Byron Camilo Meneses Hevia Control de Frecuencia...

Informe Proyecto de Título de Ingeniero Civil Eléctrico

Byron Camilo Meneses Hevia

Escuela de Ingeniería Eléctrica

Control de Frecuencia del Sistema SIC-SING con Alta Penetración de ERNC

Byron Camilo Meneses Hevia

Informe Final para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico,

aprobada por la comisión de la

Escuela de Ingeniería Eléctrica de la

Pontificia Universidad Católica de Valparaíso

conformada por

Sr. Jaime Peralta Rodríguez

Profesor Guía

Sr. Miguel Lopez González

Segundo Revisor

Sr. Jorge Mendoza Baeza

Secretario Académico

Valparaíso, 28 de febrero de 2017

Control de Frecuencia del Sistema SIC-SING con Alta Penetración de ERNC

A mis padres, María Elena y Ernesto.

Agradecimientos En primer lugar quiero agradecer a mis padres Ernesto y María Elena, por ser el pilar y un apoyo

fundamental durante toda mi formación como persona y profesional, a mi hermano Andrés y mi

novia Viviana, por su apoyo constante e incondicional. Sin duda sin su esfuerzo, apoyo y cariño

no sería la persona que soy.

Agradecer a mi profesor guía, Jaime Peralta por tomarse el tiempo de responder cada una de las

consultas que fueron surgiendo a lo largo del proyecto y también por su apoyo y consejos.

También agradezco a mi profesor co-referente, Miguel López por su crítica constructiva y por el

apoyo brindado durante el proceso de este proyecto.

Agradecer a todos los que de alguna u otra manera estuvieron acompañándome durante este

proceso, a mis amigos que siempre me dieron palabras de apoyo cuando las necesite, a los

compañeros de laboratorio, con quienes sigo compartiendo y con quienes compartimos

experiencias para poder sacar adelante nuestros proyectos.

Valparaíso, 28 de febrero de 2017 B. M

Resumen En el presente Informe se realiza un estudio de control de frecuencia en sistemas eléctricos de

potencia, mediante la herramienta de análisis EMTP-RV. Este estudio se aplica al nuevo sistema

eléctrico nacional (SEN), el cual está compuesto por dos de los cuatro sistemas interconectados

eléctricos chilenos que son: el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado

del Norte Grande (SING).

Gran parte de la regulación de frecuencia lo realizan los sistemas de control que regulan la

velocidad de las máquinas síncronas, los cuales son llamados gobernadores o reguladores de

velocidad y son los encargados de reestablecer la frecuencia eléctrica del sistema a valores dentro

de un rango aceptable, el cual está estipulado en la normativa chilena.

Dentro de las actividades desarrolladas en este proyecto se tiene: la modelación de los

reguladores de velocidad de las máquinas síncronas participantes en el modelo reducido SIC-

SING desarrollado en la herramienta de análisis EMTP-RV, la cual se basa en los modelos de las

bases de datos en la herramienta de análisis PF DigSILENT publicadas por cada uno de los centros

de despacho económicos de carga (CDEC). Estas bases de datos contienen los sistemas de control

de cada una de las centrales de generación participantes en los sistemas SIC y SING.

Posteriormente a la modelación de los reguladores de velocidad, se realiza una estimación de la

demanda de potencia hacia el año 2021 de cada una de las cargas modeladas en EMTP-RV para

los dos sistemas (SIC y SING) de manera de ser incluidas en el sistema reducido SIC-SING al 2021.

En relación a la modelación de ERNC, se utilizan convertidores de electrónica de potencia

modelados mediante una fuente de corriente alimentando un convertidor fuente de voltaje

(VSC), emulando generación renovable en base a inversores los cuales son conectados a barras

específicas del sistema como clúster de energías renovables para luego crear escenarios de

penetración de ERNC de 20%, 25% y 30%.

Para cada uno de los escenarios se aplica una contingencia simple que consiste en la salida

intempestiva de la mayor unidad de generación del sistema de manera de verificar la peor

condición de caída de la frecuencia, para luego ser comparados con los rangos establecidos por

la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio NTSyCS.

Palabras claves: Control de frecuencia, Sistemas de Control, Regulador de Velocidad, ERNC, VSC.

Abstract In the present report, a frequency control study in electric power systems, through EMTP-RV

analysis tool, will be carried out. This study will be applied to the new national electric system

(SEN), which includes two out of the four Chilean interconnected electric systems, named

Sistema Interconectado Central (SIC) and Sistema Interconectado Del Norte Grande (SING).

Large part of frequency regulation is carried out by control systems that control speed on

synchronous machines called governors or speed controllers which are in charge of restoring

system frequency within suitable ranges according to Chilean electric grid code.

