195

1,075

0,955

0,835

0,715

0,595


Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

8,006,404,803,201,600,00 [s]

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 6/11/2012

Annex: /10

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SIL

EN

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8.4.1 Julio 2013

Se analizan las consecuencias de la pérdida de dos circuitos de 500kV entre Ancoa y Alto

Jahuel luego de la incorporación del tercer circuito entre las mencionadas SS/EE, la incorporación

de un SVC PLUS en Diego de Almagro, y la salida de servicio del cable Colbún - Ancoa.

CHARRÚA 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 2

L1L2L3

G

Itahue 154kV

Las condiciones post-falla son similares a las resultantes para la falla en la barra K1 de la

subestación Ancoa presentadas en el punto 6.3. La principal diferencia se encuentra en la

ausencia del cable Colbún-Ancoa 220kV, la cual provoca que la generación de las centrales

Pehuenche y Loma Alta se redistribuyan por los sistemas de 500kV y 154kV.

Ante esta condición se analizan los sistemas paralelos de 500kV y 154kV en el escenario de

máxima transferencia, de manera de establecer el impacto de la nueva distribución de flujos.


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Ir al índicePara el sistema de 500kV las conclusiones que se extraen son las mismas que las

presentadas en el punto 6.3.

En la siguiente figura se muestra la evolución de la carga de la línea para dos escenarios:

transferencia de 1750MW (máxima transferencia) y transferencia de 1500MW. Obsérvese que las

respuestas en el sistema de 500kV resultan idénticas a la falla en la barra K1.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,00

125,00

100,00

75,00

50,00

25,00

Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Transferencia Máxima 1750 MWAlto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Transferencia 1500 MW

Carga Linea = 100%

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

2,80

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40

Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Transferencia Máxima 1750 MWAlto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Transferencia 1500 MW



30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00

CCSS M 1: Transferencia Máxima 1750 MWCCSS M 1: Transferencia 1500 MW



Date: 5/11/2012

Annex: /24

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SIL

EN

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Figura 8.25 - Carga Ancoa-Alto Jahuel 500kV

Se analiza también el comportamiento del sistema de 154kV en condiciones post-

contingencia. El mismo posee desde la S/E Itahue hasta la S/E Alto Jahuel una configuración de

doble circuito operando en condiciones de red N-1, lo que favorece al escenario post-contigencia

en cuanto a carga final en las líneas.

En la siguiente tabla se muestra para el escenario de mayor criticidad analizado la carga

pre- y post-contingencia de las líneas troncales del sistema de 154kV.


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Elemento Carga Pre-contingencia

[%]

Carga Post-contingencia

[%]

Itahue-Teno 154kV C1 46,6 60,7

Itahue-Teno 154kV C2 61,1 74,9

Teno-Tinguiririca 154kV C1 46,6 60,7

Teno-Tinguiririca 154kV C2 61,1 74,9

Tinguiririca – Malloa 154kV C1 53,4 68,2

Tinguiririca – Malloa 154kV C2 50,2 60,7

Malloa – Tilcoco 154kV C1 31,4 49,1

Malloa – Tilcoco 154kV C2 50,3 65,1

Tilcoco – P. Cortés 154kV C1 34 49,1

Tilcoco – P. Cortés 154kV C2 50,3 65,1

P. Cortés – Tuniche 154kV C1 57,4 82,8

P. Cortés – Tuniche 154kV C1 26,4 49,3

Autotransformador Itahue 220/154kV 60,7 79,2

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

120,00

90,00

60,00

30,00

0,00

-30,00

Carga = 100%Carga = 100%

Estudio PDCE Fase 4 Lineas 154kV

Date: 6/11/2012

Annex: /1

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EN

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Figura 8.26 - Carga Lineas 154kV


127/168


Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceTal como puede observarse no existen sobrecargas en el sistema de 154kV y las

transferencias resultan amortiguadas luego de ocurrida la doble contingencia.

Se deduce entonces que fallas en el doble circuito Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV, con el 3er

circuito operativo, no requieren un esquema de control específico. Luego, el esquema descrito en

el capítulo anterior es válido hasta que se incorpore el 3er circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV.

8.4.2 Julio 2014



se prevén obras en el sistema que permitan aumentan la transferencia en sentido sur → norte.


desarrollado en el punto 8.4.1.


para un escenario de máxima transferencia sur → norte.

Demanda Alta

30,024,018,012,06,00-0,00

150,00

125,00

100,00

75,00

50,00

25,00


Carga Linea = 100%

30,024,018,012,06,00-0,00

2,80

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40




30,024,018,012,06,00-0,00

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00




Date: 5/23/2012

Annex: /26

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SIL

EN

T


128/168


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30,024,018,012,06,00-0,00

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

30,024,018,012,06,00-0,00

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 5/23/2012

Annex: /13

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SIL

EN

T

Demanda Baja

20,016,012,08,004,000,00

150,00

125,00

100,00

75,00

50,00

25,00


Carga Linea = 100%

20,016,012,08,004,000,00

2,80

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40




20,016,012,08,004,000,00

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00




Date: 5/23/2012

Annex: /26

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SIL

EN

T


129/168


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20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

20,016,012,08,004,000,00

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

20,016,012,08,004,000,00

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 5/23/2012

Annex: /13

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SIL

EN

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8.4.3 Julio 2016

Se presenta a continuación la simulación de la falla Ancoa - Alto Jahuel 2x500kV para el

escenario de mayor criticidad. Tal como se mencionó para esta fecha se considera operativo el

segundo autotransformador de la S/E Ancoa.



Las siguientes figuras muestran la respuesta sistémica. Tal como puede observarse, la

incorporación del nuevo autotransformador no cambia la respuesta obtenida para años anteriores.

Por ello, se mantienen las mismas conclusiones: fallas en el doble circuito Ancoa – Alto Jahuel

500kV, con el 3er circuito operativo, no requieren un esquema de control específico.


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30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,00

125,00

100,00

75,00

50,00

25,00


Carga Linea = 100%

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

2,80

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40




30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00




Date: 6/28/2012

Annex: /26

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EN

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30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 6/28/2012

Annex: /13

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SIL

EN

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Las siguientes tablas resumen los principales resultados de las simulaciones dinámicas,

considerando la topología esperada para Febrero de 2013 (condición más crítica).

