Embed Size (px)
Citation preview
ElectroNet Consultores Ltda.
10 de Diciembre 2015
ESTUDIO ESQUEMA DE MITIGACIÓN PARA FALLA EN SECCIÓN 2 BARRA 220 kV SUBESTACIÓN
CHARRÚA
INFORME FINAL rev
Las Urbinas 53, Of. 43 Providencia, Santiago, Chile Cod.Postal: 751-0093 (562) 2334 1400 (562) 2334 1401 (562) 2334 1402
www.electronet.cl e-mail: [email protected]
1
Índice
1. RESUMEN EJECUTIVO ....................................................................................................................... 1
2. ANTECEDENTES ................................................................................................................................. 2
3. ANÁLISIS DE LA CONTINGENCIA PARA DEFINICIÓN DE ESCENARIOS DE ESTUDIO .............. 2
3.1. Zona de Concepción .............................................................................................................. 2
3.2. Zona de Parral - Los Ángeles ................................................................................................ 6
4. METODOLOGÍA UTILIZADA PARA DEFINIR LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN ...................... 7
4.1. Metodología ........................................................................................................................... 7
4.2. Curvas de carga de las zonas afectadas .............................................................................. 8 4.2.1. Zona de Concepción ........................................................................................................ 9
4.2.2. Zona de Parral - Los Ángeles ......................................................................................... 11
5. DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN ................................................................... 13
5.1. Zona de Concepción ............................................................................................................ 13
5.2. Zona Parral – Los Ángeles .................................................................................................. 15
6. DISEÑO CONCEPTUAL DEL ESQUEMA DE MITIGACIÓN ............................................................ 18
6.1. Diseño General .................................................................................................................... 18
6.2. Metodología y diseño de los escalones del EDAC .............................................................. 19
6.3. Lógica de pre contingencia .................................................................................................. 23
6.4. Lógica de postcontingencia ................................................................................................. 25
6.5. Ubicación de elementos de medida y actuación del esquema de mitigación ...................... 27
6.6. Tiempos de actuación del EDAC ......................................................................................... 29
7. SIMULACIONES DE LA CONTINGENCIA Y DESEMPEÑO DEL ESQUEMA DE MITIGACIÓN .... 30
7.1. Base de Datos DigSilent ...................................................................................................... 30
7.2. Bases para las simulaciones de la contingencia .................................................................. 30
7.3. Escenarios simulados .......................................................................................................... 31
7.4. Resultados de las simulaciones ........................................................................................... 32
7.5. Conclusiones de las simulaciones de la Zona de Concepción ............................................ 32
8. SIMULACIONES DE LA RECUPERACIÓN DEL SERVICIO EN ZONA DE PARRAL – LOS ÁNGELES. ................................................................................................................................................ 33
8.1. Escenarios simulados .......................................................................................................... 33
8.2. Resultados de las simulaciones ........................................................................................... 33
2
8.3. Conclusiones de las simulaciones de la zona Parral – Los Ángeles ................................... 34
9. DISEÑO FÍSICO DEL ESQUEMA DE MITIGACION.......................................................................... 34
9.1. Descripción General ............................................................................................................ 34
9.2. Equipamiento Estación Maestra .......................................................................................... 35
9.3. Estación Remota de Actuación EDAC ................................................................................. 37
9.4. Estación Remota de Monitoreo............................................................................................ 40
10. FUNCIONALIDADES DE LAS ESTACIONES ................................................................................... 41
10.1. Estación Maestra ................................................................................................................. 41 10.1.1. Archivo histórico ............................................................................................................. 41
10.1.2. Interfaz usuario ............................................................................................................... 41
10.1.3. Conexión con el CDEC .................................................................................................. 41
10.1.4. Consola Remota para TRANSELEC .............................................................................. 42
10.2. Estación Remota Actuación EDAC ...................................................................................... 42
10.3. Estación Remota de Monitoreo............................................................................................ 42
11. SERVICIOS ......................................................................................................................................... 42
11.1. Telecomunicaciones ............................................................................................................ 42
11.2. Equipamiento actual de las Subestaciones involucradas .................................................... 43
11.3. Modificación a realizar en los equipamientos de protección y control existentes ................ 43
11.4. Características del sistema de monitoreo ............................................................................ 43
12. IMPLEMENTACION DEL ESQUEMA ................................................................................................ 43
12.1. Valorización del esquema .................................................................................................... 43
12.2. Plan de implementación....................................................................................................... 44
1
ESTUDIO ESQUEMA DE MITIGACIÓN PARA FALLA
EN SECCIÓN 2 BARRA 220 kV SUBESTACIÓN CHARRÚA
INFORME FINAL
1. RESUMEN EJECUTIVO
El Informe DO “Evaluación de fallas de Severidad 8 y 9 en el SIC” de Agosto de 2015 ha concluido que una falla en la sección 2 de la barra de 220 kV de la Subestación Charrúa puede originar sobrecargas en la línea 1x220 kV Charrúa – Hualpén y provocar una pérdida de suministro en la zona de Concepción y en la zona que se extiende desde Parral hasta Collipulli. Para evitar la pérdida del 100% de estas demandas, es necesario realizar desconexiones controladas de consumos en la Zona de Concepción, y la desconexión de los consumos de Charrúa, Los Ángeles, Chillán y Parral. Estas conclusiones y las disposiciones de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio han originado la necesidad de desarrollar un Esquema de Mitigación que minimice las consecuencias de esta falla evitando un apagón total de la zona de Concepción. Por su parte, los consumos de la zona Parral – Los Ángeles que han debido desconectarse, pueden ser recuperados utilizando las unidades a gas de la Central Yunga y de dos o tres unidades de la Central Abanico. Para la Zona de Concepción se ha diseñado un Esquema de Mitigación basado en una unidad maestra inteligente residente en la Subestación Charrúa, cinco unidades remotas de actuación ubicadas en subestaciones de la Zona de Concepción y dos unidades de monitoreo ubicadas en centrales de dicha zona. El diseño conceptual del Esquema se basa en la determinación continua de la demanda de la Zona de Concepción por medio de información de las transmisiones desde Charrúa hacia Concepción y de la generación interna a esa zona, de modo de tener predefinidas las acciones a tomar en caso de ocurrir la contingencia en la barra de 220 kV de Charrúa. Se comprobó la eficacia de la lógica de control del Esquema de Mitigación por medio de simulaciones dinámicas del comportamiento del sistema eléctrico en diverso escenarios de demanda y generación interna de la Zona de Concepción, los que se seleccionaron por ser los más críticos en cuanto a nivel de sobrecarga resultante en la línea de 220 kV Charrúa – Hualpén. El tiempo de actuación del Esquema se ha especificado en 180 mseg, si bien se verificó su eficacia hasta 360 mseg. El presupuesto de inversión del Esquema se ha estimado en US$ 780.000, con un costo mensual por arriendo de enlaces de comunicaciones de UF 240.
2
El plazo de implementación se estima en 8 meses.
2. ANTECEDENTES
El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) ha encargado a ElectroNet Consultores Ltda. los estudios necesarios para evaluar la factibilidad de desarrollar e implementar un esquema automático de mitigación que permita evitar un Apagón Parcial (10%< pérdida <70% de la demanda presente en el momento de la falla) en caso de ocurrir una falla de Severidad 9 en la sección 2 de la barra de 220 kV de la Subestación Charrúa.
La desconexión de esta sección de la barra de 220 kV implica la apertura automática de 14 interruptores.
La Dirección de Operación del CDEC ha desarrollado un análisis cuyos resultados se resumen en el Informe DO “Evaluación de fallas de Severidad 8 y 9 en el SIC” de Agosto de 2015, el cual concluye que, en el caso de falla de la sección 2 de la barra de 220 kV de la Subestación Charrúa, y en situaciones de demandas medias y altas coincidentes con baja generación en la zona de Concepción, se origina una sobrecarga en la línea 1x220 kV Charrúa – Hualpén y una pérdida de suministro en las zonas de Concepción, Parral y Los Ángeles. Esta línea tiene una protección de sobrecarga que opera con 388 MVA. El análisis estático postcontingencia presentado en el Informe citado indica que se produce un colapso de tensión a partir de transferencias mayores a 350 MW por la línea de 220 kV Charrúa – Hualpén, lo que provoca la pérdida total de las demandas de Concepción (alrededor de 570 MW), y de las ubicadas entre Parral y Los Ángeles (260 MW), es decir, un total de 830 MW. Para evitar la pérdida del 100% de estas demandas, es necesario realizar desconexiones controladas de consumos en la Zona de Concepción, y la desconexión de los consumos de Charrúa, Los Ángeles, Chillán y Parral. Una vez asegurada una condición de operación estable en términos de niveles de tensión y flujos por las líneas de transmisión, se podrá iniciar controladamente la recuperación de los consumos desconectados por medio de la puesta en marcha de unidades de emergencia, de otras centrales que hayan salido de servicio y finalmente por la recuperación de la sección 2 de la barra de 220 kV de la Subestación Charrúa.