Among the activities developed on this project are synchronous machines speed controllers

modelling in the reduced SIC-SING system available on the analysis tool EMTP-RV which is based

on the information published by the Load Economic Dispatch Center (CDEC) in the analysis tool

PF DigSILENT.

After speed controller’s modelling, a power demand estimation up to year 2021 for both systems

(SIC and SING) is carried out with the aim of including them later on the reduced EMTP-RV SIC-

SING system for year 2021. The ERNC modelling is done based on power electronic converters,

using a Voltage Source Converter (VSC model), which are connected to specific system’s bars as

a energy cluster to create ERNC penetration scenarios of 20%, 25% and 30%.

For each scenarios a simple contingency is applied consisting of a loss of a main power generation

unit from the system with the aim of verifying results the frequency response for the worst

conditions and to compare with requirements established by the Chilean grid code (NTSyCS).

Key words: Frequency Control, Control System, Governors, ERNC, VSC.

Índice general Introducción ................................................................................................................. 1

Objetivos Generales ............................................................................................................................ 2 Objetivos Específicos .......................................................................................................................... 3

1 Estabilidad de Frecuencia en Sistemas Eléctricos de Potencia ........................... 4 1.1 Estabilidad en Sistemas Eléctricos de Potencia ......................................................................... 4

1.1.1 Estabilidad Angular ............................................................................................................ 5 1.1.2 Estabilidad de Voltaje ......................................................................................................... 5 1.1.3 Estabilidad de Frecuencia.................................................................................................. 5

1.2 Control y Regulación de Frecuencia........................................................................................... 5 1.2.1 Respuesta Inercial .............................................................................................................. 7 1.2.2 Control Primario de Frecuencia (CPF) ............................................................................. 8 1.2.3 Control secundario de frecuencia ................................................................................... 15

1.3 Normativa vigente sobre Control de Frecuencia ..................................................................... 16 1.3.1 Rangos de Estabilidad según NTSyC .............................................................................. 16

2 Energías Renovables No Convencionales ............................................................ 19 2.1 Generación eólica ....................................................................................................................... 19

2.1.1 Máquina de inducción doblemente alimentada (DFIG) .............................................. 20 2.1.2 Máquina sincrónica de imanes permanentes ............................................................... 20

2.2 Generación Fotovoltaica ............................................................................................................ 21 2.3 Estabilidad a altos niveles de penetración de ERNC ............................................................... 24

2.3.1 Efectos en la Respuesta Inercial (RI) ............................................................................... 24 2.3.2 Efectos en el Control Primario de Frecuencia (CPF) ..................................................... 24

2.4 Nivel de penetración de ERNC en SIC-SING ............................................................................ 25

3 Modelación de Sistemas de Control ..................................................................... 27 3.1 Modelo Sistema Interconectado Central (SIC) ........................................................................ 27 3.2 Modelo Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) .................................................... 30 3.3 Modelación de Sistemas de Control .......................................................................................... 31

3.3.1 Traducción del Modelo .................................................................................................... 32 3.3.2 Creación de Subcircuito de Regulador de Velocidad .................................................... 33

Índice general

3.3.3 Creación de Máscara de Datos y Parámetros ................................................................ 33 3.3.4 Inserción del Regulador de Velocidad en Planta de Control ........................................ 35

3.4 Modelación de Reguladores de Velocidad del SIC ................................................................... 35 3.4.1 Regulador de Velocidad Central El Toro ........................................................................ 36 3.4.2 Regulador de Velocidad Central Canutillar .................................................................... 36

3.5 Modelación de Reguladores de Velocidad del SING ................................................................ 37 3.5.1 Regulador de Velocidad de Central Tocopilla 16 ........................................................... 37 3.5.2 Regulador de Velocidad de Central Angamos ................................................................ 37

3.6 Reguladores de Velocidad IEEE ................................................................................................. 38 3.6.1 Regulador de Velocidad IEEE Para Turbina Térmica .................................................... 38 3.6.2 Regulador de Velocidad IEEE para Turbina Hidráulica ................................................ 39

4 Modelo Reducido SIC-SING al 2021con Alta Penetración de ERNC................. 41 4.1 Planes de Expansión del SIC-SING Reducido al 2021 .............................................................. 41

4.1.1 Plan de Expansión del SIC ............................................................................................... 41 4.1.2 Plan de Expansión del SING ............................................................................................ 43 4.1.3 Plan de Obras de Interconexión SIC-SING .................................................................... 44

4.2 Estimación de Demanda al año 2021 ........................................................................................ 44 4.2.1 Previsión de Demanda Zona SIC .................................................................................... 44 4.2.2 Previsión de Demanda Zona SING ................................................................................. 45 4.2.3 Demanda SIC-SING al 2021 ............................................................................................ 46 4.2.4 Escenarios de Operación SIC-SING 2021 ....................................................................... 48