Escenario → 01 02 03 04 05 06 07 08

ESC

ENA

RIO

Tranf. Charrúa-Ancoa+Pehuenche [MW] 1931 1346 1132 866 690 800 955 818

Tranf. Ancoa-Alto Jahuel [MW] 1628 1046 885 727 641 786 867 722

Tranf. Charrúa-Ancoa [MW] 1357 772 558 560 450 811 955 549

Despacho Pehuenche+Loma Alta [MW] 574 574 574 306 240 0 0 269

REC

UR

SO

S

Apertura Autotransformador Ancoa SI SI SI SI NO SI SI SI

EDACxBF [MW] 727,3 466,6 237,2 191,9 0 478,7 682,7 407

EDACxCEx [MW] 565,4 30,9 0 0 0 30,78 41,1 0

Total EDAC [MW] 1292,7 497,5 237,2 191,9 0 509,5 723,8 407

Disparo Generación Charrúa [MW] 1329,3 665,6 463,8 463,8 0 698,5 840,4 413

RES

ULT

AD

OS

Potencia Final Ancoa-Colbún 220kV [MW] 471 430 404 172 484 -7.5 -38,6 199

Potencia Final Autotransformador Ancoa [MW] 0 0 0 0 387 0 0 0

Potencia Final Autotransformador Itahue [MW] 109 144 172 130 204 40,6 40,6 106


Frecuencia mínima Centro-Norte [Hz] 48,71 48,78 48,78 48,7 50 48,6 48,68 48,7

Frecuencia @30seg Centro-Norte [Hz] 49,7 49,4 49,5 49,3 50 49,3 49,3 49,8

Frecuencia @30seg Sur [Hz] 50 50 50,2 50,2 50 50,2 50,2 50,2


Tensión mínima Alto Jahuel 220kV [pu] 0,72 0,95 0,96 0,98 0,95 0,94 0,97 0,98

Actuación de sincrofasores no no no no no no no no


Tabla 8.7 - Resultados Escenarios de Demanda Alta


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Escenario → 01 02 03 04 05

ESC

ENA

RIO

Tranf. Charrúa-Ancoa+Pehueche [MW] 1864 1328 1201 694 878

Tranf. Ancoa-Alto Jahuel [MW] 1292 853 746 392 520

Tranf. Charrúa-Ancoa [MW] 1351 844 717 440 623

Despacho Pehuenche+Loma Alta [MW] 513 483 483 254 254

REC

UR

SO

S

Apertura Autotransformador Ancoa SI SI SI NO SI

EDACxBF [MW] 758,7 570,1 522,9 0 354,2

EDACxCEx [MW] 395,3 187,3 56,5 0 24

Total EDAC [MW] 1154 757,4 579,4 0 378,2

Disparo Generación Charrúa [MW] 1218 842 679 0 484

RES

ULT

AD

OS

Potencia Final Ancoa-Colbún 220kV [MW] 456 408 374 543 172

Potencia Final Autotransformador Ancoa [MW] 0 0 0 524 0

Potencia Final Autotransformador Itahue [MW] 111 136 150 237 123


Frecuencia mínima Centro-Norte [Hz] 48,4 48,5-48,7 48,7 50 48,6

Frecuencia @30seg Centro-Norte [Hz] 49,6 49,7-50,2 49,8 50 49

Frecuencia @30seg Sur [Hz] 50,2 50 50,1 50 50,6


Tensión mínima Alto Jahuel 220kV [pu] 0,86 0,95 0,95 0,99 0,92

Actuación de sincrofasores no si no no no


Tabla 8.8 - Resultados Escenarios de Demanda Baja

➢ El impacto de fallas en el doble circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV resulta elevado, y

dependiendo de las transferencias pre-falla por Charrúa – Ancoa 2x500kV y

Ancoa - Pehuenche 2x220kV, puede requerir acciones de control específicas.

➢ Para condiciones de altas transferencias en sentido Sur→Norte, mayores a 1200MW, se

registran fenómenos de inestabilidad angular que causan caídas rápidas de las

tensiones en el sistema de transmisión llevándolas a valores inadmisibles (<0,7pu).

Por esta razón, deben tomarse acciones de control en tiempos mínimos, de forma de

evitar el colapso del sistema.

➢ Para transferencias menores a 1200MW y mayores a 800MW sentido Sur Norte se→

registran oscilaciones poco amortiguadas del sistema y fundamentalmente sobrecargas


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Ir al índiceinadmisibles en equipos críticos: autotransformador Ancoa 500/220kV, cable

Colbún - Ancoa 220kV y autotransformador Itahue 220/154kV.

Estas condiciones hacen necesarias la toma de acciones para evitar desconexiones no

controladas por la actuación del sistema de protecciones de los mencionados equipos.

➢ Transferencias menores a 700MW no requieren recursos para la estabilización del

sistema.

➢ En resumen, en función de los análisis realizados, se detecta que

– para transferencias menores a 700MW, por Charrúa – Ancoa más

Ancoa - Pehuenche, no se requieren acciones de control.

– para transferencias mayores a 700MW, la acción de control requerida es la

desconexión instantánea del autotransformador Ancoa 500/220kV (desvinculación

del sistema).

– Según la transferencia previa por Charrúa – Ancoa, esta desconexión derivará

automáticamente en:

• desconexión de generación al sur de Charrúa, según PDCE fase 2

• desconexión de carga al norte de Ancoa, por EDAC convencional actualmente

implementado

• desconexión de carga al norte de Ancoa, por EDAC específico, según PDCE fase

2

• control de tensión en Ancoa y Alto Jahuel, según PDCE fase 2

El siguiente gráfico resume conceptualmente las acciones que debe realizar el automatismo

necesario para afrontar la doble contingencia Ancoa-Alto Jahuel 500kV.

Σ


2x500kV


2x220kV

+

+

AND



> 700MW

≤ 700MW






en servicio

Figura 8.27 - Definición conceptual del algoritmo a implementar


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Ir al índiceEtapas de medición: Acción local

Las mediciones necesarias para la toma de decisiones se realizan en forma local en la S/E

Ancoa en los dos circuitos provenientes de Charrúa (500kV) y en los dos circuitos provenientes de

Pehuenche (220kV).

Detección de Contingencia Extrema: Acción local

Se deberán contemplar aquí los posibles cambios topológicos operativos de la barra Ancoa,

teniendo en cuenta la barra de transferencia.

Disparo Autotrasformador Ancoa: Acción local

Se llevará a cabo en caso de detectarse la apertura de los dos circuitos del vínculo Ancoa-

Alto Jahuel 500kV y superarse el umbral de potencia fijado.

Inicio de algoritmo de desconexión de generación: Acción local/remota.

El algoritmo de desconexión de generación en la S/E Charrúa, desarrollado para la fase 2 del

estudio de PDCE, deberá iniciarse una vez detectada la apertura de los dos circuitos del vínculo

Ancoa-Alto Jahuel y el autotransformador de Ancoa.


Las condiciones observadas considerando la topología esperadas para esta fecha provocan

que la falla analizada resulte en características idénticas a la falla en la barra K1 de Ancoa la cual

desvincula dos circuitos de línea entra Ancoa y Alto Jahuel.

Por esta razón las conclusiones alcanzadas son las expresadas en el punto 6.5.2,

“ Escenarios Futuros”.


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9 Diseño de detalle de los Esquemas de Control

Se presenta aquí el nexo entre el ESTUDIO DE DETALLE realizado para cada una de las

contingencias extremas, y la INGENIERÍA DE IMPLEMENTACIÓN requerida para materializar las

soluciones propuestas.

Se definen las funciones, algoritmos, requerimientos mínimos, y características especiales a

cumplir por cada uno de los esquemas de control, a fin de poder abordar las soluciones analizadas

en los capítulos previos.

9.1 Esquema General

De los capítulos previos surge la necesidad de dos esquemas de defensa, uno para fallas del

doble circuito Ancoa – Alto Jahuel, y otro para fallas en barra Ancoa K2. Luego, teniendo en

cuenta que la ubicación física de ambos esquemas será la misma (S/E Ancoa), se propone la

instalación de un único esquema, de carácter integral, que contemple ambas condiciones de falla

y acciones de control.

La figura siguiente representa el esquema general de protección propuesto, formado por una

única unidad de supervisión, control y protección que se instalará en la S/E Ancoa, en la sala de

control del patio de 500kV y por elementos de transducción y medida externos a ella. Cabe

destacar que el esquema se desarrolla para satisfacer todas las condiciones topológicas.

Tanto los elementos constitutivos de la unidad de supervisión, control y protección del

esquema de protección así como los externos a ella, deberán ser tecnologías de adquisición,

computación y control adecuadas para su operación en SS/EE eléctricas con ambientes altamente

contaminados con interferencias electromagnéticas.


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G

S/E CHARRUAS/E CHARRUA500kV 500kV

S/E ANCOAS/E ANCOA500kV 500kV

SUPERVISOR LOCAL

GENERADORESGENERADORES - Pehuenche- Pehuenche - Loma Alta- Loma Alta

UNIDAD DEUNIDAD DESUPERVISIÓN,SUPERVISIÓN,

CONTROL YCONTROL YPROTECCIÓNPROTECCIÓN

UNIDAD DEUNIDAD DESUPERVISIÓN,SUPERVISIÓN,

CONTROL YCONTROL YPROTECCIÓNPROTECCIÓN

S/E ALTO JAHUELS/E ALTO JAHUEL500kV 500kV

S/E ANCOAS/E ANCOA220kV 220kV

SUPERVISOR REMOTO

SCADA

ACTIVACIÓN FASE 2 - CHARRÚA

GPS

Corriente

Estado

Transferencia de Potencia

Trip

a Colbúna Colbún

Figura 9.1 - Diagrama conceptual del esquema de protección desarrollado

P:EE-2011-009/I:EE-ES-2012-234/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL 137/168


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Ir al índiceLa figura 9.2 muestran esquemáticamente las partes constitutivas de este esquema y sus

elementos externos.