3. ANÁLISIS DE LA CONTINGENCIA PARA DEFINICIÓN DE ESCENARIOS DE ESTUDIO
3.1. Zona de Concepción
El estudio de la DO demuestra que en determinadas condiciones de demanda y generación interna en esta zona, la actuación de la protección diferencial de la sección 2 de la barra de 220 kV de la Subestación Charrúa representa un riesgo cierto de caída total de servicio en la zona que se extiende desde Parral hasta Los Ángeles, incluyendo las zonas de Charrúa y Concepción.
3
Por lo tanto, las primeras medidas deben orientarse a evitar el riesgo de desconexión de la línea de 220 kV Charrúa – Hualpén por colapso de tensión o por sobrecarga. La medida inmediata para ello debe tomarse localmente en la misma Subestación Charrúa, mediante la apertura de los interruptores de 154 kV A10 a Concepción, A2 a Monterrico y Parral, A6 a Chillán, A9 a Los Ángeles y A5 y A7 de los transformadores 154/66 kV, con lo cual se logra una primera reducción inmediata en el nivel de la transmisión Charrúa - Hualpén.
Si el nuevo nivel de transmisión es inferior a la capacidad de la línea a la temperatura ambiente imperante, no habrá riesgo de pérdida de servicio en la zona de Concepción, y las acciones siguientes deberán concentrarse en la recuperación, total o parcial, de las demandas de la zona Parral – Los Ángeles.
Si el nuevo nivel de transmisión excede la capacidad de la línea, será necesario desconectar cargas en la zona de Concepción. Dado que la modificación de las variables eléctricas entre los momentos previos y posteriores a la falla de la barra de Charrúa no permitirá una adecuada selectividad en este proceso de reducción de consumos, ella deberá realizarse por medio de un esquema “inteligente” que determine el monto de demanda a desconectar y su ubicación, y la desconexión de carga deberá hacerse por medio de órdenes directas de desenganche a los interruptores de los alimentadores correspondientes.
El monto de desconexión de consumos será variable dependiendo de la demanda y de la generación local en la zona de Concepción, lo que origina múltiples escenarios cuyo análisis se presenta en el punto 4 del presente Informe. En los diagramas unilineales simplificados siguientes se muestran las etapas por las que pasará el sistema de la zona de Concepción en los momentos anteriores y posteriores a la ocurrencia de la contingencia.
4
Diagrama 1. Estado precontingencia
Charrúa 220 kV
S3 S2
Charrúa 154 kV
Parral 154 kV
Chillán 154 kV Los Ángeles 154 kV
Alonso de Ribera
Concepción
Talcahuano
Bocamina 2
San Vicente
Hualpén
Lagunillas
Coronel
Bocamina 1
5
Diagrama 2. Estado con contingencia
n
Charrúa 220 kV
S3 S2
Charrúa 154 kV
Parral 154 kV
Chillán 154 kV Los Ángeles 154 kV
Alonso de Ribera
Concepción
Talcahuano
Bocamina 2
San Vicente
Hualpén
Lagunillas
Coronel
Bocamina 1
6
Diagrama 3. Medidas inmediatas
3.2. Zona de Parral - Los Ángeles
La apertura de los interruptores de la barra de 154 kV de la Subestación Charrúa implica la pérdida total de los consumos de la zona que se extiende desde Parral por el norte hasta Collipulli por el sur. Esta situación difiere de la de la zona de Concepción, en la cual es posible mantener el servicio de parte de los consumos. El problema es por lo tanto uno de recuperación del servicio, que se puede resolver poniendo en servicio la Central Yungay, cuyas cuatro turbinas de gas totalizan 204 MW (3x55+1x39 MW), las que pueden energizar la barra de 154 kV de la Subestación Charrúa. A esta capacidad se suman las unidades de la Central Abanico que hayan estado en operación en el momento de la falla, las que agregarían al menos 40 MW adicionales. Se dispondrá así de unos 244 MW de generación conectada a la barra de 154 kV de Charrúa, que permitiría
Charrúa 220 kV
S3 S2
Charrúa 154 kV
Parral 154 kV
Chillán 154 kV Los Ángeles 154 kV
Alonso de Ribera
Concepción
Talcahuano
Bocamina 2
San Vicente
Hualpén
Lagunillas
Coronel
Bocamina 1
7
recuperar una proporción importante de las demandas de la zona Parral – Los Ángeles, que actualmente totalizan una demanda coincidente de 315 MW. Se hace notar que la recuperación del servicio en la forma descrita creará una isla con las centrales Yungay y Abanico y las demandas de la zona Parral – Collipulli, por lo que en una etapa posterior de normalización del sistema, esta isla deberá sincronizarse con el resto del SIC para lo cual deberá analizarse la ubicación actual de los puntos de sincronización disponibles, o eventualmente instalar un nuevo equipo de sincronización en el punto más adecuado para estos fines. En el diagrama unilineal simplificado siguiente se muestra el esquema de recuperación de servicio de esta zona.
Diagrama 4. Recuperación de servicio Zona Parral – Los Ángeles
4. METODOLOGÍA UTILIZADA PARA DEFINIR LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN
4.1. Metodología
Habida consideración de las consecuencias de esta falla y de las medidas automáticas que deben ser diseñadas e implementadas para evitar un apagón parcial, es necesario definir un conjunto de escenarios que representen el universo de situaciones que pueden estar presentes en el SIC al momento de ocurrir la contingencia. Estos escenarios deben reflejar la topología normal de operación de la red eléctrica, los niveles de demanda y la generación posible de estar presente al interior de las áreas afectadas por la contingencia. En relación con las demandas se ha determinado para cada zona afectada:
Abanico Yungay
Charrúa 154 kV
Parral 154 kV
Chillán 154 kV Los Ángeles 154 kV
Transf 154/66 kV
8
Las curvas horarias de demanda diaria para tres días típicos mensuales y cuatro épocas del año:
o Verano: mes de Enero, día laboral, día Sábado, día Domingo. o Otoño: mes de Marzo, día laboral, día Sábado, día Domingo. o Invierno: mes de Julio, día laboral, día Sábado, día Domingo. o Primavera: mes de Noviembre, día laboral, día Sábado, día Domingo.
En relación con la generación al interior de cada zona afectada:
Para cada condición de demanda se considera generación máxima, media y nula presente al momento de ocurrir la contingencia. Esta situación tiene especial relevancia en la zona de Concepción, en relación con el despacho de las centrales térmicas Bocamina 1 y 2. Además, en esta zona hay una capacidad importante, aproximadamente 80 MW, de centrales de Biomasa y cogeneradoras cuya presencia post contingencia puede depender de factores tales como la variación de tensión que se produzca como consecuencia de la contingencia y los medios de soporte de potencia reactiva de que se dispone y se encuentren presentes, lo que agrega nuevos “sub escenarios” en estos casos.
En la zona de Parral - Los Ángeles hay PMGD hidroeléctricos pequeños, PMG hidroeléctricos, parques eólicos y centrales de Biomasa cuyo aporte postcontingencia se ha considerado nulo.
4.2. Curvas de carga de las zonas afectadas
La determinación de las curvas de carga se ha basado en la información contenida en los
siguientes archivos:
Informes Operación real diaria: generación, transmisiones, demandas.
Datos de SCADA del Centro de Control del CDEC-SIC.
