Decreto Supremo 101 Y NTCO 2015
Noviembre, 2015.
Workshop Cigré 2015
Distribución VIII y IX Regiones
Distribución IX , X y XIV Regiones
Distribución X Región
Generación VIII y X Regiones
Comercialización de EnergíaDesarrollo de sistemas eléctricos propios y de terceros
Sistema IntegradoXI Región
Transmisión VIII, IX y X Regiones
Grupo Saesa
Nuestra Zona de Concesión cuenta conuna enorme cantidad de recursosnaturales que permiten la incorporaciónde Energías Renovables a Ia matrizenergética.
Una de las misiones que nos hemosplanteado como Distribuidora yTransmisora es ser capaces de sacaradelante proyectos de evacuación decentrales, con el fin de aportar a lacontingencia que vive el país.
Energía Renovable y Grupo SAESA
Centrales ERNCPMGD
Participamos y estamos participando en proyectos como Puyehue Rupanco, que es el primerSistema de Transmisión Adicional para evacuar exclusivamente centrales ERNC de una cuencajunto a otros proyectos de Transmisión y Subtransmisión.
Dentro del ámbito de la Distribución nos sentimos orgullosos de contar con una gran cantidad dePMGDs conectados y por conectar, que vienen a reforzar de manera local y limpia la energía conque abastecemos a nuestros clientes.
Centrales ERNCPMGD
Energía Renovable y Grupo SAESA
La nueva NTCO 2015, clasifica a los proyectos como Impacto significativo o nosignificativo, lo cual influye directamente en si tendrán que realizarmodificaciones en la red o no.
Proyecto PMGD
INS
<=1,5 MW
𝑃𝑀𝐼 ≤ 0,85
∆𝑉 ≤ 6%
∆𝑉 ≤ 8%
Corriente Cortocircuito <85%Cap Ruptura
Nivel de Cortocircuito no debe aumentar mas del 5%
Impacto Significativo
No cumple características INS
Obras Adicionales
¿Porqué revisar la nueva NTCO?Cambios relevante DS 101 y nueva NTCO
Capítulo 2 NTCO 2015: Procedimiento de conexión
Capítulo 3 NTCO 2015: Factor de Referenciación
Capítulo 4 Y 5 NTCO 2015: Exigencias Técnicas para laconexión al sistema de Distribución y Pruebas de conexión
Capítulo 6 NTCO 2015: Pruebas Periódicas de la instalaciónde conexión
Capítulo 7 NTCO 2015: Disposiciones Transitorias
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Revisión nueva NTCO
Articulo 2-12
Requisito de flujo de potencia
Capítulo 2
Nota: Este criterio se utilizará SOLO si no existen otros medios de generación en el Alimentador, ni existen PMGDprevistos de conectar.
PMI: Potencia máxima a inyectar por el PMGD del interesado en MW
Cap. diseño:
Capacidad de diseño del tramo de Alimentador donde se encontrará el Punto de Conexión del PMGD,expresada en MW. Se entenderá capacidad de diseño como la potencia máxima que puede trasmitir unasección de línea de distribución sin superar sus límites térmicos. A efectos de representar dicha capacidad enMVA, se debe suponer factor de potencia equivalente a 0,93.
Título 2-2: Determinación de Impacto no significativo
Articulo 2-3
Requisitos de variación de tensión en el Alimentador
S PMGD: Potencia aparente del PMGD en MVA.
Scc: Potencia de cortocircuito en el Punto de Conexión en MVA.
𝝋: Ángulo de la impedancia de la red en el Punto de Conexión en grados o radianes
𝝈𝟏: Ángulo entre la corriente y la tensión del PMGD o radianes
Título 2-2: Determinación de Impacto no significativo
Capítulo 2
Articulo 2-18
Requisitos respecto al aporte de corriente de cortocircuito
Corriente Cortocircuito en mismo punto < 85% Capacidad de Ruptura Interruptor en la red
Título 2-2: Determinación de Impacto no significativo
Capítulo 2
Artículo 2-16
Requisitos de coordinación de protecciones
Escenarios:a) Nivel si el sistema presenta curvaextremadamente inversas, entonces el PMGDdebe cumplir lo siguiente:
Nivel de cortocircuito no debe aumentar masdel 5%, respecto del mismo sin PMGD.
b) Nivel Si sistema no presenta curvaextremadamente inversas, entonces el PMGDdebe cumplir lo siguiente:
Nivel de cortocircuito no debe aumentar mas del10%, respecto del mismo sin PMGD.