GPSGPS

I/OI/ORTUPLC

Embedded

RTUPLC

EmbeddedComm.Comm.

RespaldoEnergía

RespaldoEnergía

Unidad de Supervisión, control y protección principal

GPSGPS

I/OI/ORTUPLC

Embedded

RTUPLC

EmbeddedComm.Comm.

RespaldoEnergía

RespaldoEnergía

Unidad de Supervisión, control y protección de

respaldo

Transductorde potenciaCircuito 1


Transductorde corriente

Circuito 1

Transductorde corriente

Circuito 2



S S

S S

S S

S

S

S

S

S

S

Ancoa –

A.Jahuel

Ancoa –

Charrúa

Ancoa –

Pehuen

che

Autotransfo

rmad

or

Apertura Autotransformador

Activación Desconexión Generación Fase 2

GABINETE DEL ESQUEMA DE PROTECCIÓNUnidad

deSincronía

Unidadde

Sincronía

Apertura Autotransformador

Activación Desconexión Generación Fase 2SCADA

SupervisorRemoto

SupervisorLocal

SupervisorLocal

Suministrode

energía

Figura 9.2 - Diagrama conceptual del esquema de protección desarrollado

Todos los equipos indicados deben ser suministrados por el proveedor del esquema de

protección. El esquema muestra la configuración de equipos solicitada indicando la redundancia

requerida. Sin perjuicio de esta propuesta, el proveedor deberá demostrar, mediante la respectiva

memoria de cálculo, que se cumple con la confiabilidad solicitada.

La utilización de una determinada tecnología de la red de comunicaciones para los

transductores hacia el sistema supervisor del CDEC y hacia el SCADA será determinada por el

proveedor del esquema en función de las distancias y características que estén presentes en el

sitio.


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Ir al índiceLas señales que se obtendrán desde la sala de control de la S/E Ancoa 500kV y que deberán

llegar al esquema de protección serán las siguientes:

• Entradas Análogas

▪ Corriente en los dos circuitos de la línea Ancoa – Alto Jahuel

▪ Corriente en el cable Ancoa – Colbún

▪ Transferencia de potencia en los dos circuitos de la línea Ancoa - Charrúa

▪ Transferencias de potencia en los dos circuitos de la línea Ancoa – Pehuenche

• Entradas de Estado

▪ Estado abierto/cerrado de los interruptores de los dos circuitos Ancoa – Alto Jahuel

▪ Estado abierto/cerrado de los interruptores del cable Ancoa – Colbún

▪ Indicación de estado de falla en la barra K2

• Salidas de Estado

▪ Orden de trip para apertura de transformador Ancoa 500 kV

▪ Orden de trip para apertura de transformador Ancoa 220 kV

▪ Orden de trip a líneas Ancoa - Pehuenche

▪ Orden de trip a líneas Ancoa - Charrúa(*)

(*) Representa un método alternativo para activar la Fase 2 del PDCE. El método normal será mediante una señal de

activación.

• Otras salidas

▪ Puerta de comunicación remota hacia sistema supervisor del CDEC

▪ Puerta de comunicación local hacia sistema de supervisión local

▪ Orden de activación de la Fase 2 del PDCE

Considerando que la distancia entre las salas de control de Ancoa 500 kV y Ancoa 220 kV es

superior a 100 metros, y considerando eventuales altos niveles de interferencia electromagnética,

se requiere que tanto la lectura de transferencias así como la orden de trip de la línea

Ancoa - Pehuenche, deban ejecutarse a través de una red de comunicación que brinde seguridad

y confiabilidad en la lectura de las transferencias y en la emisión de órdenes. Se sugiere la

utilización de fibra óptica y elementos conversores de comunicación adecuados en cada uno de los

extremos.

La conexión al sistema supervisor deberá ser ejecutada en la misma sala de control de

Ancoa 500 kV mediante el estándar que fije el CDEC-SIC, pero que se estima debe ser fibra óptica

y protocolo ICCP de acuerdo a los requerimientos del nuevo SCADA que estará en servicio para la

fecha de entrada en servicio de esta Fase 4.


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9.2 Esquema Funcional

9.2.1 Esquema 1: Fallas en línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV

Los esquemas de protección aquí presentados son válidos cuando las SS/EE Ancoa y Alto

Jahuel están vinculadas en 500kV por un doble circuito. Esta condición puede darse previo a la

incorporación del tercer circuito Ancoa – Alto Jahuel, o posterior a la misma pero operando en

condiciones de red N-1 (un circuito F/S por falla o mantenimiento).

Si el vínculo entre Ancoa y Alto Jahuel es mediante tres circuitos, no se requieren acciones

de control para esta contingencia.

El esquema de protección detecta la apertura intempestiva del doble circuito Ancoa - Alto

Jahuel 500kV, y si la suma de las transferencias por Charrúa - Ancoa (sentido sur → norte) más

Ancoa - Pehuenche supera los 700 MW, se procede simultáneamente a la apertura del

autotransformador Ancoa y a la activación de la Fase 2 del PDCE.

Σ


2x500kV


2x220kV

+

+

AND



> 700MW

≤ 700MW






en servicio


Ancoa – Colbún 220kV en servicio

El esquema debe:

➢ Leer sincronizada y permanentemente las transferencias de potencia activa de las líneas

Charrúa - Ancoa y Ancoa - Pehuenche, y calcular la suma de dichas transferencias.

La potencia por Charrúa - Ancoa será contabilizada si el sentido es Charrúa → Ancoa.

➢ Verificar que exista un doble circuito entre Ancoa y Alto Jahuel (NO triple), y que el cable

Ancoa – Colbún esté operativo.

➢ Detectar la apertura de ambos circuitos del vínculo Ancoa – Alto Jahuel 500kV.


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Ir al índice➢ Generar y dar orden de apertura al trasformador de Ancoa (sobre interruptores de 220kV y

500kV) en caso de que la suma de las transferencias de potencia activa sea superior a

700MW.

➢ Generar y dar orden de activación al esquema de protección de la Fase 2 del PDCE. Esta

orden será transmitida a S/E Charrúa (sitio donde está instalado el esquema de Fase 2) a

través de un enlace de comunicación entre las S/E Ancoa y Charrúa.

➢ Registrar la información pre- y post-contingencia durante un lapso mínimo de 5 y 10

segundos respectivamente.

Cable Ancoa – Colbún 220kV fuera de servicio

La operación con doble circuito entre Ancoa y Alto Jahuel 500kV, y sin el cable Ancoa –

Colbún 220kV en servicio se considera eventual, sin embargo, la importancia de este último hace

necesario recomendar una alternativa de control.

Si el cable Ancoa – Colbún se encuentra fuera de servicio, ya sea por falla, mantenimiento y

cualquier otra condición, el esquema de protección propuesto no será efectivo: La potencia

inyectada en Ancoa desde Charrúa (línea Charrúa – Ancoa 2x500kV) y desde Pehuenche (línea

Pehuenche - Ancoa 2x220kV) no podrá ser evacuada al centro de cargas sólo por el transformador

Itahue 220/154kV, y deberán tomarse acciones de control.

Para eliminar el aporte desde el sur del sistema, se recomienda la desconexión del ATR

Ancoa 500/220kV, con independencia de las transferencias previas.

A su vez, en el capítulo 7.4 ya se analizó la pérdida del ATR Ancoa sin el cable Ancoa –

Colbún 220kV, encontrando necesaria la desvinculación de la línea Ancoa – Pehuenche 2x220kV.