4.3 Modelación ERNC en SIC-SING al 2021 ................................................................................... 49 4.3.1 Fuente de Corriente DC ................................................................................................... 49 4.3.2 Convertidor VSC ............................................................................................................... 50

4.4 Escenarios de Alta Penetración de ERNC ................................................................................. 54 4.4.1 Escenario de 20% de ERNC .............................................................................................. 54 4.4.2 Escenario de 25% de ERNC .............................................................................................. 57 4.4.3 Escenario de 30% de ERNC ............................................................................................. 59

5 Contingencias y Análisis de Resultados ............................................................... 61 5.1 Antecedentes de Contingencia .................................................................................................. 61

5.1.1 Antecedentes de Simulación ........................................................................................... 62 5.1.2 Normativa Eléctrica .......................................................................................................... 62

5.2 Resultados de Simulación .......................................................................................................... 63 5.2.1 Escenario H-Húmeda 20% ERNC ................................................................................... 63 5.2.2 Escenario H-Seca 20% ERNC .......................................................................................... 66 5.2.3 Escenario H-Húmeda 25% ERNC ................................................................................... 70 5.2.4 Escenario H-Seca 25% ERNC .......................................................................................... 73 5.2.5 Escenario H-Húmedo 30% ERNC ................................................................................... 77 5.2.6 Escenario H-Seca 30% ERNC .......................................................................................... 80

5.3 Análisis de Resultados y Cumplimiento con la NTSyCS .......................................................... 84 5.3.1 Escenarios H-Húmeda ..................................................................................................... 85 5.3.2 Escenarios H-Seca ............................................................................................................ 86

Índice general

Discusión y conclusiones .......................................................................................... 88

Bibliografía ................................................................................................................. 92

1

Introducción Este año comenzó a operar el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, el cual

fue establecido en la nueva ley de transmisión, y a comienzo del año 2018 se produce la

interconexión de dos de los cuatro sistemas eléctricos nacionales que son; el Sistema

Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). El objetivo de

la interconexión de estos dos sistemas es aprovechar la sinergia de ambos en beneficio de los

clientes, además de potenciar funciones en la planificación del sistema de transmisión y

promover nuevas tecnologías para el buen funcionamiento del sistema.

La interconexión SIC-SING consiste en unir estos dos sistemas mediante una línea de transmisión

doble circuito en corriente alterna conectando las subestaciones Nueva Cardones 500 kV y

Cumbres 500 kV por el SIC, y la subestación Changos 500 kV por el SING, Línea que contará con

compensación serie y paralela para el año 2018. Este proyecto también contempla un enlace entre

la subestación Nueva Encuentro 500 kV y la subestación Changos 500 kV, con transformación en

Encuentro y Changos 500/220 kV y un enlace entre la subestación Changos y Kapatur en 220 kV.

Como todo sistema eléctrico de potencia, el sistema SIC-SING tiene por objetivo entregar un

servicio eficiente, confiable y de buena calidad a todos sus clientes, tanto regulados como clientes

libres. Una de las formas de velar por el buen servicio de este sistema es mediante la dirección de

planificación y desarrollo como también la dirección de operación, las cuales deben realizar

diversos estudios eléctricos tales como: estudios de flujo de potencia para distintos escenarios de

operación del sistema, estudios de corto circuito en las barras más importantes del sistema y para

distintas condiciones de operación de este, estudios de estabilidad tanto transitoria como

permanente, entre otros. Así con estos estudios se busca verificar el cumplimiento de los

estándares y normas de desempeño del sistema bajo diferentes condiciones de operación.

Uno de los tantos estudios de estabilidad que se deben realizar para el sistema SIC-SING es el

estudio de control de frecuencia. Este consiste en verificar que se cumpla con los niveles de

frecuencia establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) para

cada uno de los escenarios de operación aplicando diferentes contingencias que pongan en riesgo

la estabilidad de frecuencia del sistema.

Introducción

2

La estabilidad de frecuencia del sistema se puede poner en riesgo mediante dos formas

reduciendo la inercia del sistema, reduciendo la velocidad de caída de la frecuencia y no

cumpliendo con los límites mínimos de frecuencia establecidos en la NTSyCS, y la otra mediante

la poca reserva de potencia activa que tenga el sistema para poder compensar la falta de

generación provocando el no cumplimiento de los rangos mínimos de recuperación de la

frecuencia del sistema. Estas dos formas de poner en riesgo la estabilidad de frecuencia del

sistema podrían incrementarse con una alta penetración de Energías Renovables No

Convencionales (ERNC) en base a convertidores de electrónica de potencia, las cuales no aportan

inercia al sistema debido al desacoplo entre el generador y la red eléctrica para el caso de

generación eólica y para el caso de generación fotovoltaica, que no cuentan con máquinas

rotatorias dentro de sus composición tecnológica.