La demanda de las curvas de carga determinadas para el presente año 2015 se ha incrementado en las tasas de crecimiento del Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo de Corto Plazo del mes de Octubre de la Comisión Nacional de Energía. Para cada zona se han aplicado las siguientes tasas de crecimiento:
Tabla 1
ITPN 2016 2017 2018
Zona de Concepción SIC Concepción 2,96% 2,81% 4,25%
Zona de Los Ángeles SIC Sur 3,30% 3,04% 4,21%
Zona de Charrúa SIC Sur 3,30% 3,04% 4,21%
Zona de Chillán - Parral SIC Sur 3,30% 3,04% 4,21%
9
4.2.1. Zona de Concepción La curva de carga horaria se ha obtenido como:
Tabla 2
Transmisiones Fuente
Charrúa – Concepción 220 kV Informe Operación Real diaria
Charrúa – Hualpén 220 kV Informe Operación Real diaria
Charrúa – Lagunillas 220 kV Sistema SCADA
Charrúa – Concepción 154 kV Informe Operación Real diaria
Generaciones Fuente
Bocamina 2 Informe Operación Real diaria
Arauco “ Horcones TG “ Horcones Diesel “ TG_Coronel “ TG_Coronel Diesel “ Curanilahue “ Lebu “ Cañete “ Escuadrón (ex FPC) “ Newén Diesel “ Newén Butano “ Newén Propano “ Newén Gas Natural “
Newén Mezcla Butano/Propano “
Los Álamos “
Tirúa “
Energía León (Coelemu) “
Energía Bío Bío “
Eólica Lebu “
10
Gráfico 1
Gráfico 2
380.3
466.9
514.0
570.6
493.3
654.2
438.7
545.1574.0
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
700.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Zona Concepción - Demanda Bruta 2018 - Día Laboral
Enero
Marzo
Julio
Noviembre
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
700.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Zona Concepción - Demanda Bruta 2018 - Día Sábado
Enero
Marzo
Julio
Noviembre
11
Gráfico 3
4.2.2. Zona de Parral - Los Ángeles
Para analizar la recuperación de servicio de esta zona, resulta de interés disponer de la curva de demanda conjunta. A continuación se incluye la correspondiente a un día laboral del mes de Julio 2018, para cuya determinación se utilizó la siguiente información:
Tabla 3
Transmisiones Fuente
Charrúa – Los Ángeles 154 kV Sistema SCADA
Charrúa Autotransf 220/154 kV Informe Operación Real diaria
Charrúa – Concepción 154 kV Informe Operación Real diaria
Charrúa – Chillán 154 kV Informe Operación Real diaria
Charrúa – Monterrico 154 kV Sistema SCADA
Generaciones Fuente
Diuto Informe Operación Real diaria
Renaico “ Alto Renaico “ Picoiquén “ Los Sauces “ Collipulli “ HBS “ Contulmo “ JCE “ Biocruz “ Eólica Cuel “ Abanico “ Laja “
365.7
427.8465.7
434.4
507.7
601.9
393.4
498.4
538.8
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
700.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Zona Concepción - Demanda Bruta 2018 - Día Domingo
Enero
Marzo
Julio
Noviembre
12
Cholguán Biomasa “ Cholguán IFO “ Yungay G1 “ Yungay G2 “ Yungay G3 “ Yungay Diesel 1 “ Yungay Diesel 2 “ Yungay Diesel 3 “ Yungay 4ca “ Cabrero “ Nueva Aldea “ Nueva Aldea 2 “ Nueva Aldea 3 “ San Gregorio “
Gráfico 4
Se aprecia que si la contingencia ocurre en la hora de demanda máxima, será necesaria
una desconexión de consumos total del orden de 100 MW en el conjunto de las zonas
entre Parral y Los Ángeles.
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Parral-Monterrico-Chillán-Charrúa-Los Angeles - Demanda Bruta 2018 - Día Laboral
Enero
Marzo
Julio
Noviembre
13
5. DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN
La definición de los escenarios de operación se ha realizado en forma independiente para la Zona de Concepción y para la Zona Parral - Los Ángeles.
5.1. Zona de Concepción
Para facilitar la definición de los escenarios de operación para los años 2017 y 2018, se han preparado los cuadros siguientes que resumen las condiciones de operación y las demandas que deben ser desconectadas para mantener la línea Charrúa – Hualpén dentro de su capacidad de transmisión. La tabla siguiente indica las temperaturas ambiente consideradas en los distintos meses para condiciones con y sin sol para definir la capacidad de transmisión a considerar para la línea Charrúa - Hualpén.
Tabla 4. Capacidad línea Charrúa - Hualpén con sol sin sol
Jul Mar y Nov Ene Jul Ene, Mar, Nov
25°C 30°C 35°C 15°C 20°C
227.1 190.5 144.0 322.4 305.6
En las tablas se indican los valores de demanda a desconectar por EDAC para evitar que la transmisión por la línea Charrúa – Hualpén exceda su capacidad. Los casos en que la generación local es de un valor que evita sobrecarga de la línea ante la contingencia y por lo tanto no se requiere actuación de EDAC se indican con un valor nulo en las tablas.
Tabla 5. Demanda máxima sin sol.
2018 Sin Boca Boc 1
66% Boc 1 100%
Boc 2 66%
Boc 2 100%
Boc 1 y2 66%
Boc 1 y 2 100%
Laboral
Enero 137.4 64.8 27.4 - - - -
Marzo 178.0 105.4 68.0 - - - -
Julio 177.2 104.6 67.2 - - - -
Noviembre 197.4 124.8 87.4 - - - -
Sábado
Enero 88.5 15.9 - - - - -
Marzo 126.3 53.7 16.3 - - - -
Julio 172.5 99.9 62.5 - - - -
Noviembre 180.4 107.8 70.4 - - - -
Domingo
Enero 89.1 16.5 - - - - -
Marzo 111.5 38.9 1.5 - - - -
Julio 208.5 135.9 98.5 - - - -
Noviembre 162.2 89.6 52.2 - - - -
14
Tabla 6. Demanda máxima con sol.
2018
Sin Boca Boc 1 66%
Boc 1 100%
Boc 2 66%
Boc 2 100%
Boc 1 y2 66%
Boc 1 y 2 100%
Laboral
Enero 251.9 179.3 141.9 27.5 - - -
Marzo 230.7 158.1 120.7 6.3 - - -
Julio 356.1 283.5 246.1 131.7 16.1 59.1 -
Noviembre 283.6 211.0 173.6 59.2 - - -
Sábado
Enero 266.9 194.3 156.9 42.5 - - -
Marzo 217.4 144.8 107.4 - - - -
Julio 287.9 215.3 177.9 63.5 - - -
Noviembre 265.5 192.9 155.5 41.1 - - -
Domingo
Enero 212.8 140.2 102.8 - - - -
Marzo 175.0 102.4 65.0 - - - -
Julio 209.6 137.0 99.6 - - - -
Noviembre 236.9 164.3 126.9 12.5 - - -
Tabla 7. Demanda mínima.
2018
Sin Boca Boc 1 66%
Boc 1 100%
Boc 2 66%
Boc 2 100%
Boc 1 y2 66%
Boc 1 y 2 100%
Laboral
Enero 3.7 - - - - - -
Marzo 4.9 - - - - - -
Julio 99.9 27.3 - - - - -
Noviembre 62.1 - - - - - -
Sábado
Enero 7.6 - - - - - -
Marzo 11.1 - - - - - -
Julio 79.2 6.6 - - - - -
Noviembre 44.7 - - - - - -
Domingo
Enero - - - - - - -
Marzo - - - - - - -
Julio 41.0 - - - - - -
Noviembre 16.8 - - - - - -
15
El monto mayor de consumo a desconectar ante la contingencia ocurre naturalmente en demanda máxima y sin generación de Bocamina. Se ha supuesto que la generación local proveniente de Petropower, FPC, Arauco Bioenergía y Papeles Bío Bío, que alcanza un total de 80 MW, se mantiene en servicio después de ocurrida la contingencia, aunque no se encuentre en servicio una unidad de mayor capacidad que pueda sostener la tensión. El efecto de este supuesto sobre el monto de desconexión de carga por EDAC es relevante, y fue verificado con los ajustes de las protecciones de baja tensión de Petropower y Escuadrón. Las simulaciones mostraron que la tensión en las ubicaciones de estas protecciones no eran inferiores a sus ajustes, además que sus tiempos de operación son de 0,83 seg en el caso de Petropower y 3 seg en el caso de Escuadrón, ambos tiempos muy superiores a los previstos para la actuación del Esquema de Mitigación.
Sin perjuicio de lo anterior, se hizo una sensibilidad indicada en la Tabla 8 siguiente (Escenario 1s), en la que se supuso, además de mayores tiempos de actuación del Esquema de Mitigación, la desconexión tanto de Petropower como de Escuadrón.
En los casos en que la demanda es mínima, se aprecia una disminución importante de las situaciones en las cuales se requiere desconexión de consumos, a la vez que en condiciones de alta generación local, se dispondrá de excedentes cuyo aprovechamiento para el resto de las zonas afectadas podrá ser considerado para apoyar la recuperación del servicio de la zona Parral – Los Ángeles. Para comprobar la efectividad del Esquema de Mitigación se seleccionaron los siguientes seis escenarios con el nivel de demandas de 2018, con los cuales se simuló la contingencia:
Tabla 8. Escenarios simulados.
ESCENARIO MES DÍA DEMANDA EDAC MW GENERACIÓN LOCAL
1 Julio Laboral con sol Máxima 356,1 Petropower, FPC, Arauco, Papeles Bío Bío
2 Julio Laboral con sol Máxima 283,5 Petropower, FPC, Arauco, Papeles Bío Bío, Bocamina 1 76,6 MW
3 Julio Laboral con sol Máxima 131,7 Petropower, FPC, Arauco, Papeles Bío Bío, Bocamina 2 224,4 MW
4 Julio Laboral con sol Máxima Línea 66 kV Concepción -
Coronel
Petropower, FPC, Arauco, Papeles Bío Bío, Bocamina 2 340 MW
5 Julio Laboral sin sol Mínima 99,9 Petropower, FPC, Arauco, Papeles Bío Bío
1s Julio Laboral con sol Máxima 427,1 Nula
5.2. Zona Parral – Los Ángeles
Los escenarios de operación a analizar se pueden definir a través de la determinación de la curva de demanda que habría que desconectar según la hora del día en que ocurra la contingencia, la que resulta de restar a la curva de carga horaria de esta zona para los distintos períodos, una capacidad de generación disponible de 230 MW, resultante de la capacidad de las cuatro turbinas de gas de la Central Yungay (3x55+1x39=204 MW), la capacidad de 40
16
MW como aporte de la Central Abanico, menos 14 MW para disponer de capacidad de regulación en el sistema aislado.