Finalmente, se recomienda reformar el esquema propuesto para casos donde el cable

Ancoa - Colbún se encuentre fuera de servicio, de la siguiente manera:

AND







en servicio





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Ir al índiceEl esquema debe:

➢ Verificar que exista un doble circuito entre Ancoa y Alto Jahuel (NO triple), y que el cable

Ancoa – Colbún esté fuera de servicio.

➢ Detectar la apertura de ambos circuitos del vínculo Ancoa – Alto Jahuel 500kV.

➢ Generar y dar orden de apertura al trasformador de Ancoa (sobre interruptores de 220kV y

500kV).

➢ Generar y dar orden de apertura a los interruptores de ambos circuitos del vínculo


➢ Generar y dar orden de activación al esquema de desconexión de generación de la Fase 2

del PDCE. Esta orden será transmitida a S/E Charrúa a través de un enlace de

comunicación entre las S/E Ancoa y Charrúa.

Será tarea primordial de la ingeniería de implementación, garantizar la confiabilidad

necesaria de esta señal de activación, asegurando la activación del esquema de

desconexión en Charrúa, si y solo si se verifican las condiciones mencionadas.

➢ Registrar la información pre- y post-contingencia durante un lapso mínimo de 5 y 10

segundos respectivamente.

9.2.2 Esquema 2: Fallas en barra Ancoa K2

El esquema abajo presentado tiene validez siempre que el cable Colbún – Ancoa 220kV esté

fuera de servicio. Si el cable está en servicio, no se requieren acciones de control para afrontar

esta falla.

El esquema de protección detecta fallas en la barra K2 y apertura del autotransformador

Ancoa 500/220kV, y procede a la apertura de la línea Ancoa - Pehuenche con independencia de

cualquier otra condición del sistema.



AND

Detección de falla enbarra Ancoa K2

Figura 9.5 - Lógica conceptual para fallas en barra Ancoa K2, con el cable



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Ir al índiceEl esquema debe:

➢ Verificar que el cable Ancoa – Colbún esté fuera de servicio.

➢ Detectar aperturas por falla en barra Ancoa, incluyendo apertura del autotransformador

Ancoa 500/220kV.

➢ Generar y dar orden de apertura a los interruptores de ambos circuitos del vínculo


➢ Registrar la información de pre y postcontingencia durante un lapso mínimo de 5 y 10

segundos respectivamente, incluyendo las variables análogas y de estado definidas para la

situación previa a la incorporación del tercer circuito.


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9.3 Requerimientos

El esquema de protección propuesto deberá considerar al menos medir y/o controlar las

siguientes señales, sin perjuicio de que el proveedor del esquema pueda sugerir o proponer mas

medidas que apunten a obtener una mayor confiabilidad y seguridad de su propuesta de solución.

Subestación Paño Mediciones y Control Tipo

Ancoa 500kV

Alto Jahuel, circuito 1Medición de corriente Entrada

Estado de interruptores Entrada

Alto Jahuel, circuito 2Medición de corriente Entrada


Alto Jahuel circuito 3Medición de corriente Entrada


Charrúa, circuito 1

Medición de potencia activa bidireccional Entrada


Apertura de interruptores Salida

Charrúa, circuito 2

Medición de potencia activa bidireccional Entrada



AutotransformadorEstado de interruptores Entrada


Barra K2 Apertura por falla(*) Salida

Charrúa, circuitos 1y2 Activación Fase 2 PDCE Salida

Ancoa 220kV

Colbún, cableMedición de corriente Entrada


Pehuenche, circuito 1

Medición de potencia activa unidireccional Entrada



Pehuenche, circuito 2

Medición de potencia activa unidireccional Entrada



(*) Será responsabilidad del proveedor del esquema de protección el determinar cuantas y cuales señales de la barra K2 y del

acoplador de barras deberá leer para distinguir entre una falla y una operación.

Tabla 9.1 - Requerimientos del esquema de protección


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9.3.1 Medidas

Se propone la utilización de medidores electrónicos independientes en cada uno de los

circuitos mencionados.

Estos medidores deberán ser de tres elementos de tensión y tres elementos de corriente y

se conectarán a los transformadores de protección disponibles en los respectivos puntos de

medida.

Los medidores deberán poseer puerta de comunicación cuyo estándar de comunicación

(485, Ethernet, FO) sea adecuado (ej: velocidad, inmunidad al ruido) para transmitir los valores

de la medida a la unidad de control del esquema de protección.

El protocolo de comunicación utilizado entre los transductores y la unidad de control deberá

ser tal que permita obtener las lecturas sincronizadas (ej: DNP 3.0, IEC61850, etc.) con la

estampa de tiempo de acuerdo a la precisión utilizada en la unidad de sincronía satelital

(±1 milisegundo). No se utilizarán lecturas de potencia o corriente mediante transductores con

salida de 4-20 miliamperes o similar, por el retardo introducido.

Debe verificarse la capacidad disponible (burden) en los transformadores de medida.

9.3.2 Lectura de estados

El estado de los interruptores será determinado mediante la lectura de doble contacto

(no abierto/si cerrado) para incrementar la confiabilidad en la detección de la apertura de la línea.

Las entradas de lectura de estados de la unidad de control del esquema de protección

deberán permitir lectura sincronizada de eventos (ej: entradas tipo SOE) para permitir un registro

sincronizado con la estampa de tiempo suministrada por la unidad de sincronía satelital.

9.3.3 Control

Las señales de control para apertura de interruptores serán generadas utilizando doble

contacto (no abierto/si cerrado) para incrementar la confiabilidad en la detección de la orden de

apertura.

9.3.4 Comunicaciones

Todas las comunicaciones efectuadas entre elementos de medida, de control, de supervisor,

de sincronía, etc. deberán ser efectuadas mediante tecnologías y estándares aplicables a

subestaciones eléctricas que puedan funcionar sin interferencias en ambientes altamente

contaminados por interferencias electromagnéticas.


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Ir al índiceSe deben utilizar estándares de comunicación adecuados para las distancias que deban

cubrirse entre los distintos elementos y la unidad de control (RS485, Ethernet, FO, etc.).

Independiente de los estándares utilizados, deberán mantenerse las características de

velocidad, confiabilidad y seguridad en la transmisión de los datos, necesaria para la operación

del esquema en los tiempos requeridos.

La comunicación entre la unidad de control y el sistema supervisor local se ejecutará a

través de una puerta de comunicación exclusiva para este uso y accesible desde el gabinete de

dicha unidad de control. El protocolo de comunicación utilizado en este caso será aquel

compatible con el HMI suministrado por el proveedor.

La comunicación entre la unidad de control y el sistema de supervisión remota se ejecutará

a través de una puerta de comunicación independiente. El protocolo de comunicación utilizado en

este caso será aquel compatible con el HMI suministrado por el proveedor.

No se permitirá el funcionamiento simultáneo de ambos sistemas de supervisión. El sistema

de supervisión remota será el prioritario y a través de él se otorgará la disponibilidad de

funcionamiento del sistema supervisor local.

Cuando ocurra la condición de funcionamiento desde el sistema de supervisión local, será

informada convenientemente en el sistema remoto mediante un registro de alarmas y/o eventos.

Adicionalmente a los esquemas de supervisión local y remoto, el esquema de protección

deberá proveer un canal de comunicación independiente y exclusivo hacia el SCADA del CDEC-

SIC, bajo protocolo ICCP. El coordinado proveerá del punto de conexión hacia el SCADA del CDEC.

La información transmitida a través de este enlace será un compendio de alarmas y eventos que

permitan al operador supervisar la operación del esquema de protección.

9.3.5 Supervisor

Los sistemas de supervisión tienen como función el permitir al coordinado responsable del

esquema y/o al CDEC, disponer de un conocimiento completo respecto del estado y de la

operación del esquema de protección.