En relación a la penetración de Energías Renovables No Convencionales en base a convertidores

electrónicos de potencia, se puede decir que Chile es el país con mayor potencial en el mundo en

generación de tipo solar [1]. En relación a esta última, chile cuenta con los mayores niveles de

radiación solar del mundo tanto en intensidad como en tiempo de duración de esta radiación, y

por ende, es el país que debe realizar este tipo de proyectos de manera de aprovechar todo ese

potencial existente justamente en la zona norte del sistema SIC-SING.

Por lo tanto, es necesario analizar el control de frecuencia del sistema SIC-SING con altos niveles

de penetración de este tipo de generación renovable de manera de ver si el sistema es capaz de

recuperar la frecuencia eléctrica a rangos aceptados por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad

de Servicio, ante una contingencia simple como es la salida intempestiva de la unidad de

generación con mayor capacidad del sistema.

En el desarrollo de este proyecto se realizarán actividades como; la modelación de los sistemas de

control encargados de la regulación de frecuencia para las centrales participantes del Modelo

Reducido SIC-SING al año 2021 en la herramienta computacional EMTP-RV , la modelación de

los sistemas de generación basados en energías renovables no convencionales en base a

convertidores electrónicos de potencia. También se realizará la proyección de la demanda del

sistema hacia el año 2021 para posteriormente realizar la modelación de los escenarios de

penetración de un 20%, 25% y 30% de generación en base a este tipo de tecnología para una

hidrología seca y húmeda. Por último, se realizarán las contingencias para cada uno de los

escenarios de penetración de energías renovables de manera de verificar el cumplimiento de la

NTSyCS en relación al control de frecuencia.

Objetivos Generales

Realizar un estudio de control de frecuencia para el sistema SIC-SING al año 2021 para

escenarios de penetración de un 20%, 25% y 30% de ERNC en base a convertidores de

electrónica de potencia.

Introducción

3

Objetivos Específicos

Realizar la modelación de los reguladores de velocidad, en la herramienta EMTP-RV, de

las centrales participantes en el Modelo reducido SIC-SING en base a la información de

los CDECs en la herramienta PF DigSILENT.

Realizar la modelación de las ERNC en base a convertidores de electrónica de potencia

como clúster de energía ingresando a una barra especifica del sistema SIC-SING.

Realizar los escenarios de hidrología húmeda y seca para escenarios de penetración de

ERNC de 20%, 25% y 30%.

Realizar las contingencias respectivas y verificar el cumplimiento de la NTSyCS respecto

al control de frecuencia.

4

1 Estabilidad de Frecuencia en Sistemas Eléctricos de Potencia 1.1 Estabilidad en Sistemas Eléctricos de Potencia

La estabilidad de un sistema de potencia consiste en la propiedad que le permite permanecer

operando en un estado de equilibrio bajo condiciones normales de operación o bien, cambiar a

un nuevo estado de equilibrio después de haber estado sometido a una perturbación [2] [3] [4]

[5].

La estabilidad de un sistema se clasifica según tres variables de interés que la determinan, y a la

vez están subdivididas según la magnitud de la perturbación y sus constantes de tiempo. Estas

corresponden a las excursiones angulares de los rotores de generadores síncronos del sistema

(estabilidad angular), la tensión en las barras del sistema (estabilidad de voltaje) y la frecuencia

del sistema (estabilidad de frecuencia). La Figura 1-1 muestra un esquema de clasificación de la

estabilidad en sistemas eléctricos de potencia.

Figura 1-1: Clasificación de estabilidad en sistemas de potencia [6].

1 Estabilidad de Frecuencia en Sistemas Eléctricos de Potencia

5

1.1.1 Estabilidad Angular

La estabilidad angular se refiere a la capacidad de mantener el sincronismo de todas las máquinas

síncronas conectadas a una misma red luego de una perturbación. Esto corresponde a mantener

el balance entre el torque electromagnético y el torque mecánico de la máquina síncrona [3].

La inestabilidad angular se debe entonces a un desequilibrio entre las fuerzas electromagnéticas

y las mecánicas aplicadas a la máquina.

La estabilidad angular se subdivide en dos fenómenos:

o Estabilidad de pequeña señal

o Estabilidad transitoria

1.1.2 Estabilidad de Voltaje

La estabilidad de tensión es la capacidad del sistema de mantener la tensión dentro de un rango

preestablecido en todas las barras del sistema, luego de sucedida una falla. La inestabilidad de

tensión ocurre cuando existe una constante reducción o aumento descontrolado de la tensión en

las barras de un área., donde el principal factor causante de la inestabilidad de tensión es el

desequilibrio de la potencia reactiva en el sistema [3].

1.1.3 Estabilidad de Frecuencia

La estabilidad de frecuencia corresponde a la capacidad del sistema de mantener la frecuencia

dentro de un rango cercano a la frecuencia nominal de 50 [Hz] en el caso de los sistemas

interconectados chilenos. Esto se logra manteniendo el balance entre la potencia activa generada

y consumida.