Gráfico 5. Déficit día laboral
Gráfico 6. Déficit día Sábado.
-100.0
-50.0
0.0
50.0
100.0
150.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Parral-Monterrico-Chillán-Charrúa-Los Angeles - Déficit 2018 - Día Laboral
Enero
Marzo
Julio
Noviembre
-100.0
-50.0
0.0
50.0
100.0
150.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Parral-Monterrico-Chillán-Charrúa-Los Angeles - Déficit 2018 - Día Sábado
Enero
Marzo
Julio
Noviembre
17
Gráfico 7. Déficit día Domingo.
En los días laborales de 2017 y 2018 y durante todos los meses del año, se podrá recuperar la totalidad del servicio solamente si la contingencia ocurre durante algunas pocas horas de madrugada, las que podrían incrementarse dependiendo de la capacidad de transmisión que tenga disponible a esas horas la línea de 154 kV Linares - Parral. El aprovechamiento de esta capacidad requerirá disponer de facilidades de sincronización de la generación conectada a la barra de 154 kV de Charrúa (Yungay y Abanico) con el resto del SIC.
En el resto de las horas se deberá contemplar el racionamiento de algunos consumos en esta zona.
En los días Sábado y durante todos los meses del año con excepción del mes de Julio y probablemente algunos otros meses de invierno, se podrá recuperar la totalidad del servicio durante un mayor número de horas de madrugada hasta alrededor de las 08:00 hrs. de la mañana. En el resto de las horas también se deberá contemplar desconexión de consumos en esta zona.
En los días Domingo y durante todos los meses del año con excepción del mes de Julio y probablemente algunos otros meses de invierno, se podrá recuperar la totalidad del servicio durante todas las horas del día salvo en las horas de demanda máxima entre las 21:00 y las 24:00 hrs.
En el mes de Julio y algunos otros meses similares que deberán ser determinados, es posible que la recuperación del servicio sea completa y no se requiera desconexión de consumos durante las 24 horas.
-100.0
-50.0
0.0
50.0
100.0
150.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Parral-Monterrico-Chillán-Charrúa-Los Angeles - Déficit 2018 - Día Domingo
Enero
Marzo
Julio
Noviembre
18
Para esta zona se han seleccionado dos escenarios según el nivel de demanda total a desconectar:
Escenario 1: Demanda máxima Enero 2018 día laboral sin sol, demanda zona 350 MW. EDAC necesario 120 MW.
Escenario 2: Demanda mínima Julio 2017 día Domingo sin sol, demanda zona
142 MW. No se requiere EDAC.
6. DISEÑO CONCEPTUAL DEL ESQUEMA DE MITIGACIÓN
6.1. Diseño General
En consideración a las diferencias mencionadas entre las zonas de Concepción y Parral - Los Ángeles y a las acciones necesarias de tomar inmediatamente después de ocurrida la contingencia, se definió que el Esquema de Mitigación considerará soluciones diferentes para cada una de las zonas mencionadas.
En el caso de la Zona Parral – Los Ángeles, que se desconecta una vez ocurrida la contingencia, se puede recuperar el servicio aprovechando la capacidad de generación que se puede conectar a la barra de 154 kV de la Subestación Charrúa inmediatamente después de ocurrida la contingencia y abiertos todos los interruptores de 154 kV asociados a esta barra. Esta capacidad proviene de las cuatro turbinas de gas de la Central Yungay (3x55+1x39=204 MW) y de al menos 40 MW de la Central Abanico, que como se sabe, opera como central de pasada.
Considerando que se formará una isla con estas centrales y las demandas que se recuperen, es necesario disponer de una capacidad de regulación, que se ha estimado en 14 MW, por lo que se dispone de 230 MW para iniciar la recuperación de los consumos de la Zona Parral – Los Ángeles, además de definir y equipar en caso necesario, el punto en que esta isla podrá sincronizarse posteriormente con el resto del SIC. En el caso de la Zona de Concepción por su parte, se deberá desconectar automáticamente un monto suficiente de consumos de esa zona para evitar la sobrecarga y desconexión de la línea de 220 kV Charrúa – Hualpén, única interconexión que subsistirá entre Charrúa y la Zona de Concepción después de ocurrida la contingencia. La acción del Esquema de Mitigación se ha concentrado por lo tanto, en evitar la desconexión por sobrecarga de la línea de 220 kV Charrúa – Hualpén, para lo cual su concepción se basa en tener permanentemente predefinidas las acciones a tomar, en función de las condiciones de demanda/generación imperantes en la Zona de Concepción, en caso de ser afectada por la contingencia. De este modo, si ella ocurre, solamente se requerirá emitir las órdenes de apertura de interruptores que desconecten los montos de consumo necesarios para mantener el balance entre las disponibilidades restringidas de abastecimiento y las demandas posibles de abastecer, evitando así una pérdida total de consumo en la zona.
El esquema propuesto se basa en la instalación de una Estación Maestra en la Subestación Charrúa, Estaciones Remotas en las subestaciones donde se requiere actuar para desconectar consumos por medio de EDAC, y Estaciones Remotas para captar y transmitir información de generación ubicadas en las centrales Bocamina y en Petropower.
19
Diagrama 5
6.2. Metodología y diseño de los escalones del EDAC
En condiciones de alta demanda en la zona de Concepción y con ambas unidades de Central Bocamina despachadas, la línea Charrúa-Hualpén no se sobrecargará en caso de ocurrir la contingencia, pero sí pueden hacerlo el transformador T5 de 154/66 kV de Coronel (56 MVA) y el tramo de línea Coronel-Lomas Coloradas 66 kV (35.4 MVA a 25°C con sol).
Los diagramas presentados en el Punto 2 del Anexo muestran los resultados de la simulación de la condición más extrema, que corresponde a la demanda máxima de la zona de Concepción dentro del período de estudio (Julio 2018 día laboral). Se puede apreciar que incluso en la operación normal es necesario limitar la generación de Bocamina para no sobrecargar el transformador y el tramo de línea indicados. Ante la falla de la sección 2 de la barra de 220 kV de Subestación Charrúa, se puede apreciar que podrían producirse sobrecargas de hasta 19.3% en el transformador T5 de Coronel y de hasta 15.3% en el tramo de línea Coronel-Lomas Coloradas 66 kV.
Por lo anterior, se determinó que el esquema debe considerar la existencia de un EDAC “mínimo”, independiente del nivel de carga de la línea Charrúa-Hualpén. Este EDAC mínimo desconecta el doble circuito Coronel-Concepción 66 kV en ambos extremos, con lo cual se racionan entre 60 y 80 MW de demanda y se desconecta la generación de Papeles Bío Bío. En casos de baja generación en la Zona de Concepción, la línea Charrúa-Hualpén podrá experimentar distintos niveles de sobrecarga, por lo que será necesario definir varios niveles de demanda a desconectar en función del monto de la sobrecarga. Para definir estos niveles y determinar los grupos de alimentadores necesarios para lograr la reducción necesaria de la demanda, se siguió la siguiente metodología.
20
1. Se seleccionaron los alimentadores sobre los cuales actuaría el EDAC, de manera que la suma de sus demandas fuera al menos igual al monto máximo de EDAC requerido.
El EDAC máximo requerido es de 356 MW para la condición de demanda máxima de la zona de Concepción (654 MW, Julio 2018 día laboral) menos la capacidad de la línea a 25°C con sol (227 MVA) y menos la generación de Petropower y FPC (60+11 MW, Bocamina I y II fuera de servicio).
2. Dado que el rango de montos de EDAC necesarios varía entre 356 y 0 MW, se
decidió definir 16 niveles de aproximadamente 22 MW cada uno. Para que los 16 niveles resultaran uniformemente espaciados entre ellos, se definieron cuatro grupos de alimentadores en una razón lo más cercana posible a 8:4:2:1. Como base de cálculo de estos escalones se utilizó la distribución de carga de la condición de Demanda Alta de Día Laboral de Julio 2018.
En la Tabla siguiente se muestran los alimentadores seleccionados y los grupos definidos. El Grupo 5 corresponde al EDAC mínimo.
Tabla 9. Agrupación de alimentadores para EDAC
Subestación Alimentador Total Carga I Grupo
MW MW
S/E Concepción
San Pedro 18.4 0.0 5
Papeles BíoBío 63.0 37.8 5
Penco 28.0 0.0 1
Andalién 40.6 0.2 1
S/E Alonso de Ribera
Lirquén 11.8 4.3 4
Chiguayante 23.7 0.2 2
Ejército 36.5 0.0 3
S/E Talcahuano
Perales 41.2 5.0 1
Tumbes 9.5 3.7 4
Talcahuano 29.1 1.3 1
Coronel
San Pedro 18.4 0.0 5
Papeles BíoBío 63.0 37.8 5
Horcones 1 46.3 5.5 2
Horcones 2 9.9 0.0 2 Total 358.0 58.0
El Grupo 5 corresponde al EDAC mínimo, que siempre desconecta ambos circuitos de la línea de 66 kV Concepción – Coronel en ambos extremos para evitar su sobrecarga cuando toda la alimentación de las demandas de Concepción proviene desde Hualpén 154 kV y Coronel 66 kV.