Para tal efecto, se propone la utilización de tres esquemas de supervisión denominados

Local, Remoto y SCADA.

Supervisión Local

El proveedor del esquema suministrará un sistema HMI de supervisión local cuyas

principales funciones serán de mantenimiento, configuración y diagnóstico del esquema de

protección.


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Ir al índiceEl supervisor local será de carácter esporádico y se supone residente un PC portátil que solo

se conectará para ejecutar algunas de las funciones indicadas.

El proveedor debe suministrar una lista detallada de las capacidades de este supervisor pero

al menos deberá ser capaz de lo siguiente:

• Extracción de los registros históricos, registros de eventos y registros de alarmas

almacenados en el esquema de protección.

• La capacidad de registro de lo indicado deberá ser superior al registro de tres

contingencias o 6 meses de operación, lo que ocurra primero.

• Configuración del esquema de protección entendiendo por ello por ejemplo:

establecimiento de límites de operación, parámetros de comunicación, direcciones de

memoria, etc.

• Modificación de las variables que estén definidas como parametrizables.

• Extracción de los registros de autodiagnóstico de los elementos del esquema de

protección.

• Extracción de los registros que defina el proveedor para otorgar mantenimiento al sistema,

tales como, verificación y pruebas de enlaces de comunicación, verificación de errores o

eventos registrados por la unidad de control en su operación de régimen permanente, etc.

Supervisión Remota

El proveedor del esquema suministrará un sistema HMI de supervisión remota cuyas

principales funciones serán de supervisión de la visualización de la operación del esquema de

protección.

El supervisor remoto será de funcionamiento permanente y residirá en un PC ubicado en la

sala de control del CDEC.

El proveedor debe suministrar una lista detallada de las capacidades de este sistema

supervisor pero al menos deberá ser capaz de lo siguiente:

• Supervisión continua de todas las variables adquiridas por el esquema de protección a una

tasa de refresco no superior a 10 segundos.

• Supervisión de todas las variables adquiridas por el esquema de protección a

requerimiento del operador a una velocidad de respuesta no superior a 5 segundos.

• Supervisión de la operación del esquema de protección en la modalidad de reporte por

excepción, es decir, las variables serán actualizadas en forma instantánea luego de ocurrir

la contingencia para la cual fue diseñado el esquema de protección. Las velocidades

esperadas de actualización en este modo deben ser menores que 1 segundo.


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Ir al índiceLas condiciones de excepción son las siguientes:

• Apertura del doble circuito Ancoa - Jahuel

• Falla en barra K2

• Emisión de orden de apertura de autotransformador Ancoa

• Emisión de orden de activación de Fase 2

• Emisión de orden de apertura de línea Ancoa - Pehuenche

El sistema supervisor deberá ser capaz de indicar las siguientes condiciones de alarma, cuya

velocidad de transmisión requeridas serán las mismas que las solicitadas para una condición de

excepción.

Esquema operado

Esquema inhabilitado indicando el origen de la inhabilitación: por orden local, remota,

manual, automática, etc.

Esquema habilitado y activado

Indicación de esquema próximo a llegar a la condición de “armado”, a activarse cuando la

suma de las transferencias Charrúa - Ancoa y Pehuenche - Ancoa supere el 95% (valor

parametrizable) de la potencia límite programada.

Indicación de esquema “armado” cuando la suma de las transferencias Charrúa - Ancoa y

Pehuenche - Ancoa supere el 100% de la potencia límite programada

Indisponibilidad parcial o total de algún elemento del esquema que esté presentando

problemas

Cualquier evento anómalo detectado en las rutinas de autodiagnóstico del esquema de

protección.

Apertura de Gabinete del esquema de protección.

No se requiere ni exige que el esquema supervisor remoto tenga la capacidad de registros

históricos pero es una característica deseable el que la posea. En caso de que el proveedor la

ofrezca, esta característica no deberá condicionar ninguna de las otras características de

desempeño solicitadas.

Las velocidades propuestas de respuesta consideran que el enlace de comunicación

suministrado por el CDEC entre la S/E Ancoa y sus dependencias deberá tener las mismas o

superiores características de desempeño que un enlace de F.O. dedicado.


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Conexión al SCADA

El proveedor del esquema suministrará una puerta de comunicación hacia el SCADA del

CDEC, con protocolo ICCP, cuyas principales funciones serán de supervisión de la visualización de

la operación del esquema de protección.

La información entregada por esta puerta de comunicaciones será de funcionamiento

permanente.

El proveedor debe suministrar una lista detallada de las capacidades de la información

entregada a través de esta puerta de comunicación pero al menos deberá ser capaz de informar lo

siguiente:

• Magnitud de todas las variables análogas adquiridas por el esquema de protección.

• Condición de todas las variables de estado de entrada y salida incluyendo la condición de

orden de activación de la Fase 2.

• Condición de operación del esquema de protección (Armado, Activado, Operado, con falla,

fuera de servicio).

9.3.6 Sincronía Satelital

El esquema de protección propuesto por el proveedor deberá disponer de un sistema de

sincronía satelital independiente basado en su propio GPS, tal que permita que los registros de las

variables de estado y análogas del esquema queden con estampas de tiempo con resolución y

precisión de ±1 milisegundo.

En caso de falla en la antena del sistema GPS o en caso de problemas con los satélites, la

unidad de sincronía deberá poseer y continuar funcionando con un reloj interno y así mantener la

estampa de tiempo con resolución de ±1 milisegundo y cuya deriva no sea mayor a 3 segundos

diarios.

Este reloj interno de la unidad de control deberá sincronizarse automáticamente al reloj

externo basado en el GPS cuando este último esté en servicio.

Si falla la unidad de sincronía satelital, la unidad de control deberá tener su propio reloj de

tiempo real con resolución de 1 milisegundo y deberá funcionar en forma autónoma manteniendo

una deriva no superior a 3 segundos diarios a temperatura ambiente.

9.3.7 Procesamiento

El procesamiento de las señales adquiridas será ejecutado completamente por una única

unidad de control de acuerdo al esquema mostrado en la figura 8.26.


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Ir al índiceEsta unidad de control deberá estar desarrollada sobre la base de equipos de computación,

tales como RTU, PLC, Embedded PC, ASIC, DSP´s o una integración de ellos.

Estos equipos deberán ser tecnologías probadas y de uso demostrable en subestaciones

eléctricas.

La unidad de control de este esquema de protección deberá al menos tener las siguientes

capacidades:

• Capacidad de HW de I/O ampliables en un 20% para soportar futuras modificaciones.

• Capacidad de incluir y ejecutar nuevos programas ampliables a un 50%

• Basado en un sistema operativo multitarea o que permita ejecutar tareas en forma

simultánea. Así, la detección de una apertura de una línea es instantánea y no se requiere

esperar una secuencia de programa para detectar dicha apertura.

• Reloj de tiempo real de 1 milisegundo de resolución

• Capacidad para manejar protocolos Modbus, DNP 3.0 y IEC61850 cliente/servidor

GOOSE/MMS

• Capacidad de puertas de comunicación ampliable para permitir interconectividad con los

esquemas de protección de las otras fases del PDCE y con un sistema administrador de

esquemas de protección de las fases de PDCE.

• Capacidad para desarrollar y ejecutar rutinas de autodiagnóstico a todos los elementos

externos a la propia unidad de control, tales como transductores, enlaces de comunicación,

unidad GPS, etc.

• Capacidad de funcionar automáticamente con una unidad de respaldo de energía, la que

podrá ser intregrada en la unidad de control o externa.

• Capacidad de funcionar en modo redundante nativo, es decir, capacidad de estar

conectada a otra unidad funcionando en paralelo y, ante la ocurrencia de la falla de una

unidad, el control sea inmediata e instantáneamente transferido a la otra unidad mediante

un programa en el firmware de la unidad de control (y no en un SW externo). De este

modo, la transferencia del control será instantánea, minimizando la indisponibilidad del

esquema de protección.