SIMBOLOGÍA
Procedimiento Distribuidora.
Procedimiento Cliente.
Interesados en conectar y/o modificar.
Empresa SubTx.
Capítulo 2
DIAGRAMA PROCESO DS 101 Y NTCO 2015 PMGD
Formulario n°1
Informar a interesados en conectar y/o modificar(zona
adyacente-Últimos 24 meses)
5 días 10 díasFormulario n°2
15 días
SCRFormulario n°3
Carta Complete Antecedentes
Informar a interesados en conectar y/o modificar
Últimos 24 meses.
10 días
10 días
15 días
SCR Completada
Estudios Técnicos Formulario n°4
INS
NO INS
NUEVA SCR
SI
NO
INS20 días
Revierte Flujo
DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Inicial
Capítulo 2
Nota:
Cada Formulario enviado por el cliente y la distribuidora debe ser enviado a la SEC y CDEC, en un plazo nosuperior a 3 días corridos.
Estudios técnicos Formulario n°4
Nueva SCR
Sin DxFormulario n°5
Con DxFormulario n°5
5 días hábiles SI NO
Resultados Estudios técnicos.
Formulario n°6B
ConformidadFormulario n°6
Envío EstudiosFormulario n°6A
ICC/COSTOS-RFFormulario n°7
REVISIÓN
20 días
SI
NO
ConformidadFormulario n°6
5 días hábiles
Nueva SCR
NO INFORMA
Estudios Técnicos Formulario n°4
INS
NO INS
INS
Revierte Flujo
DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Impacto no significativo
Capítulo 2
Estudios técnicos Formulario n°4
ICC-COSTOS-RFFormulario n°7
4 mesesInformar a
interesados en conectar y/o
modificarÚltimos 24 meses.
Prorroga Antes vencimiento-
Informe de estado
9 meses
Prorroga Superintendencia
No se han ejecutado las
obras.
27
mes
es
Termino
10 días
Conformidad ICC Formulario n°8
Correcciones ICC
10 días
Empresa SubTx
10 días
SI
NO
9 meses
9 meses
20 días
Estudios Técnicos Formulario n°4
INS
NO INS
INS
Revierte Flujo
DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Impacto no significativo
Capítulo 2
Conformidad ICC Formulario n°8
Correcciones ICC
20 días 10 díasICC-COSTOSFormulario n°4 Y 7
RespuestaSuperintendencia
5 días
Empresa SubTx
10 días
SI
NO
Informar a interesados en conectar y/o modificar
Últimos 24 meses.
10 días
Estudios Técnicos Formulario n°4
INS
NO INS
INS
Revierte Flujo
DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Impacto significativo
Capítulo 2
Informar
Plan de trabajo(Plazos)
15 días Hábiles
Revierte FlujoInformar
Empresa SubTxFormulario n°3
SEC Informar PMGD
Estudios Técnicos Formulario n°4
INS
NO INS
INS
Revierte Flujo
DS 101 Y NTCO 2015Diagrama Revierte Flujo
Capítulo 2
Artículo 2-28
CDEC autoriza al propietario de la central alimitar las inyecciones del o los PMGD, tal queno se invierta el flujo hacia los serviciosauxiliares.
Título 2-3: Empresas de Distribución conectadas a los servicios auxiliares de un Generador
Capítulo 2
Título 2-5 Determinación de los costos de conexión
Valor presente de los costos asociados a la inversión, operación y mantenimiento, excluyendolas pérdidas, en que debe incurrir la Empresa Distribuida COSIDERANDO LA OPERACIÓN DELPMGD.
Valor presente de los costos asociados a la inversión, operación y mantenimiento, excluyendolas pérdidas, en que debe incurrir la Empresa Distribuida SIN COSIDERAR LA OPERACIÓN DELPMGD.