Dentro de los alimentadores seleccionados se omitieron aquellos que se consideraron críticos por los consumos servidos.
3. Partiendo de la base que el Esquema no dispondrá de la medida de estos
alimentadores, si sólo se calcula el monto en MW que se requiere desconectar, no es posible determinar qué combinación de alimentadores totalizarán el monto necesario, ya que éstos presentan cargas variables según el nivel de demanda de la zona que exista en el momento en que puede ocurrir la contingencia.
21
Lo que sí puede estimarse con cierta precisión y que no presentará variaciones importantes con el nivel de demanda de la zona, es la distribución de las demandas en las distintas subestaciones y alimentadores, por lo que los distintos niveles de desconexión de carga del esquema se expresaron como porcentajes de la demanda total de la zona. En la tabla siguiente se indican las demandas totales de cada grupo para la distribución de Demanda Alta de Día Laboral de Julio 2018, en MW y como porcentaje de la demanda bruta total de la zona de Concepción, y las demandas de carga industrial, que se trataron de distribuir lo más uniformemente posible para minimizar la variabilidad de los porcentajes de carga desconectados ante distintas condiciones de demanda.
Tabla 10. Demanda por Grupo.
Grupo Demanda Total
% Demanda bruta zona
Carga I
MW MW
1 138.9 21.2% 6.5
2 79.9 12.2% 5.7
3 36.5 5.6% -
4 21.3 3.3% 8.1
5 81.4 12.4% 37.8
Total 358.0 54.7% 58.0
En el cuadro siguiente se muestran las 16 combinaciones posibles de los 4 grupos de alimentadores.
Tabla 11
Combinación Grupo
alimentadores 1 2 3 4 5
1 x x x x x
2 x x x - x
3 x x - x x
4 x x - - x
5 x - x x x
6 x - x - x
7 x - - x x
8 x - - - x
9 - x x x x
10 - x x - x
11 - x - x x
12 - x - - x
13 - - x x x
14 - - x - x
15 - - - x x
16 - - - - x
22
4. Se calcularon los montos de carga que se desconectarían para estas 16
combinaciones de grupos de alimentadores, como porcentaje de la demanda bruta total de la zona, para 27 distintas distribuciones de demanda:
meses de Marzo, Julio y Noviembre;
día laboral, sábado y domingo; y
demanda alta, media y baja
Para ello se utilizaron las distribuciones de carga de las bases de datos Digsilent oficiales del CDEC-SIC de Marzo 2015, Julio 2015 y Noviembre 2014. A continuación se promediaron los porcentajes que se desconectarían en estas diferentes condiciones de demanda para los 16 niveles y se eliminaron algunos niveles para lograr valores de EDAC bien diferenciados. En la tabla siguiente se muestran los 11 niveles finalmente seleccionados.
Tabla 12. Demandas por nivel de EDAC
Combinación alimentadores
Promedio % demanda bruta desconectada
1 50%
2 46%
4 42%
5 39%
6 35%
8 31%
10 27%
12 23%
13 19%
15 15%
16 11%
5. Es necesario incluir en la lógica del Esquema, el cálculo de la demanda bruta de la
zona, para poder expresar el monto de EDAC necesario como porcentaje de ésta y seleccionar el nivel de EDAC que más se ajuste a este porcentaje. Para calcular la demanda bruta se requiere la medición de la generación de las centrales Bocamina 1, Bocamina 2 y Petropower y una estimación de la generación de las otras centrales más pequeñas que existen en la zona. A partir de la Tabla 12 anterior, se definió el siguiente plan de EDAC que minimiza las situaciones en que se desconecta más carga de la necesaria o en que se desconecta menos de lo necesario y por lo tanto, la línea queda con cierto nivel de sobrecarga. En todo caso, estos valores de sobrecarga “residual” resultaron menores que 10% de la capacidad de la línea y por lo tanto, serían manejables mediante la acción manual del operador del Sistema.
23
Tabla 13. Planes de EDAC del Esquema de Mitigación.
EDAC% Plan a Combinación Grupos de alimentadores a desconectar
desde hasta ejecutar alimentadores 1 2 3 4 5
48% 100% 1 1 x x x x x
44% 48% 2 2 x x x - x
41% 44% 3 4 x x - - x
37% 41% 4 5 x - x x x
33% 37% 5 6 x - x - x
29% 33% 6 8 x - - - x
25% 29% 7 10 - x x - x
21% 25% 8 12 - x - - x
17% 21% 9 13 - - x x x
13% 17% 10 15 - - - x x
0% 13% 11 16 - - - - x
6. Los resultados de las simulaciones dinámicas realizadas mostraron la necesidad de
agregar al esquema, la desconexión del banco de condensadores estáticos de 40 MVAr conectado a la barra de 154 kV de la S/E San Vicente, para evitar sobretensiones inaceptables, condicionado a que las unidades de la Central Bocamina se encuentren fuera de servicio.
6.3. Lógica de pre contingencia
La Estación Maestra de Charrúa estará permanentemente evaluando la condición presente y calculando la transmisión con que quedaría la línea Charrúa – Hualpén 220 kV en caso de ocurrir la contingencia.
La lógica de pre-contingencia se presenta en el Diagrama 6.
24
Diagrama 6. Lógica de precontingencia.
Loop precontingencia
Continuar en el loop
Si Ph� Ph(t°C)
Gen = Boca 1 + Boca 2 + PetroPower + 20
Dda = Ph´ + Gen
EDAC = Ph� – Ph(t°C)
%EDAC =EDAC / Dda
Determinar escalones EDAC Concepción, Alonso
de Ribera, Talcahuano, Coronel
si
Ph� = Ph+Pc+Pl+Pc154
no
EDAC = Grupo 5
Planes EDAC Zona Concepcion
Si Bocamina 1 y Bocamina 2 están en cero
desconectar 40 MVAr en San Vicente 154 kV
Para determinar los Planes o Escalones del EDAC para la Zona de Concepción, el proceso de cálculo sigue los siguientes pasos:
Estimación de la transmisión que presentaría la línea Charrúa – Hualpén 220 kV en caso de ocurrir la contingencia.
Ph' = Ph+Pc+Pl+Pc154
En que: Ph: transmisión en MW por línea 220 kV Charrúa – Hualpén medida continuamente. Pc: transmisión en MW por línea 220 kV Charrúa – Concepción medida continuamente. Pl: transmisión en MW por línea 220 kV Charrúa – Lagunillas medida continuamente. Pc154: transmisión en MW por línea 154 kV Charrúa – Concepción medida continuamente.
25
Determinación del monto de carga a desconectar.
EDAC = Ph' - Ph(t°C)
En que: Ph(t°C) = capacidad de la línea Charrúa – Hualpén 220 kV a la temperatura ambiente del momento medida en Charrúa
Estimación de la generación total de la zona.
Gen = Boca1 + Boca2 + Petropower + Otros
En que: Boca1: generación medida de la central Bocamina 1 Boca2: generación medida de la central Bocamina 2 Petropower: generación medida de la central Petropower Otros = 20 MW (estimación de la generación del resto de los autoproductores y ERNC de la zona)
Estimación de la demanda bruta total de la zona.
Dda = Ph' + Gen
El porcentaje de demanda a desconectar en la zona se calcula como:
EDAC% = EDAC / Dda
Los planes de desconexión se determinan de la Tabla 12. Demandas por nivel de EDAC.
6.4. Lógica de postcontingencia
Cuando se detecta la contingencia por acción de la protección diferencial de la barra 2 de 220 kV de Charrúa, el programa de la Estación Maestra sigue la lógica que se presenta en el Diagrama 7.
26
Diagrama 7. Lógica post contingencia.
contingencia
Operó diferencial barra 2
Charrúa 220 kV
Se emiten ordenes grupos EDAC Concepción, Alonso
de Ribera, Talcahuano, Coronel
Si Boca 1 y Boca 2 están en cero desconectar CCEE1
40 MVAR S/E San Vicente
Ph� < Ph(tºC)
Desconexión cargas San
Vicente CAP y Moly-Cop
Espera 10 segundos
exit
nosi
Disparo interruptores paños
Charrua A1, A2, A4, A5, A6, A7,
A8, A9, A10, ACE1
Ya se intento EDAC San Vicente?
Alarma mitigación no
exitosa�
nosi
Las acciones que ejecuta la Estación Maestra son las siguientes:
Se emiten órdenes de apertura de interruptores para aislar la barra de 154 kV de Charrúa.