La inestabilidad se puede producir debido a oscilaciones no amortiguadas de la frecuencia lo cual

puede terminar en las desconexiones de centrales de generación o cargas del sistema.

La estabilidad de frecuencia a corto plazo está asociada a salidas intempestivas de centrales

generadoras o cambios bruscos en la demanda, lo cual puede causar desequilibrios inestables

para el sistema provocando la desconexión de más elementos. En cambio la estabilidad de

frecuencia a largo plazo se debe a descoordinaciones de control y protecciones, o a falta de

reservas de potencia activa en el sistema para realizar la regulación secundaria de frecuencia y así

reestablecer el equilibrio.

1.2 Control y Regulación de Frecuencia

Como se comentó anteriormente la estabilidad de frecuencia de un sistema de potencia es la

capacidad de éste para mantener la frecuencia constante (50 Hz) o dentro de rangos aceptables

frente a perturbaciones de pequeño o gran tamaño. Esto depende del balance de potencia activa

del sistema, vale decir, del equilibrio entre la potencia generada (PG), la potencia demandada (PD)

y la potencia disipada en forma de pérdidas (PP), como se muestra en la siguiente expresión:


6

(1-1)

Al producirse un desbalance en la ecuación, debido a variaciones de potencia ya sea en

generación o demanda (consumo), la energía almacenada en las masas rotantes de los pares

turbina-generador, circula hacia la red frente a una falta de potencia (déficit de potencia), y en

sentido contrario frente a un exceso de potencia (superávit de potencia). Debido a desequilibrios

importantes, la velocidad de rotación de las máquinas síncronas se reduce o incrementa, lo que

provoca una baja o un alza de frecuencia en el sistema, respectivamente [2].

Es por esto que las máquinas generadoras a fin de conservar la estabilidad del SEP tienen que ser

capaces de compensar las variaciones de potencia activa que puedan presentarse en algún

momento. Para ello, el sistema de potencia, y cada una de las unidades generadoras debe contar

con sistemas de control.

Desde el punto de vista dinámico, la respuesta en frecuencia del sistema se puede dividir en tres

intervalos de tiempo asociados a la respuesta y control de frecuencia que son [7] [8]: respuesta

inercial (RI), control primario de frecuencia (CPF) y control secundario de frecuencia (CSF). La

Figura 1-2 nos muestra la caída de la frecuencia después de la salida de un generador sincrónico

en el cual se describen los intervalos asociados a cada respuesta o control de frecuencia.

Figura 1-2: Respuesta de la frecuencia en el tiempo ante la salida de un generador [7].

Una vez ocurrido el desbalance, el sistema intenta compensar de inmediato liberando o tomando

energía cinética de las masas rotantes de los generadores síncronos, lo que se traduce a una caída

sostenida de la frecuencia del sistema ya que los sistemas de regulación no actúan en los segundos

inmediatamente posteriores a la perturbación. Así la respuesta inercial, que corresponde al área

sombreada de la Figura 1-2, no puede impedir las desviaciones en la frecuencia del sistema, sino

que sólo determina la desviación máxima y la rapidez con que cae la frecuencia.

En relación al control primario de frecuencia (CPF), este se refiere a las acciones ejercidas

rápidamente de manera automática de las unidades generadoras del sistema que participan en el


7

control de frecuencia. El CPF tiene la misión de llevar la frecuencia a valores dentro de un rango

aceptable en un corto intervalo de tiempo.

Como se puede apreciar en la Figura 1-2 y producto de las características que tienen los

reguladores de velocidad de las unidades generadoras del CPF, es que se genera un error en la

frecuencia del sistema con respecto a su valor nominal de operación. Esto requiere de acciones

adicionales para corregir esta desviación.

El que exista un error en régimen permanente, provoca que se realicen acciones adicionales para

anular este error y así permitir que las unidades generadoras que participan del CPF puedan

reestablecer nuevamente su producción de acuerdo al despacho económico. Estas acciones

corresponden al Control Secundario de Frecuencia (CSF).

El CSF básicamente ajusta las referencia de un conjunto de unidades de generación para

compensar el error de frecuencia en estado estable y puede ser realizado de forma automática,

implementando un control automático de generación (AGC), o bien, de forma manual por el

operador de despacho en conjunto con los generadores que participan del CSF.

A continuación se describen con mayor detalle cada uno de estos intervalos que componen la

respuesta de la frecuencia en el tiempo para un sistema eléctrico de potencia.

1.2.1 Respuesta Inercial

La respuesta inercial (RI) corresponde a la reacción siguiente a una perturbación que tenga el

sistema asociada a desbalances de potencia activa. Esta consiste en una caída brusca y sostenida

de la frecuencia eléctrica debido a la desaceleración de los generadores síncronos que están en

operación.