Artículo 2-31
Capítulo 2
Artículo 2-31
Etapa 1: Inversiones Estructurales
Las inversiones estructurales corresponderán a las inversiones necesarias para mantener las variableseléctricas del sistema de distribución dentro del rango determinado por la normativa vigente. Paradeterminar la necesidad de este tipo de inversiones, se deberá evaluar la red de distribución frente ados escenarios para c/año:
Título 2-5 Determinación de los costos de conexión
Capítulo 2
1) Escenario de demanda neta máxima en el sistema de distribución.
2) Escenario de demanda neta mínima en el sistema de distribución.
VNR: Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones del sistema de distribución bajo
estudio.
CE: Costos de explotación asociados a la zona de la distribuidora.
C Pérdidas: Costo de las pérdidas del sistema de distribución, valorizadas de acuerdo al Precio Equivalentede la subestación primaria de distribución menos el Ajuste o Recargo correspondiente de acuerdo alDecreto de Precio Nudo Promedio
vigente.
Artículo 2-31
Etapa 2:
Título 2-5 Determinación de los costos de conexión
Capítulo 2
Título 2-5 Determinación de los costos de conexión
Capítulo 2
Deberá considerarse los PMGD que se encuentran en funcionamiento en la fecha deevaluación y aquellos que se encuentren con su ICC vigente. No podrán formar parte deninguna de estas dos etapas los Generadores de Emergencia Móvil y generadoresconvencionales que presenten un factor de planta menor al 5%, durante el año anterior.
Debe realizarse : flujos de potencia horarios y técnica de reducción deescenarios (vente días representativos del año).
El primer año se podrá evaluar si requiere Expansiones adicionales, encaso de justificarse una expansión en el ultimo año, se debe aplicar lametodología para cada año del horizonte de evaluación, paradeterminar el año exacto en que el costo de pérdidas justificaexpansión.
La valorización de las instalaciones deberá basarse en los componentes:costos de montaje asociado y recargos, establecidos en el VNR vigenteen la Empresa Distribuidora.
Artículo 2-31Etapa 1 y 2
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Revisión nueva NTCO
Capítulo 2 NTCO 2015: Procedimiento de conexión
Capítulo 3 NTCO 2015: Factor de Referenciación
Capítulo 4 Y 5 NTCO 2015: Exigencias Técnicas para laconexión al sistema de Distribución y Pruebas de conexión
Capítulo 6 NTCO 2015: Pruebas Periódicas de la instalaciónde conexión
Capítulo 7 NTCO 2015: Disposiciones Transitorias
Título 3-2: Responsabilidades y plazos
Capítulo 3
La empresa Distribuidora debe entregar las bases de datos y toda la información necesaria para que los FR puedan ser revisados y producidos pro cualquier interesado.
FR de un alimentador deberá ser calculado por la empresa Distribuidora dos veces al año; 1 de Diciembre y 1 de Junio. Para cada caso, se deberán utilizar como datos de demanda del alimentador y generación de los PMGD, los registros de la operación real de los doce meses inmediatamente anterior a la fecha de realización del cálculo.
Artículo 3-2
Artículo 3-3
Informar al CDEC respectivo y propietarios PMGD, a más tardar los días 7 de diciembre y junio, respectivamente, en caso de observaciones deben ser remitidas a la Distribuidora el día 15 de diciembre y junio, para ser entregados los resultados finales por parte de la Distribuidora antes del 25 de diciembre y junio.