Interruptor A1 Transformador 220/154 kV Interruptor A2 Línea Monterrico 154 kV Interruptor A4 Línea Yungay 154 kV Interruptor A5 Transformador 1 de 154/66 kV
27
Interruptor A6 Línea Chillán 154 kV Interruptor A7 Transformador 2 de 154/66 kV Interruptor A8 Línea Abanico 154 kV Interruptor A9 Línea Los Ángeles 154 kV Interruptor A10 Línea Concepción 154 kV Interruptor ACE1 Banco de CCEE
Se emiten órdenes de aplicación de los planes preseleccionados de EDAC.
Si 10 segundos después de operado el EDAC, la línea Charrúa-Hualpén permanece con una transmisión superior a su capacidad de sobrecarga de 15 minutos (13%), deben desconectarse los siguientes alimentadores en la barra de 154 kV de San Vicente, que equivalen a unos 50-60 MW adicionales:
En caso que persista la sobrecarga se emite una alarma que se debe transmitir al CDC.
6.5. Ubicación de elementos de medida y actuación del esquema de mitigación
En el siguiente Diagrama se muestra las mediciones locales y remotas que considera el Esquema de Mitigación.
Subestación Alimentador
San Vicente CAP
Moly-Cop
28
Diagrama 8
En el siguiente Diagrama se muestra los puntos de actuación del Esquema de Mitigación propuesto.
Charrúa 220 kV
S3 S2 Medidas locales de P MW
t°CMedidas remotas de P MW
Charrúa 154 kV
Parral 154 kV
Chillán 154 kV Los Ángeles 154 kV
Alonso de Ribera
Concepción
Talcahuano
Bocamina 2
San Vicente
Hualpén
Lagunillas
Coronel
Petropower
Bocamina 1
29
Diagrama 9
6.6. Tiempos de actuación del EDAC
Las actuaciones del EDAC se deben ajustar a los siguientes tiempos:
Tabla 14. Tiempos de actuación.
t (ciclos)
t (ms)
Evento
0 0 Falla
2 40 Operación 86B
3 60 Orden apertura 52 barra Charrúa y órdenes EDAC
3.5 70 Apertura 52 barra 220
5 100 Apertura 52 barra 154
7 140 Recepción trip en Estaciones de Actuación EDAC
9 180 Apertura 52 alimentadores subestaciones seleccionadas
Charrúa 220 kV
S3 S2
Esquema de Mitigación
Charrúa 154 kV EDAC
Parral 154 kV
Chillán 154 kV Los Ángeles 154 kV
Alonso de Ribera
Concepción
Talcahuano
Bocamina 2
San Vicente
Hualpén
Lagunillas
Coronel
Bocamina 1
30
7. SIMULACIONES DE LA CONTINGENCIA Y DESEMPEÑO DEL ESQUEMA DE MITIGACIÓN
7.1. Base de Datos DigSilent
Para la realización de los estudios eléctricos se utilizó la base de datos DigSilent “BD SIC DPD 22092015 Informe Final ETT 2015.pfd” proporcionada por el CDEC-SIC, que corresponde a la base utilizada para la revisión del Estudio de Transmisión Troncal del año 2015.
A esta base de datos se le hicieron las siguientes modificaciones y complementaciones:
Se ajustó el plan de obras de generación y transmisión incluida en la Base de Datos al contenido en el Informe Técnico Preliminar de Precios de Nudo de Octubre 2015, para el período Julio 2017 a Diciembre 2018 que se analizará en el presente estudio.
Se completaron los modelos de reguladores de voltaje, de velocidad y PSS para las unidades generadoras de potencia nominal mayor que 70 MW, adoptando modelos de unidades existentes de similar capacidad.
Se verificó la correcta modelación de las protecciones de la línea Charrúa-Hualpén 220 kV.
Los detalles de las adecuaciones realizadas a la Base de Datos para este estudio se incluyen en el Punto 1 del Anexo que forma parte del presente Informe.
7.2. Bases para las simulaciones de la contingencia
Las tasas de crecimiento de las demandas de las zonas afectadas por la contingencia son las indicadas en la Tabla 1. Se supuso que los consumos industriales no experimentan crecimiento y se ajustó la demanda residencial de modo que la tasa de crecimiento total fuera igual a la indicada en el Informe Técnico.
Se simuló un cortocircuito monofásico a tierra en la sección 2 de la barra de 220 kV de S/E Charrúa. Los tiempos de actuación supuestos para el Esquema de Mitigación se indican en la Tabla 14. En la Tabla 15 siguiente se resumen estos tiempos y se indican además los tiempos de actuación adoptados para la sensibilidad respecto de ellos y respecto de la desconexión de los autoproductores de la zona (Escenario 1s,Tabla 8).
Tabla 15
Tiempos de actuación esperados Sensibilidad
EVENTO t mseg t mseg
Cortocircuito 1ø -T 0 0
Operación Relé 86B 40 40
Aperturas 52 sección 2 barra 220 kV 70 70
Aperturas 52 barra 154 kV 100 100
Desconexión Autoprod. Concepción no 300
Desconexión Cargas por EDAC 180 360
31
En todos los escenarios se consideró la siguiente distribución de la generación local:
Tabla 16
Unidad MW
Petropower 60,0
FPC1 2,0
FPC2 9,0
Arauco 3,0
Papeles Bío Bío 6,0 Total 80,0
7.3. Escenarios simulados
El monto mayor de consumo a desconectar ante la contingencia ocurre naturalmente en demanda máxima. Se ha supuesto que la generación local proveniente de Petropower y FPC, que alcanza un total de 71 MW, se mantiene en servicio después de ocurrida la contingencia, aunque no se encuentre en servicio una unidad de mayor capacidad que pueda sostener la tensión, sin perjuicio de que este supuesto fue verificado en las simulaciones.
Para comprobar la efectividad del Esquema de Mitigación, se seleccionaron los seis escenarios indicados en la Tabla 8, incluyendo la sensibilidad a los tiempos de operación del Esquema de Mitigación y a la desconexión por baja tensión la generación de Petropower y FPC. Dado que el Esquema de Mitigación dispone de un menú de cargas a desconectar según el nivel de sobrecarga de la línea de 220 kV Charrúa – Hualpén, las sobrecargas en los escenarios simulados originan la desconexión de los siguientes alimentadores y demandas:
Tabla 17. Desconexión de cargas por EDAC en Escenarios simulados.
Escenario
1 Escenario
2 Escenario
3 Escenario
4 Escenario
5 Escenario
1s
Subestación Alimentador MW MW MW MW MW MW
S/E Concepción Penco 28.0 28.0 28.0
Andalién 40.6 40.6 40.6
S/E Alonso de Ribera
Lirquén 11.8 11.8 11.8 11.8
Chiguayante 23.7 23.7 23.7
Ejercito 36.5 36.5 36.5 36.5
San Vicente CAP
46.6
Moly-Cop
9.4
S/E Talcahuano
Perales 41.2 41.2 41.2
Tumbes 9.5 9.5 9.5 9.5
Talcahuano 29.1 29.1 29.1
Coronel
San Pedro 18.4 18.4 18.4 18.4 18.4 18.4
Papeles BioBio 63.0 63.0 63.0 63.0 63.0 63.0
Horcones 1 46.3 46.3 46.3
Horcones 2 9.9 9.9 9.9
Coronel 22.6
Total 358.0 300.2 139.2 81.4 139.2 436.6
32
7.4. Resultados de las simulaciones
Los Gráficos con la evolución de las variables eléctricas, los Diagramas de resultados de los flujos de potencia en instantes seleccionados y tablas que resumen las variables de mayor relevancia para este estudio se muestran en el Punto 3 del Anexo que forma parte del presente Informe.
Para cada escenario simulado se muestra:
Gráfico 1: Transmisiones por las líneas de la zona de Concepción, frecuencia y generación de potencia reactiva de las unidades generadoras conectadas en la zona de Concepción. Gráfico 2: Excursión angular de las máquinas de las Zonas de Concepción, Norte, Centro-Sur y Sur. Gráfico 3: Tensiones en barras de 220kV, 154 kV, 66kV de la Zona de Concepción y en bornes de las Centrales de cogeneración de la zona. Diagramas de Flujos de potencia: en los instantes t = - 0.5 s y 15s Tablas: Tensiones en barras de 220kV, 154 kV, 66kV de la Zona de Concepción y en
bornes de las Centrales de cogeneración de la zona y transmisiones por las líneas de la zona de Concepción.
7.5. Conclusiones de las simulaciones de la Zona de Concepción
Las simulaciones del comportamiento del sistema, incorporando las acciones de control del Esquema de Mitigación concebido para enfrentar la contingencia, demuestran que su funcionamiento cumple satisfactoriamente el objetivo de evitar un apagón parcial en el SIC.