• La unidad de control deberá demostrar tener una disponibilidad igual o superior a la

solicitada en la normativa técnica de un 99,5%.


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9.3.8 Otros requerimientos

➢ Considerando lo crítico de la operación de estos esquemas de protección, el impacto de

ellos en la operación de la red y el bajo costo comparativo que representa una segunda

unidad de control frente a al costo de un apagón (blackout), se propone el uso de una

unidad de control de redundancia.

Esta unidad de control deberá funcionar como unidad de respaldo, en modo espejo y en

caliente, es decir, asumirá en forma instantánea el control del esquema de protección ante

la eventualidad de una falla de la unidad principal.

La redundancia de la unidad de control deberá ser nativa, es decir, el fabricante de la

misma deberá proveer en su firmware esta facilidad. La redundancia no podrá

“construirse” a través de programas externos desarrollados para ello.

Esta condición de redundancia solo puede levantarse si el proveedor demuestra, mediante

una memoria de cálculo, que es posible lograr la confiabilidad requerida mediante la

utilización de una sola unidad de control.

➢ La redundancia de la unidad de control principal no debe ser entendida como una

redundancia de CPU. Así expuesto la redundancia solicitada debe ser entendida también

para las puertas de entrada/salida de estado y análogas, de puertas de comunicación, etc.,

asociadas a esta unidad de control de acuerdo a lo que se muestra en la figura 8.26.

➢ La unidad de control principal y de respaldo del esquema de protección estarán

completamente alojadas en un gabinete independiente.

➢ La unidad de control (principal y de respaldo) deberá poseer programas de ejecución

permanente que permitan efectuar un autodiagnóstico de todos los elementos del

esquema de protección.

Las rutinas de autodiagnóstico deberán detectar mal funcionamiento de al menos de los

siguientes elementos:

▪ Transductor de Potencia

▪ Transductor de Corriente

▪ Lectura errónea de contactos de entrada

▪ Falla de unidad de sincronía satelital

▪ Falla en unidad GPS y/o detección de red satelital


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Ir al índice▪ Falla en enlace del supervisor local

▪ Falla en el enlace de comunicaciones del supervisor remoto

▪ Falla en el enlace ICCP hacia el SCADA del CDEC

▪ Fallas en equipos de comunicación (switches, routers, etc.)

▪ Falla en sistema de respaldo de energía

▪ Falla en sistema de energía de alimentación

➢ El esquema de protección deberá tener la capacidad de comunicación sobre protocolo

IEC61850 en modalidad GOOSE, y de desarrollar y cargar nuevos programas para permitir

interactuar con otros esquemas de protección y para interactuar con un eventual

administrador maestro de esquemas de protección.

➢ La redundancia finalmente propuesta por el proveedor del esquema deberá satisfacer la

condición de confiabilidad requerida. La confiabilidad sugerida será la expuesta por la

normativa técnica vigente para los sistemas de monitoreo en tiempo real de un 99,5%.

Esta confiabilidad deberá determinarse empíricamente y el proveedor deberá demostrar,

mediante la respectiva memoria de cálculo, que la redundancia que él propone y que

deberá otorgar a uno o mas componentes del esquema propuesto, satisface la

confiabilidad solicitada.

➢ El proveedor deberá suministrar los programas necesarios para que, mediante la unidad de

supervisión local, y en forma automática, sea posible obtener un único archivo con el

registro histórico de todas las variables con resolución de un milisegundo.

➢ El proveedor del esquema de protección deberá sugerir la forma en que su esquema

reconocerá la incorporación del tercer circuito Ancoa – A. Jahuel. En cualquier caso, y para

efectos de mayor seguridad, dicha forma deberá requerir al menos una modificación en el

hardware (ej: cierre/ apertura de un circuito) además del correspondiente cambio en la

configuración de SW del esquema.

➢ Se propone que la señal de activación de la fase 2 del PDCE se ejecute a través de un

enlace de onda portadora que esté disponible en la línea de transmisión Ancoa - Charrúa.


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9.4 Validez

El esquema de control propuesto tiene validez hasta la incorporación del segundo

autotransformador Ancoa 500/220kV, luego del cual las tres contingencias extremas analizadas

pueden ser controladas por el sistema, sin la necesidad de esquemas de control específicos.

Se espera para esas instancias una configuración topológica como la siguiente:

K1

CHARRÚA

ANCOA

A. JAHUEL

POLPAICO

K2

L1L2L3

G

Itahue

PehuencheLoma Alta

9.5 Estimación de plazos de implementación

El siguiente esquema presenta el cronograma propuesto para las etapas requeridas para la

implementación de esta fase 4 del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas.

Mes → 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10ActividadGestión de actividades con mandante y coordinadosGestión de proveedoresIngeniería total del Proyecto (incluye memoria de confiabilidad)Desarrollo de Programas para Unidad de ControlDesarrollo de Programas para Supervisor remotoDocumentación de pruebas del proyectoDesarrollo de Pruebas FAT/SATCapacitaciónDocumentación de operación y mantenimiento del proyectoMontaje, configuración y Puesta en Marcha del esquemaMontaje, instalación, fusión y pruebas FO

Actividad en cursoFinalización de la Actividad


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Ir al índice9.6 Estimación de costos de implementación

A partir de los requerimientos de componentes establecidos en los apartados previos, se

realiza una estimación de costos para la implementación del esquema.

Componente Cantidad Unitario Unidad Total

Transductor de corriente 3 1800 USD 5400

Transductor de potencia 4 1800 USD 7200

Unidad de Control + I/O 2 27000 USD 54000

Licencias 2 7000 USD 14000

Unidad de Sincronía + Antena 1 3000 USD 3000

Subsistemas de Comunicación (Remoto, Local y SCADA) 3 14000 USD 42000

Supervisor (HMI)Equipos y licencias 1 12000 USD 12000

Gabinetes y accesorios 1 10000 USD 10000

Equipos de energía de alimentación 1 6000 USD 6000

F.O. Dieléctrica (sólo suministro) local 5 USD x

Canalizaciones ymateriales de montaje 1 45000 USD 45000

SubTotal en USD 198600

Repuestos Críticos - 25 % 49650

Total en USD 248250

Las principales tareas a efectuar por el proveedor del esquema para la implementación del

proyecto se resumen a continuación:

• Gestión de actividades con el CDEC-SIC y coordinados

• Gestión de proveedores

• Ingeniería de detalle del proyecto

• Desarrollo de programas

• Desarrollo de pruebas

• Documentación de operación y mantenimiento del proyecto

• Montaje, configuración y Puesta en Marcha del esquema

Debe entonces considerarse dentro del costo total de la implementación del plan de defensa

la valorización de los recursos humanos necesarios los cuales deben ser estimados por el

proveedor del esquema.


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10 Apéndice - Condición topológica adicional

Adicionalmente al análisis realizado para las topologías esperadas e informadas de forma

oficial, se analiza una condición topológica adicional para la fecha de puesta en servicio del tercer

circuito entre las SS/EE Ancoa y Alto Jahuel 500kV.

Los escenarios analizados en este punto consideran, a diferencia de los previsto, que la obra

de interconexión entre las subestaciones Ancoa y Colbún 220kV permanece operativa luego de la

puesta en servicio del tercer circuito de 500kV.

Teniendo en cuenta esta topología, se analiza en primer lugar los limites operativos y luego

cada una da las contingencias extremas que forman parte de este estudio.

10.1 Límites Operativos

Ante esta nueva topología considerada se debe evaluar la redistribución de potencias a

través de la resolución del flujo de cargas. La principal problemática relacionada con esta nueva

configuración radica en la permanencia de un circuito de 500kV al producirse la salida de servicio

de dos de los circuitos paralelos.