Artículo 3-4
Artículo 3-5
Bloques Horarios (1 factor por cada período):
– Día: 8:01-18:00
– Tarde: 18:01-23:59
– Noche: 00:00-08:00
Perdidas en el alimentador, sin considerar ningún PMGD conectado
Perdidas en el alimentador, considerando a los PMGD conectados
Potencia generada por el PMGD
Título 3-3: Metodología de cálculo del FR
Capítulo 3
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Revisión nueva NTCO
Capítulo 2 NTCO 2015: Procedimiento de conexión
Capítulo 3 NTCO 2015: Factor de Referenciación
Capítulo 4 Y 5 NTCO 2015: Exigencias Técnicas para laconexión al sistema de Distribución y Pruebas de conexión
Capítulo 6 NTCO 2015: Pruebas Periódicas de la instalaciónde conexión
Capítulo 7 NTCO 2015: Disposiciones Transitorias
Título 4-1: Exigencias Generales
Artículo 5-1
Previo a la entrada en operación del PMGD el propietario deberá comunicar la puesta en servicioa la SEC y CDEC, por lo menos 15 días de anticipación, indicando lo siguiente:
Capítulo 4 y 5
a) Una declaración que indique que se cumple la normativa eléctrica vigente yacredite la conformidad con las pruebas de diseño eléctrico, firmada por elpropietario y el instalador eléctrico responsable de la instalación eléctrica delPMGD
b) Antecedentes mínimos del proyecto, tales como: Descripción de losprincipales características del PMGD, como ubicación, potencia, tecnología,diagrama unilineal, planos, memoria de cálculo y estudios, según corresponda.
Título 4-2: Interruptor de acoplamiento e instalación de conexión
Artículo 5-9
Las pruebas de puesta en servicio que seaplicarán a cada equipo serán las siguientes:
a) Respuesta a tensión y frecuenciaanormales
b) Respuesta a sobre corrientes residual y defase
c) Pruebas de aislación
d) Pruebas de formación fortuita de islaeléctrica
e) Limitación de inyecciones de potencia ydisparo transferido
Artículo 4-6, 4-7-,5-10.
Inspecciones Visuales:
a) Elementos mínimos ordenados desde elSD hasta las unidades generadoras:
Desconectador
Equipamiento de medida
Protección RI
Interruptor de Acoplamiento
Capítulo 4 y 5
Artículo 4-6, 4-7-,5-10.
Inspecciones Visuales:
b) Confirmar la existencia delInterruptor de Acoplamiento, esteequipo de maniobras deberá contarcon capacidad de interrupción antelas corrientes de falla previstar en elPunto de Conexión.
c) Los ajustes de la protección RI, tantode los parámetros dedesacoplamiento como de los dereconexión, según las siguientestablas:
Título 4-2: Interruptor de acoplamiento e instalación de conexión
Capítulo 4 y 5
Título 4-2: Interruptor de acoplamiento e instalación de conexión
Título 4-3: Dispositivos de Sincronización
Capítulo 4 y 5
El desconectador (Interruptor de Acoplamiento) deberá ser de apertura visible, estará ubicado en el punto de conexión al SD y será accesible en todo momento al personal de la Empresa Distribuidora.
Los PMGD sincrónicos conectados directamente a la red de media tensión del SD, debe ser automático y contener un equipamiento de medida, consistente en un doble medidor de frecuencia, un doble medidor de tensión y un medidor de tensión de secuencia cero
Artículo 4-8
Artículo 4-12
Título 4-4: Instalaciones de control y medida
Artículo 5-17
El PMGD deberá realizar pruebas a laspuestas a tierra de la instalación deConexión y Unidad Generadora.
Artículo 4-14,4-17,5-18.
El PMGD debe contar con un SISTEMA DEMEDIDAS DE TRANSFERENCIA ECONÓMICA, conun equipo de respaldo mediante batería osistema de almacenamiento de energía, paraoperar 2 horas luego de la interrupción desuministro. Si el PMGD utilizar este sistema,deberá contar con un canal de comunicaciónexclusivo al CDEC y habilitar un acceso a laEmpresa Distribuidora.
El equipo debe con sus respectivos certificadosde aprobación y comprobación de exactitudemitidos por entidades autorizadas.
Capítulo 4 y 5
Artículo 4-15
Los mediares de energía y los EquiposCompacto podrán cumplir con la clase deprecisión igual al 0,5% siempre que lapotencia del PMGD sea menor o igual a 1MW.
Artículo 4-16
Si el PMGD esta compuesto por unidades dedistintas tecnologías, debe tener un equipo demedida que agrupe dichas unidades..