Las transmisiones por las líneas de la zona y las condiciones de tensión en barras, posteriores a la desconexión de cargas, están dentro de sus capacidades y cumplen las disposiciones de la Norma Técnica para Condiciones de Alerta e incluso en algunos casos, para Condiciones Normales. Las simulaciones también permitieron verificar que las protecciones de sobrecorriente de fase de la línea se 220 kV Charrúa – Hualpén que tienen los niveles de pickup más bajos (389 y 419 MVA), y que podrían alcanzarse por las sobrecargas que produce la falla analizada, no operan dado sus tiempos de operación de 2 o 3 segs. También se verificó, con los ajustes de las protecciones de baja tensión de Petropower y Escuadrón, que las tensiones durante la contingencia en las ubicaciones de estas protecciones no eran inferiores a sus ajustes, además que sus tiempos de operación son de 0,83 seg en el caso de Petropower y 3 seg en el caso de Escuadrón. Después de las actuaciones del Esquema y estabilizado el sistema, es posible en un tiempo reducido, poner en servicio las unidades de emergencia de Horcones, Coronel y Newén que suman 80 MW, y recuperar entre 18% y 22% de la demanda desconectada por EDAC en los casos más desfavorables en que no hay generación en la zona o es muy reducida.
33
8. SIMULACIONES DE LA RECUPERACIÓN DEL SERVICIO EN ZONA DE PARRAL – LOS ÁNGELES.
Se simuló estáticamente la operación en isla de la zona Parral – Los Ángeles alimentada desde la barra de 154 kV de la Subestación Charrúa, poniendo en servicio la Central Yungay y las unidades de la Central Abanico y con las demandas racionadas predeterminadas de acuerdo con las curvas de carga de la zona.
Posteriormente esta isla deberá sincronizarse con el resto del SIC, lo que implicará seleccionar el punto adecuado de sincronización y equipar este punto con los medios de sincronización y posiblemente de comunicaciones que serán necesarios para esta maniobra.
8.1. Escenarios simulados
Se seleccionaron dos escenarios correspondientes a los niveles extremos de demanda de la zona en el período de estudio:
Escenario 1: Demanda máxima Enero 2018 día laboral sin sol, demanda zona
350 MW. Racionamiento necesario de 120 MW.
Escenario 2: Demanda mínima Julio 2017 día Domingo sin sol, demanda zona
142 MW. No se requiere racionamiento.
Según el nivel de demanda estimado de la zona, el racionamiento necesario se ha supuesto realizado desconectando los siguientes alimentadores:
Tabla 18. Desconexión de alimentadores para recuperación de servicio.
Escenario
1
Subestación Alimentador MW
S/E Parral
Cauquenes 12.2
Retiro 11.2
San Carlos 16.2
S/E Monterrico Cocharcas 12.5
S/E Chillán Chillán 40.6
S/E Los Ángeles Angol 27.1
Total 119.8
8.2. Resultados de las simulaciones
Los Diagramas de resultados de los flujos de potencia se muestran en el Punto 4 del Anexo.
34
8.3. Conclusiones de las simulaciones de la zona Parral – Los Ángeles
Las simulaciones del comportamiento del sistema durante la recuperación del servicio con las Centrales Yungay y Abanico, después de recuperadas las cargas posibles de abastecer con la generación disponible, muestran que se cumplen las disposiciones de la Norma Técnica. Posteriormente puede proseguir la recuperación de al menos parte de las demandas desconectadas por medio de las centrales de menor capacidad que se desconectaron inicialmente al perderse totalmente el servicio:
En la zona de Monterrico podrá recuperarse parte de la demanda al resincronizarse Nueva Aldea a la Subestación Santa Elvira.
En la zona de Chillán se podrá resincronizar la central hidroeléctrica Itata.
En la zona de Charrúa se podrán resincronizar las unidades de la zona de Cabrero.
En la zona de Los Ángeles se podrán resincronizar las centrales hidroeléctricas de Picoiquén y Renaico y eventualmente el parque eólico Buenos Aires.
Finalmente, la isla eléctrica que se ha formado con Abanico y Yungay deber resincronizarse con el resto del SIC en un punto que deberá ser definido y eventualmente equipado para poder hacer esta operación.
9. DISEÑO FÍSICO DEL ESQUEMA DE MITIGACION
9.1. Descripción General
El Esquema de Mitigación está compuesto por una Estación Maestra, Estaciones
Remotas de Actuación EDAC y Estaciones de Monitoreo.
Estación Maestra: ubicada en la Subestación Charrúa. Está destinada a contener
la lógica de mitigación y deberá disponer de entradas y salidas para recibir
información de paños seleccionados del patio de 220 kV y de 154 kV de la
Subestación Charrúa.
Estaciones Remotas de Actuación de EDAC: ubicadas en subestaciones de la
Zona de Concepción. Están destinadas a realizar comandos para la desconexión
de alimentadores en subestaciones, de acuerdo con el siguiente detalle:
Tabla 19 ESTACIONES
REMOTAS DE
ACTUACIÓN EDAC
Zona de Concepción
1 Concepción
2 Alonso de Ribera
3 Talcahuano
4 Coronel
5 San Vicente
35
Estaciones de Monitoreo: ubicadas en las centrales Bocamina y PetroPower.
Están destinadas a medir la potencia generada por las unidades 1 y 2 de la
Central Bocamina y la unidad generadora de PetroPower, y transmitirla a la
Estación Maestra, con el objeto de calcular el monto de la demanda bruta de la
zona.
El diagrama siguiente presenta el esquema y las estaciones:
Diagrama 10
9.2. Equipamiento Estación Maestra
El diagrama siguiente presenta la arquitectura de la Estación Maestra
36
Diagrama 11
El equipamiento de la Estación Maestra es el siguiente:
Tabla 20
Ítem Descripción Cantidad
1 Controlador 2
2 Switch 2
3 Medidor de potencia 4
4 Entradas digitales 10
5 Mandos 10
6 Estación de ingeniería 1
7 HMI (Interfaz hombre - máquina) 1
8 Gabinete 1
9 Licencias Software 1
10 Consola remota 1
Switch 1 Switch 2
Controlador 1 Controlador 2
Estación de Ingeniería
Pantalla y teclado
Consola TRANSELE
C
CDEC-SIC
ESTACION MAESTRA CHARRUA
RELOJ GPS
52
Router
Enlace 1 Enlace 2
Líneas de transmisión
Estado y Disparo interruptor
barra
86B
Concepción 220 kVLagunillas 220 kVHualpén 220 kVConcepción 154 kV
Tº
Medidor Potencia
Nota: Recibe mismas señales que controlador 1
SUBESTACION CHARRUA
37
Las magnitudes que debe leer la Estación Maestra y los interruptores que debe controlar
son los siguientes:
Tabla 21 Estación Equipo Medidas
requeridas Estados
requeridos Mandos
CHARRÚA
Subestación Temperatura ambiente
Barra 220 kV sección 2 Relé diferencial
Paño J6 Línea Hualpén Potencia Activa
Paño J26 Línea Concepción Potencia Activa
Paño J15 Línea Lagunillas Potencia Activa
Paño A1 Estado interruptor Apertura interruptor
Paño A2 Línea Monterrico Estado interruptor Apertura interruptor
Paño A4 Yungay Estado interruptor Apertura interruptor
Paño A5 Transformador 1 Estado interruptor Apertura interruptor
Paño A6 Línea Chillán Estado interruptor Apertura interruptor
Paño A7 Transformador 2 Estado interruptor Apertura interruptor
Paño A8 Abanico Estado interruptor Apertura interruptor
Paño A9 Línea Los Ángeles Estado interruptor Apertura interruptor
Paño A10 Línea Concepción Potencia Activa Estado interruptor Apertura interruptor
Paño ACE1 Estado interruptor Apertura interruptor
9.3. Estación Remota de Actuación EDAC
El diagrama siguiente presenta la arquitectura de una Estación Remota de Actuación
EDAC.
38
Diagrama 12
Las Estaciones Remotas de Actuación EDAC deben tener comunicaciones redundantes,
pero una configuración de controlador simple. Los enlaces redundantes deben tener un
ruteo dinámico, tecnología que consiste en un “router” capa 3, que instala la empresa de
telecomunicaciones y que direcciona la comunicación a través de uno de los dos enlaces,
utilizando un enlace como principal y el otro como respaldo, conmutando en caso de falla.
Por esta razón, la llegada es con un solo terminal.
El equipamiento de la Estación Remota de Actuación EDAC es el siguiente:
Tabla 22
Ítem Descripción Cantidad
1 Controlador 1
2 Switch 1
3 Entradas digitales N
4 Mandos N
5 Pantalla “touch” 1
6 Gabinete 1
7 Licencias Software 1
n= número de alimentadores EDAC
La interfaz usuaria es una pantalla tipo “touch” conectada directamente al controlador y destinada a visualizar los registros. Se ha considerado necesario disponer de esta facilidad para poder analizar las órdenes que reciben las Estaciones Remotas de Actuación.