La inercia del sistema está asociada a la inercia de sus generadores, por lo que mientras mayor

sea la inercia del sistema, menor será la desviación en la frecuencia de este en los segundos

siguientes a la perturbación.

A modo de ejemplificar la respuesta inercial de un SEP, es conveniente considerar un sistema con

una máquina rotatoria cuyo comportamiento dinámico queda descrito por la conocida

“Ecuación de Swing” y que es equivalente rotacional de la segunda ley de newton.

(1-2)

Donde J corresponde al momento de inercia del rotor de la máquina, la velocidad angular del

rotor, y torque mecánico y eléctrico respectivamente que su diferencia provoca un torque

acelerante (o desacelerante) en la máquina. Este torque genera una variación de la velocidad

angular del rotor en una tasa inversamente proporcional a su momento de inercia.

Podemos normalizar la ecuación anterior en términos de la constante H (constante de inercia de

la maquina rotatoria) en por unidad de la siguiente manera:


8

(1-3)

Donde de (1-2) y (1-3) podemos obtener la ecuación de swing con todas sus variables definidas

en por unidad como sigue:

(1-4)

Si extendiéramos el sistema a más de una máquina síncrona, la inercia del sistema corresponde a

la integración de las inercias de cada una de las unidades generadoras. Existen valores típicos de

H para el par turbina-generador de los distintos tipos de centrales eléctricas, por ejemplo, para

centrales termoeléctricas el valor de H fluctúa entre 2,5 y 10 y entre 2,0 y 4,0 para centrales

hidráulicas [2].

Figura 1-3: Caída de frecuencia para distintos valores de H [7].

La Figura 1-3 muestra la caída en la frecuencia debido a la salida intempestiva de generación con

distintos valores de momento de inercia H en donde se comprueba que a mayor inercia saliendo

del sistema, más brusca es la pendiente con que cae la frecuencia un sistema y mayor es la

variación de la frecuencia del sistema (cae a una frecuencia menor).

Grandes desviaciones respecto del valor nominal, pueden llevar a la desconexión de carga

producto de la activación de los Esquemas de Desconexión Automáticos de carga (EDAC), para el

caso de disminución en la frecuencia, y activación de Esquemas de Desconexión Automáticos de

Generación (EDAG), para el caso de un alza en la frecuencia.

1.2.2 Control Primario de Frecuencia (CPF)

El CPF corresponde a la acción automática que realizan los reguladores de velocidad de las

unidades generadoras con el fin de corregir los desbalances entre generación y carga, controlando

así las variaciones de frecuencia del sistema. Ante un desbalance entre la potencia de generación

y la consumida, el principal objetivo del CPF es estabilizar la frecuencia del sistema en un valor

cercano al valor nominal. Este control tiene directa relación con las reservas de potencia que se


9

activan automáticamente en los primeros segundos después de ocurrido un cambio en la

frecuencia del sistema.

Para poder describir el proceso de control primario de frecuencia es necesario conocer la función

de transferencia del generador y del regulador de velocidad.

Función de Transferencia del Generador

Al igual que la respuesta inercial de la máquina sincrónica, la ecuación de swing llevada a

variables en valores unitarios y relacionados con la constante de inercia de la máquina(1-2),

puede ser expresada de la siguiente manera [8]:

(1-5)

Ahora, dado que la idea es regular la potencia eléctrica, podemos expresar la ecuación (1-5) en

términos de potencia en vez de par electromagnético. Para ello recordemos que la relación entre

potencia y par es:

(1-6)

Por tanto, considerando una pequeña desviación a partir de un estado inicial determinado por el

subíndice 0, podemos decir que:

(1-7)

Tomando solo los incrementos, y despreciando los términos de segundo orden,

(1-8)

Luego en el eje de la máquina,

(1-9)

Ahora, en régimen permanente se cumple la siguiente relación:

(1-10)

En donde también el valor de es igual a “1” en valores en por unidad. Entonces la ecuación

(1-9) que descrita de la siguiente manera:

(1-11)

Así, considerando pequeños incrementos alrededor del régimen permanente, podemos reescribir

la ecuación (1-5)como sigue:

(1-12)


10

Ecuación que se conoce como ecuación de oscilación de la máquina sincrónica, y cuyo diagrama

en bloques es el que se muestra en la Figura 1-4.

Figura 1-4: Diagrama en bloques representativo de ecuación de oscilación de máquina síncrona [8].