Título 4-4: Instalaciones de control y medida
Capítulo 4 y 5
Artículo 4-19
Todos los PMGD deberán contar con unaprotección RI, la que deberá estar ubicadacercana al equipo de medida o punto a convenirentre las partes. Si el equipo de Acoplamiento esun reconectador, la protección RI podrá estarintegrada a éste.
Artículo 4-18
Para el canal de comunicación hacia la DP delCDEC, el PMGD podrá implementar un canalGPRS o superior con la Empresa Distribuidora,este debe permitir a la Distribuidora acceso alas mediciones del PMGD.
Título 4-4: Instalaciones de control y medidaArtículo 4-20
Artículo 4-24
Los PMGD deben dispones de Sistemas de Comunicación, ya sea telefónico, radiocomunicaciones.
Capítulo 4 y 5
Funcionalidades Protección RI (Interruptor de Acoplamiento):
a) Subtensión
b) Sobretensión
c) Subfrecuencia
d) Sobrefrecuencia
e) Anti isla eléctrica
f) Sobrecorriente de Fase, Residual y Sobretensión de Secuencia Cero
Título 4-5: Comportamiento en estado normal en la red media tensión
Artículo 5-4
Los PMGD que operan con inversoresdeberán cumplir con los límites deinyección de corriente continuaprescritos en el Artículo 4-40 (UnPMGD y su Instalación no deberán unacorriente continua superior al !% delvalor de la corriente nominal en elPunto de Conexión).
Artículo 4-27, 5-7.
Las Pruebas de sincronización, deberán demostrarque se cumple con las exigencias:
a) Oscilaciones de tensión en el Punto deConexión menores a un 6%
b) Generadores sincrónicos, los ajustes máximosdel equipo:
Diferencia de tensión (∆𝑉 =< ±10%)
Diferencia de frecuencia (∆𝑓 < ±0,5𝐻𝑧)
Diferencia de ángulo de fase (∆𝜑 < ±10°)
Capítulo 4 y 5
PMGD Sincrónicos:
1. Aislación del Sistema
2. Variación de tensión y frecuencia
3. Ángulo de fase
PMGD Asincrónicos:
1. Aislación del Sistema
2. Corriente Inrush
Artículo 4-29
La compensación de reactivos asociadas a unPMGD deberá ser consistente con la banda deregulación de tensión, para el punto derepercusión respectivo, si la potencia reactivainyectada por el PMGD presenta oscilacionesque generan variaciones superiores o iguales al5% de la tensión de suministro en el puntorepercusión asociado, la compensación dereactivos deberá ser regulada automáticamente.
Título 4-5: Comportamiento en estado normal en la red media tensión
Capítulo 4 y 5
Título 4-6: Comportamiento estado de falla
Capítulo 4 y 5
Todos los parámetros de tensiones y frecuencias establecida en las disposiciones, deben ser cumplidos en el Punto de Conexión.
Cuando el PMGD este conectado a MT de un SD en el que existe reconexión, el tiempo de despeje de la Protección TI deberá ser lo suficientemente breve para garantizar que el PMGD separe la red MT durante el periodo sin tensión.
Artículo 4-33
Artículo 4-34
Artículo 4-39,5-19
Los PMGD podrán reconectarse automáticamente, si la tensión y frecuencia de la red esta dentro delos siguientes rangos:
Artículo 5-20
Prueba de funcionamiento (una vez conectado el PMGD) de la no formación de isla:
Título 4-6: Comportamiento estado de falla
Capítulo 4 y 5
Red Urbana: 0,94 a 1,06 𝑉𝐶 y 49,6 a 50,4 Hz, durante al menos 5 minutos
Red Rural: 0,92 a 1,08 𝑉𝐶 y 49,6 a 50,4 Hz, durante al menos 5 minutos
Cuando un PMGD se reconecte al SD, luego de una falla el SD o de una isla no intencionada, la potencia inyectada no debe superar el gradiente de 10% de su Capacidad Instalada por minuto.