Switch 1 Switch 2
Controlador 1 Controlador 2
ESTACION REMOTA ACTUACION EDAC
RELOJ GPS
52
alimentador
Estado y Disparo interruptor
Router
Enlace 1 Enlace 2
SUBESTACION
39
Los estados de interruptores que debe controlar cada Estación de Actuación EDAC son:
Tabla 23 Estación Equipo Estados requeridos Mandos
CONCEPCIÓN Línea 66 kV Penco Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV Andalién Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV San Pedro Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV Papeles BíoBío Estado interruptor Apertura interruptor
ALONSO DE RIBERA Línea 66 kV Lirquén Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV Chiguayante Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV Ejército Estado interruptor Apertura interruptor
TALCHUANO Línea 66 kV Perales Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV Tumbes Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV Talcahuano Estado interruptor Apertura interruptor
SAN VICENTE CCEE1 40 MVAR Estado interruptor Apertura interruptor
CORONEL Línea 66 kV San Pedro Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV Papeles BíoBío Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV Horcones 1 Estado interruptor Apertura interruptor
Línea 66 kV Horcones 2 Estado interruptor Apertura interruptor
40
9.4. Estación Remota de Monitoreo
El diagrama siguiente presenta la arquitectura de una Estación Remota de Monitoreo.
Diagrama 13
El equipamiento de la Estación Remota de Monitoreo es el siguiente.
Tabla 24
Ítem Descripción Cantidad
1 Controlador 1
2 Switch 1
3 Medidor de potencia activa 1
4 Gabinete 1
5 Licencias Software 1
Las señales que debe leer la Estación de Monitoreo son:
Switch 1
Controlador 1
CENTRAL GENERADORA
RELOJ GPS
G
Router
Enlace 1
Medidor de Potencia
ESTACION REMOTA MONITOREO
41
Tabla 25
Estación Equipo Medidas requeridas
ENDESA Generación Bocamina 1 Potencia Activa
Generación Bocamina 2 Potencia Activa
PETROPOWER Generación Petro Power Potencia Activa
10. FUNCIONALIDADES DE LAS ESTACIONES
El esquema de mitigación requiere que las Estaciones cumplan funciones específicas, las
que necesitan ser programadas en sus unidades de control.
A continuación se presentan las funcionalidades que debe disponer cada una de las
estaciones.
10.1. Estación Maestra
La Estación Maestra que se instalará en Subestación Charrúa debe disponer de entradas
para recibir datos que permitan aplicar el Esquema de Mitigación y salidas para ejecutar
las órdenes que se requieran en caso de ocurrir la contingencia.
Los controladores de la Estación Maestra deben disponer de un programa con la lógica
del esquema. Los diagramas de flujo de la lógica de estos programas se muestran en los
puntos 6.3 Lógica de pre contingencia y 6.4 Lógica de postcontingencia.
La comunicación de la Estación Maestra con la Estación de Actuación EDAC debe ser
realizada mediante un protocolo estándar: DNP 3.0 o IEC 870-5-104.
Con el propósito de reducir el tiempo de actuación, el mando de acción EDAC debe ser
inmediato sin usar la opción “check before operate” de los protocolos de comunicación
con las remotas.
10.1.1. Archivo histórico
La Estación Maestra deberá disponer de un registro de alarmas, alertas y un registro
secuencia de todas las órdenes y registro cada 1 segundo.
10.1.2. Interfaz usuario
La Estación Maestra deberá disponer de una pantalla y teclado que permita visualizar el
unilineal de las instalaciones bajo control y acceder al archivo Histórico.
10.1.3. Conexión con el CDEC La Estación Maestra deberá enviar información al CDC sobre las acciones de control y el
estado de las estaciones del Esquema de Mitigación.
42
10.1.4. Consola Remota para TRANSELEC
El Esquema debe incluir una consola para el operador de la Subestación Charrúa que le
permitir al operador visualizar el estado del Esquema y apoyarse en el caso de una
recuperación de servicio.
10.2. Estación Remota Actuación EDAC
Las Estaciones Remotas de Actuación se instalarán en las Subestaciones afectas a EDAC como parte del plan de mitigación.
Las Estaciones deben disponer de la información del estado de los alimentadores a los que se aplicará EDAC y deben disponer de mando para abrir los interruptores de los alimentadores que participan en el EDAC.
Cada vez que se dé una orden EDAC de apertura de interruptor, la Estación Remota correspondiente debe informar el cambio de estado del interruptor a la Estación Maestra.
Las Estaciones Remotas de Actuación EDAC deben mantener un registro de los eventos que ocurran. La información debe ajustarse a lo establecido en el Anexo Sistema Monitoreo de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (versión Septiembre 2015).
10.3. Estación Remota de Monitoreo
Las Estaciones Remotas de Monitoreo que se instalarán en las Centrales más importantes deben tener acceso a la potencia activa generada y enviar esta información a la Estación Maestra cada 1 segundo.
11. SERVICIOS
11.1. Telecomunicaciones
Se requieren enlaces redundantes entre la Estación Maestra y cada una de las Estaciones Remotas de Actuación y enlace simple con las Estaciones de Monitoreo en las centrales.
Los enlaces redundantes deben disponer de un ruteo dinámico que permita que ambos enlaces físicos sean tratados como uno sólo al llegar al controlador, requerimiento que debe ser cumplido por la empresa de telecomunicaciones correspondiente.
En el cuadro siguiente se presentan los tiempos de cada proceso:
43
Tabla 26
Tiempo Proceso
T1 Tiempo procesamiento Estación Maestra
T2 Tiempo transmisión de Estación Maestra a Estación Actuación EDAC
T3 Tiempo procesamiento Estación Actuación
T4 Tiempo apertura interruptor alimentador EDAC
Se requiere que la suma de T1 + T2 + T3 +T4 sea menor que 300 milisegundos.
11.2. Equipamiento actual de las Subestaciones involucradas
Las Estaciones del Esquema de Mitigación requieren recibir señales de medidas analógicas y estados de los paños existentes.
Las medidas de potencia activa se obtienen de los secundarios de los transformadores de medida de corriente y tensión.
Los interruptores de transferencia deben ser cableados como un interruptor equivalente mediante relés externos que entreguen a la estación un estado que represente la condición de “en servicio” o “fuera de servicio” del alimentador.
11.3. Modificación a realizar en los equipamientos de protección y control existentes
En cada subestación es necesario realizar un montaje de los gabinetes que contienen las Estaciones.
Los gabinetes requieren alimentación de corriente continua y alterna de los servicios auxiliares de la subestación.
11.4. Características del sistema de monitoreo
Las Estaciones Maestra y Estaciones Remotas de Actuación EDAC deben disponer de
capacidad de registro histórico de acuerdo a lo exigido por NT.
12. IMPLEMENTACION DEL ESQUEMA
12.1. Valorización del esquema
El valor de implementación del proyecto se ha estimado considerando los precios de
ofertas anteriores de los esquemas EDAG.
44
Tabla 27
Nombre Tipo Estación Precio Estimado (UF)
ENDESA Monitoreo 2.625
PETROPOWER Monitoreo 1.313
CHARRUA Maestra 5.578
CONCEPCION Actuación EDAC 2.051
ALONSO DE RIBERA Actuación EDAC 1.969
TALCHUANO Actuación EDAC 1.969
SAN VICENTE Actuación EDAC 1.805
CORONEL Actuación EDAC 2.051
TOTAL UF 19.361
TOTAL US$ 708.059
Los valores son precios llave en mano. En consecuencia incluyen ingeniería, suministros, integración, Pruebas FAT, traslado, montaje, alambrado, Pruebas SAT y garantía de 12 meses.
El costo de los enlaces no está incluido en el precio. Se estiman 40 UF/mes por enlace redundante entre la Estación Maestra y las Estaciones Remotas de Actuación. Para el caso de las Estaciones de Monitoreo se considera necesario enlace simple. En este caso el valor es de 20 UF/mes.
12.2. Plan de implementación
a) Elaborar Bases de Licitación que explicite que todos los alambrados necesarios
para las Estaciones serán de responsabilidad de los propietarios de las
instalaciones hasta una regleta de interconexión con el proveedor del Esquema de
Mitigación.
b) Invitar al menos a 3 proponentes.
c) Solicitar a los Coordinados propietarios que contraten los enlaces redundantes con
el ancho de banda y latencia que requiere el Esquema de Mitigación.
d) Realizar las pruebas en fábrica y de puesta en servicio de acuerdo a protocolos
auditables.
e) Habilitar en el SCADA del CDC el monitoreo del Esquema.
f) Solicitar a los Coordinados propietarios que contraten un servicio de
mantenimiento y atención de falla con tiempos de respuesta compatibles con la
importancia del Esquema de Mitigación.
45
El cronograma de trabajo es el siguiente:
Tabla 28. Cronograma de trabajo.
Estación Maestra mes 1 mes 2 mes 3 mes 4 mes 5 mes 6 mes 7 mes 8 mes 9
Ingeniería Básica
Ingeniería Detalle
Suministros
Integración
Pruebas FAT
Ingeniería alambrado
Alambrado
Pruebas SAT
Pruebas Integrales
Estaciones Remotas de Actuación y Monitoreo
mes 1 mes 2 mes 3 mes 4 mes 5 mes 6 mes 7 mes 8 mes 9
Ingeniería Básica
Ingeniería Detalle
Suministros
Integración
Pruebas FAT
Ingeniería alambrado
Alambrado
Contratación Enlaces
Instalación remota
Pruebas enlaces punto a punto
Pruebas SAT