Respuesta de la carga ante variaciones de frecuencia

Como podemos saber existen algunas cargas que demanda una potencia que es independiente

de la frecuencia de alimentación, como por ejemplo cargas resistivas destinadas al calentamiento

o lámparas incandescentes para la iluminación [9]. Por el contrario, otras cargas responden a una

variación de la frecuencia aumentando o disminuyendo la demanda, como lo son por ejemplo los

ventiladores y bombas centrifugas [9]. Entonces, la relación entre el incremento de la demanda

total y el incremento de la frecuencia en un sistema se puede describir de la siguiente manera:

(1-13)

Donde corresponde al incremento en la potencia independiente de la frecuencia, y D es el

factor de amortiguamiento de carga en función de la frecuencia, y este varía entre un 1 y 2%. Esta

constante actúa como mecanismo de amortiguamiento de la variación de frecuencia: todo

aumento de frecuencia provoca un ligero aumento de la demanda , la cual se opone al

incremento de la frecuencia inicial.

Ahora, llevando la ecuación (1-13) a la ecuación (1-12) podemos obtener el diagrama en bloques

de la Figura 1-5.

Figura 1-5: Diagrama en bloques de ec. de oscilación con efecto de frecuencia sobre demanda [8].


11

Si no existe regulación de velocidad en los generadores sincrónicos, esta sería la respuesta del

sistema frente a variaciones de la demanda, la cual quedaría determinada por la constante de

inercia H y por la constante de amortiguamiento D.

Regulador isócrono aplicado a un generador sincrónico

A modo de comprender el mecanismo de regulación de frecuencia, consideremos, a partir de la

Figura 1-5, un sistema de control que cierre el bucle entre el error de frecuencia y potencia

mecánica mediante una acción integral [8]. Este sistema lo representamos en la Figura 1-6, donde

por simplicidad despreciamos la dinámica del accionamiento de la válvula de admisión, turbina,

etc. Ante un error negativo de la frecuencia, el gobernador (regulador de velocidad) aumenta la

potencia mecánica aplicada sobre el eje, lo cual tiende a reducir el error de frecuencia. El efecto

integrador del regulador hace que el régimen permanente se alcance cuando el error de

frecuencia sea cero.

Figura 1-6: Esquema de regulación de velocidad usando un gobernador isócrono [8].

La Figura 1-7 representa la respuesta temporal del gobernador isócrono ante un incremento en la

demanda de potencia.

Figura 1-7: Respuesta escalón de un gobernador isócrono [8].


12

En un comienzo, la diferencia entre la potencia mecánica y eléctrica hace que la velocidad de giro

de la máquina comienza a disminuir, donde la rapidez de caída depende de la inercia de la

máquina. El lazo regulador comienza a incrementar la potencia mecánica, lo que se traduce en

que la caída de velocidad se ralentiza hasta que la potencia mecánica supera a la eléctrica, ya que

es ahí donde la velocidad comienza a crecer, y finalmente la velocidad de giro coincide con la de

referencia y la potencia generada con la potencia que se demanda.

El gobernador isócrono mantiene la frecuencia constante en régimen permanente, lo que lo hace

ideal para un sistema aislado donde existiera un único generador sincrónico, o bien donde el resto

de los generadores no participen en el CPF. Sin embargo, si tuviéramos dos generadores

sincrónicos que ejecutasen el CPF, ambos competirían por alcanzar su propia velocidad de

referencia, lo que haría que el comportamiento del sistema fuera inestable. Como en un sistema

eléctrico es deseable que un elevado número de generadores participen del CPF, el gobernador

isócrono no se aplica en la práctica.

Regulador con estatismo

Este gobernador con característica frecuencia-potencia negativa (estatismo) es la solución

adoptada para resolver el problema de la regulación primaria de frecuencia para más de un

generador sincrónico actuando en la regulación del sistema [5] [8].

Figura 1-8: Diagrama de un gobernador con estatismo [8].

Al permitir que varios generadores síncronos participen en el CPF dentro de un mismo sistema,

debemos aplicar en cada uno de ellos una característica frecuencia-potencia en régimen

permanente negativa, introduciendo el lazo de control adicional que muestra la Figura 1-8. Este

lazo adicional puede reducirse al diagrama en bloque de la Figura 1-9. Donde tiene el valor de:

(1-14)


13

Mediante el diagrama de la Figura 1-9 podemos comprobar que la constante es la que

determina la característica del regulador en régimen estacionario.

Figura 1-9: Diagrama en bloque reducido del gobernador con estatismo [8].

La constante se conoce como estatismo de un generador, y es igual a la relación entre el

incremento relativo (por unidad) de velocidad y el incremento relativo de potencia de salida

, como describe la (1-15).

(1-15)

Donde es la frecuencia en régimen permanente en vacío (sin carga), es la frecuencia en

régimen permanente a plena carga, y la frecuencia nominal. Esta ecuación se puede expresar

gráficamente en la Figura 1-10, donde el estatismo R es la pendiente de la característica

frecuencia-potencia.

Figura 1-10: Característica frecuencia potencia-negativa de un generador sincrónico [8].