Comprobar el funcionamiento de separación del SD, operando une quipo que interrumpa la carga
Verificar que la instalación de Conexión deja de energizar sus terminales de salida, y no reconecta o no recomienza su operación dentro del rango de tiempo requerido
Título 4-7: Calidad del servicio del PMGD
Titulo 4-8: Operación en Isla
Capítulo 4 y 5
Un PMGD y Instalación de Conexión no deberán inyectar una corriente continua superior al 1% del valor de corriente nominal en el Punto de Conexión.
Los autoproductores, podrán abastecer su propio consumo, mientras permanezcan aislados del SD, para esto deben implementar un esquema de protecciones que garantice que no inyectarán energía a la red mientras ésta permanezca desenergizada.
Artículo 4-40
Artículo 4-43
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Revisión nueva NTCO
Capítulo 2 NTCO 2015: Procedimiento de conexión
Capítulo 3 NTCO 2015: Factor de Referenciación
Capítulo 4 Y 5 NTCO 2015: Exigencias Técnicas para laconexión al sistema de Distribución y Pruebas de conexión
Capítulo 6 NTCO 2015: Pruebas Periódicas de la instalaciónde conexión
Capítulo 7 NTCO 2015: Disposiciones Transitorias
Pruebas Periódicas (Pruebas de Conexión)
Capítulo 6
La empresa Distribuidora podrá solicitar encualquier momento una verificación delInterruptor de Acoplamiento, de los ajustes dela Protección RI, así como la exigencia delinforme de Pruebas.En caso de irregulares la Empresa Distribuidoradeberá solicitar al PMGD la regularización enun plazo no superior a 10 días hábiles, de locontrario la Empresa Distribuidora estaráfacultada para desconectar el PMGD del SD
Artículo 6-1
La empresa Distribuidora, podrádesconectar a un PMGD del SD, sin previoaviso, en caso que compruebe peligroinminente y además perturbaciones queencontrándose fuera de los rengosestablecidos en la Norma Técnicacorrespondiente que afecten sus propiasinstalaciones. Esto también es válido parael caso en que la superación de la potenciainyectada ´máxima comprometa laoperación del SD o que afecte que losajustes de las protecciones de la red seencuentran adulteradas..
Artículo 6-2
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Revisión nueva NTCO
Capítulo 2 NTCO 2015: Procedimiento de conexión
Capítulo 3 NTCO 2015: Factor de Referenciación
Capítulo 4 Y 5 NTCO 2015: Exigencias Técnicas para laconexión al sistema de Distribución y Pruebas de conexión
Capítulo 6 NTCO 2015: Pruebas Periódicas de la instalaciónde conexión
Capítulo 7 NTCO 2015: Disposiciones Transitorias
Disposiciones Transitorias
Capítulo 7
SCR favorable
Debe continuar con tramitación
SCR desfavorable
Distribuidora debe enviar el Formulario 6B
El PMGD debe responder con un Formulario 6A
Los interesados cuya SCR se encuentra en trámite, tendrán el derecho de retirar sus solicitudes e iniciar un nuevo proceso de conexión bajo el amparo de la nueva regulación
Artículo 7-2
Artículo 7-2
Los PMGD que ya se encuentrenconectados a una red de distribucióndeberán comunicar a la Superintendenciacon copia a la Empresa Distribuidora, a mástardar el 1 de Diciembre de 2015, losantecedentes que permiten comprobarque sus instalaciones cumplen con lasexigencias que establece la normas, de locontrario deberán indicar el plazo en elcual ejecutará las adecuacionespertinentes, presentando un plan detrabajo con una duración que no podrásuperar los 18 meses.
Disposiciones Transitorias
Artículo 7-3
Los PMGD que hayan resulto el pasoasociado a las pérdidas, por un periodo detiempo definido, previamente al ingreso dela norma, tendrán un factor dereferenciación igual a uno.
Una vez que el periodo haya caducadodeberán ser referenciados con el FRL delalimentador al que se encuentreconectado y participar del cálculo deacuerdo a lo dispuesto en el CAPÍTULO 3.
Capítulo 7
Disposiciones Transitorias
Capítulo 7
Artículo 7-4PMGD
ConectadosAdaptar
instalaciones
Artículo 7-5PMGD
Conectado6 meses envío
informe
Decreto Supremo 101 Y NTCO 2015
Noviembre, 2015.