Tal como fue analizado para la topología de Febrero de 2013, los escenarios de mayor

criticidad resultan aquellos que poseen transferencias máximas en sentido Sur → Norte. La

siguiente figura muestra el resultado del flujo de potencia para condiciones de máxima

transferencia por Charrúa - Ancoa y máximo despacho de las centrales presentes en la zona de

influencia considerando operativa la interconexión Colbún-Ancoa.


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CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

ITAHUE 220kV

COLBUN 220kV

CANDELARIA 220kV

MAIPO 220kV

A. JAHUEL 220kV

ITAHUE 154kV

A. JAHUEL 154kV

Sistema 500kV

Sistema 220kV


Loma Alta

G ColbúnMachicura

GCandelaria

Sur del SIC

1360 MW

99 MW126 MW

576 MW

500 MW

TINGUIRIRICA 154kV

215 MW

588 MW

560 MW

260 MW

Flujo Máximoadmisible

Flujo admisible

208 MW

1687 MW

Figura 10.1 - Distribución de flujos. Máxima trasferencias Sur→Norte

El despacho de las unidades resulta similar al utilizado para la topología previa del sistema

(ver figura 3.1). Esta nueva configuración permite reducir levemente la carga de los sistemas

paralelos de 220kV y 154kV, obteniéndose una mejor redistribución de flujos.

La distribución de flujos Sur → Norte (Charrúa - Ancoa + Centrales Pehuenche y Loma

Alta) para el escenario mostrado en la figura 10.1 resulta aproximadamente la siguiente:

• Ancoa – Alto Jahuel 500kV: 87%

• Ancoa - Colbún 220kV: 5%

• Ancoa – Itahue 220kV: 8%

Esto indica que el 87% de la potencia que proveniente de Charrúa + la potencia generada

por Pehuenche y Loma Alta, fluye hacia Alto Jahuel por el triple circuito de 500kV.

Como siempre, debe tenerse en cuenta que el escenario maximiza la transferencia por el

sistema de 500kV, representado una condición crítica ante la ocurrencia de la doble contingencia.


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10.2 Contingencia Extrema 1: Falla Barra Ancoa K1

La falla en la barra K1 provoca que entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel quede

vinculado sólo un circuito de 500kV, y el transformador Ancoa 500/220kV se mantenga operativo.

Tal como se determinó en el análisis con el cable Colbún-Ancoa fuera de servicio, las

sobrecargas registradas en el tramo de línea sano entre Ancoa y Alto Jahuel para el escenario

extremo eran de aproximadamente 18%. La permanencia del cable Colbún-Ancoa permite aliviar

la condición mencionada debido a la posibilidad de circulación de potencia desde Pehuenche hacia

el sistema de 220kV de Colbún.

En las siguientes figuras se puede apreciar que la respuesta es similar a la analizada para

esta misma falla con la topología previa al triple circuito la cual representa una condición de

impacto prácticamente nulo para el sistema en el escenario de mayor criticidad.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,00

120,00

90,00

60,00

30,00

0,00

-30,00

Ancoa - Polpaico 500 kV: Carga Linea Ancoa-Alto JahuelCCSS M 1: Carga Capacitor Serie

Carga = 100%

101.97 %101.97 %

82.70 % 82.70 %

Estudio PDCE Fases 4 y 5 Linea_500kV

Date: 3/27/2012

Annex: /28

DIg

SIL

EN

T

Figura 10.2 - Falla Barra K1 Ancoa – Carga en circuito sano con topología futura


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30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 3/27/2012

Annex: /8

DIg

SIL

EN

T

Figura 10.3 - Falla Barra Ancoa K1, con topología futura


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10.3 Contingencia Extrema 2: Falla Barra Ancoa K2

La falla en la barra K2 provoca que entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel queden

vinculados dos circuitos de 500kV, mientras que se desvincula el autotransformador Ancoa

500/220kV.

Tal como se detalló en el punto 7.4.1, el recurso necesario ante esta contingencia consistía

en la desvinculación de la generación de las centrales Pehuenche y Loma Alta para evitar colapsos

debido a la incapacidad del sistema de 154kV para exportar la potencia generada.

Claramente esta condición mejora notoriamente ante la topología actualmente analizada. Al

encontrarse operativo el cable Colbún-Ancoa la generación de las mencionadas centrales puede

exportarse sin inconvenientes dado que la capacidad de ambos sistemas supera largamente el

máximo aporte de potencia disponible. De esta forma, al producirse la contingencia la salida de

servicio del autotransformador, la generación de Pehuenche y Loma Alta se redirigirá hacia el

centro de carga del sistema a través de los sistemas paralelos de 220kV y 154kV.

La figura 10.4 muestra la evolución del sistema ante una falla en la barra K2 considerando

la topología adicional. Tal como pude observarse, ante el escenario más crítico el cual posee

máximas transferencia Charrúa-Ancoa y Pehuenche-Ancoa, el impacto sobre el sistema es nulo

sin que resulte necesario la acción de recursos estabilizantes.


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30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,140

0,980

0,820

0,660

0,500


Y = 1,03 p.u.

Y = 0,97 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 0,95 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

1,300

1,100

0,900

0,700

0,500

0,300


Y = 0,95 p.u.

Y = 1,05 p.u.

Y = 1,20 p.u.

Y = 0,70 p.u.

Y = 1,10 p.u.

Y = 0,90 p.u.

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

150,0

90,00

30,00

-30,00

-90,00

-150,0


Y = 120,00 deg

Y =-120,00 deg

30,024,018,012,06,00-0,00 [s]

53,00

52,00

51,00

50,00

49,00

48,00


f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

f = 52Hz


Date: 3/27/2012

Annex: /8

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SIL

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T

Figura 10.4 - Falla Barra K2 Ancoa – Topología futura

Esta contingencia no provoca mayores inconvenientes en el sistema, principalmente por dos

razones:

– la nueva vinculación Colbún - Ancoa 220kV permite exportar la generación de las centrales

Pehuenche y Loma Alta sin problemas ante la apertura del autotransformador Ancoa.


160/168


Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índiceObsérvese que esta condición no se da únicamente ante la ocurrencia de la contingencia

extrema sino también ante la apertura del autotransformador de Ancoa.

– criterio de operación N-1 con el que debería operar el doble enlace Charrúa - Ancoa 500kV,

dado que la pérdida de uno de los circuitos hace que la carga se transfiera

automáticamente al circuito paralelo.

En el vínculo Ancoa - Alto Jahuel no se presentan problemas, dado que permanece operando

con dos circuitos de línea.


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10.4 Contingencia Extrema 3: Falla Ancoa – Alto Jahuel 2x500kV

Como fue analizado para las fallas en las barras de la S/E Ancoa, se presenta a continuación

el análisis de falla en dos de los circuitos Ancoa – Alto Jahuel 500kV, considerando la topología

adicional analizada. En primer lugar se realiza un análisis estático de la contingencia y luego el

estudio dinámico.

Análisis estático

La nueva configuración topológica hace que luego de ocurrida la mencionada contingencia,

las barras de Ancoa y Alto Jahuel 500kV permanezcan vinculadas a través de un único circuito de

línea.

CHARRÚA 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 2

Circuitos en Falla

Circuitossano

Figura 10.5 - Simulación de la doble contingencia

Se tiene en cuenta para este análisis que los circuitos de línea involucrados poseen distinta

capacidad: Los circuitos denominados L2 y L3 (nuevo) poseen una capacidad de 1800MVA,

mientras que el circuito L1 posee una capacidad de 1500MVA, a 25º de temperatura ambiente y

con sol.

Como primer instancia se considera el análisis sobre la base de flujos de potencia,

considerando abiertas los circuitos L2 y L3 entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel. Las

condiciones resultantes son de características similares a la falla en barra Ancoa, donde se

pierden dos de los tramos de línea de 500kV.


162/168


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CHARRÚA 500kV

POLPAICO 500kV

ANCOA 220kV

Sur del SIC

Barra 1

CHARRÚA 500kV

ANCOA 500kV

A. JAHUEL 500kV

POLPAICO 500kV

Sur del SIC

Barra 2

667MW 669MW

1477MW

141MW

L1L2L3Linea 97%

Capacitor 101%

Figura 10.6 - Análisis Estático – Apertura Circuitos L2 y L3

Como puede verse, ante la condición más crítica de despacho, la línea que permanece en

servicio queda en condiciones de operación de emergencia, sin que se sobrepasen a límites

inadmisibles los niveles de carga del conductor y del capacitor serie.


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Análisis dinámico

Los eventos a simular se resumen en la siguiente tabla.

Tiempo de

simulaciónEventos

0,00 seg .. Inicio de la simulación

1,00 seg

.. Cortocircuito bifásico franco a tierra en línea Ancoa-Alto Jahuel L1 extremo Ancoa.

polifásico. Puenteo de los capacitores serie de las lineas Charrúa-Ancoa y Ancoa – Alto

Jahuel

1,12 seg

Apertura de los interruptores de las líneas L3 y L2 Ancoa-Alto Jahuel 500kV.

Despeje del Cortocircuito.

.. Apertura puente capacitores serie Charrúa – Ancoa y circuito sano Ancoa – Alto

Jahuel

Tabla 10.1 - Eventos de Simulación Falla 2x500 Ancoa-Alto Jahuel

Obsérvese que los circuitos disparados corresponden al 2 y 3, quedando en servicio el 1 que

posee menor capacidad.

La respuesta posee gran similitud con la pérdida de la barra Ancoa K2, la cual provoca que

parte de la potencia proveniente desde el sur se redistribuya hacia el circuito sano. Al igual que la

mencionada contingencia, la principal problemática está relacionada con la carga del circuito

sano, por lo que debe verificarse su comportamiento.

En las siguientes figuras se muestran las evoluciones de variables representativas del

sistema, de las que puede observarse una respuesta satisfactoria:

➢ El sistema logra un correcto amortiguamiento luego de ocurrida la contingencia (ver figura

10.6).

➢ La carga del conductor permanece por debajo de su capacidad de régimen permanente

(ver figura 10.7).

➢ El capacitor serie de la línea permanece con valores levemente superiores a su capacidad

nominal de régimen permanente (<3%), por lo que se destaca:

◦ las leves sobrecargas registradas sobre el CCSS, respecto a su capacidad de régimen

permanente, se producen para la condición operativa más crítica.

◦ en caso que se presente un escenario más crítico, no contemplado en este estudio,


sobrecargas de aprox. un 35%, por un tiempo de 30 minutos. Esto implica más de un

30% de margen de seguridad.


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Ir al índice◦ 30 minutos se considera un tiempo suficiente para restablecer manualmente una


➢ El cable Colbún-Ancoa permite reducir la sobrecarga de un máximo de 18% a un máximo

de 3% debido a la redistribución de flujos por este elemento.

19,99215,99411,9957,99683,9984-0,0000

1,3000

1,1400

0,9800

0,8200

0,6600

0,5000

Anc\K1: T ensión en pu (Base 510 kV)AJah\K1: T ensión en pu (Base 500 kV)Pol \K1: T ensión en pu (Base 500 kV)

Y = 1,030 p.u.

Y = 0,970 p.u.

Y = 1,200 p.u.

Y = 1,050 p.u.

Y = 0,950 p.u.

19,99215,99411,9957,99683,9984-0,0000

1,3000

1,1400

0,9800

0,8200

0,6600

0,5000

Pol \J1: T ensión en pu (Base 224 kV)AJah\J1: T ensión en pu (Base 224 kV)Anc\J1: T ensión en pu (Base 224 kV)CNav\J1: T ensión en pu (Base 224 kV)Qui l l \J1: T ensión en pu (Base 226 kV)SLuis\J1: T ensión en pu (Base 228 kV)M aite \J1: T ensión en pu (Base 226 kV)DdA\J: Tensión en pu (Base 224 kV)

Y = 0,950 p.u.

Y = 1,050 p.u.

Y = 1,200 p.u.

Y = 0,700 p.u.

Y = 1,100 p.u.

Y = 0,900 p.u.

19,99215,99411,9957,99683,9984-0,0000

150,00

90,000

30,000

-30,000

-90,000

-150,00

Generador Nehuenco II T G: Rotor AngleGenerador Pehuenche 1: Rotor AngleGenerador Rapel 1: Rotor AngleGenerador San Isidro T G: Rotor AngleGenerador Colbun 1: Rotor AngleGenerador Nueva Renca TG: Rotor AngleGenerador Nueva Ventanas: Rotor AngleGenerador Guacolda 1: Rotor AngleGenerador T al tal 1: Rotor Angle

Y =120,000 deg

Y =-120,000 deg

19,99215,99411,9957,99683,9984-0,0000

51,00

50,50

50,00

49,50

49,00

48,50

48,00

Anc\K1: Electrical FrequencyAJah\K1: Electrical FrequencyPol \K1: Electrical FrequencySLuis\J1: Electrical FrequencyM ai te\J1: Electrical FrequencyDdA\J: Electrical Frequency

f = 51 Hz

f = 49 Hz

f = 48.3 Hz

Estudio PDCE Fases 4 y 5 02-SIST EM A NORTE

Date: 3 /21/2012

Annex: /6

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SIL

EN

T

Figura 10.7 - Variables Sistémicas


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20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

120,00

100,00

80,00

60,00

40,00

20,00

Alto Jahuel - Reacto 500 kVr L1: Loading in %

Y = 100,00 %

19.08 s 97.64 % 19.08 s 97.64 %

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

150,00

120,00

90,00

60,00

30,00

0,00

-30,00

CCSS M 3(1): Loading in %

Y = 100,00 %

19.47 s102.25 % 19.47 s102.25 %

20,016,012,08,004,00-0,00 [s]

200,00

160,00

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00

Ancoa 1 525/220kV_750MVAx4: Loading in %

Y = 100,00 %

0.48 s 51.39 % 0.48 s 51.39 %

19.57 s 21.92 % 19.57 s 21.92 %

Estudio PDCE Fases 4 y 5 SubPlot(1)

Date: 3/16/2012

Annex: /30

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Figura 10.8 - Carga de Elementos Críticos


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10.5 Conclusiones

De los análisis realizados para cada contingencia considerando una topología adicional a la

esperada se pueden obtener las siguientes conclusiones:

• La permanencia de la interconexión Colbún-Ancoa 220kV ante la puesta en servicio del

tercer circuito Ancoa-Alto Jahuel resulta beneficiosa, al menos para todas las contingencias

estudiadas en este informe.

• Ante fallas en la barra K1 de la subestación Ancoa 500kV para el escenario más crítico se

registran leves sobrecargas (<3%) en el circuito sano de 500kV entre Ancoa y Alto Jahuel.

El cable Colbún-Ancoa permite evacuar parte de la potencia generada por las centrales

Pehuenche y Loma Alta disminuyendo la carga final del circuito de 500kV.

• Ante falla en la barra K2 se registra la principal ventaja de mantener la interconexión de

220kV en servicio. Se evidencia que con la topología considerada no se requiere la toma

de acciones post-contingencia resultando en un impacto sistémico prácticamente nulo. La

posibilidad de evacuación de la potencia de generación de Pehuenche y Loma Alta a través

de los sistemas paralelos de 220kV y 154kV disminuyen notoriamente la criticidad de la

contingencia.

• Ante falla en dos circuitos de 500kV entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel, los

resultados registrados son similares a los obtenidos ante fallas en la barra K1. En esta falla

también se evidencia la importancia del vínculo de 220kV.


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Documents

Estudio de Detalle para PDCE Fase 4 - Coordinador · Informe Final Proyecto EE-2011-009 Informe Técnico EE-ES-2012-234 Revisión B ... – La operación en paralelo de los sistemas