El estatismo puede expresarse en valores unitarios o en porcentajes. Donde por ejemplo, un valor

común para el estatismo es 5% y significa que un incremento de un 5% en la frecuencia provoca

un incremento del 100% en la apertura de la válvula y en la potencia de salida del generador.

La existencia del estatismo en las máquinas sincrónicas que actúan en el CPF provoca la aparición

de un error en la frecuencia en régimen permanente, al contrario de lo que sucedía en el caso del

regulador isócrono. La Figura 1-11 muestra la respuesta al escalón de un sistema con estatismo.


14

Como se puede observar, la frecuencia final es distinta a la inicial, a diferencia de la respuesta

dinámica del regulador isócrono representada en la Figura 1-7. Sin embargo, este mecanismo es

el que nos permite que exista la participación de varias unidades generadoras simultáneamente

actuando en el control primario de frecuencia.

Figura 1-11: Respuesta dinámica de un sistema con estatismo [8].

Control primario de frecuencia con unidades en paralelo

La existencia del estatismo en el CPF nos permite que simultáneamente participen varias

unidades generadoras en dicho control. A modo de simplicidad explicaremos el proceso con solo

dos unidades de generación en paralelo, las cuales tienen un estatismo y y responde a una

variación de frecuencia . Las unidades varían su potencia de generación según las siguientes

expresiones [3]:

(1-16)

(1-17)

Esta situación queda reflejada gráficamente en la Figura 1-12, la que nos muestra la unidad con

menor estatismo (a la izquierda) la cual contribuye al CPF con mayor porcentaje de potencia

respecto a su potencia nominal, y la que tiene mayor estatismo (a la derecha) contribuye con

menor porcentaje de potencia. En el caso que varias unidades en paralelo tengan el mismo

estatismo, todas estas contribuyen al CPF de manera proporcional a su potencia nominal.


15

Figura 1-12: asignación de carga para dos unidades de generación con distinto estatismo [8].

1.2.3 Control secundario de frecuencia

Dentro de los objetivos del control secundario de frecuencia (CSF) está el de retornar la frecuencia

del SEP a su valor nominal, después de la acción del CPF. Otro objetivo adicional del CSF es el de

mantener los intercambios de potencia entre áreas interconectadas del sistema eléctrico en sus

valores programados [10]. Dentro de las reservas consideradas como reserva secundaria se

encuentran centrales que puedan variar su generación de forma más lenta que las centrales

comprometidas en el CPF y la potencia de centrales que puedan entrar en sincronismo y entregar

su potencia típicamente dentro de los 10 a 15 minutos. Según la Norma Técnica de Seguridad y

Calidad de Servicio, el tiempo de respuesta de esta acción es del orden de varios minutos, no

pudiendo exceder los 15 minutos, y a su vez debe ser sostenible durante 30 minutos.

Una vez estabilizada la frecuencia del sistema (por efecto del CPF) tras una perturbación, el

control secundario permite restablecer la frecuencia en su valor nominal. A medida que el control

secundario utiliza las reservas dispuestas para ello, se van liberando las reservas primarias que

habían sido utilizadas para detener la caída de la frecuencia del sistema.

El control secundario de frecuencia se puede realizar de dos maneras distintas, ya sea de carácter

manual o mediante un sistema de control llamado AGC (automatic generation control).

Control automático de generación en sistemas aislados

En un sistema aislado, mantener el flujo o transferencia de energía no es un problema. Por lo

tanto, el AGC en este caso tiene como función restaurar la frecuencia a su valor nominal, es decir,

anular el error de frecuencia en régimen permanente. Esto es posible de lograr mediante la

introducción de un control integral que actúa sobre el setpoint de la carga de referencia en los

gobernadores de las unidades generadoras que participan del AGC [3].

La Figura 1-13 representa el sistema de control automático de generación implementado a un

generador sincrónico. Este control secundario es más lento que el control primario, por lo que

entra en acción una vez que los controles primarios de los gobernadores hayan actuado y


16

estabilizado la frecuencia. Así, el AGC ajusta la referencia de carga de las unidades seleccionadas,

como su generación, para corregir el error de la respuesta primaria del sistema [8]. De esta forma,

ajusta la generación de todas las otras unidades que no participan del AGC a sus valores

programados, los cuales nos daría un modo óptimo de despacho (despacho económico).

Figura 1-13: diagrama en bloques de un sistema AGC [8].

Control Automático de Generación en interconexión de sistemas

El objetivo es mantener la frecuencia igual a su valor nominal en ambos sistemas y mantener la

transferencia de energía en su valor programado. Esto es necesario para evitar aumentos no

deseados en las transferencias de energía, las cuales podría ocasionar sobrecarga de líneas de

transmisión o utilización excesiva de recursos para el control de generación en un área.

1.3 Normativa vigente sobre Control de Frecuencia

Los rangos de estabilidad de las variables de interés varían según cada sistema interconectado y

dependen de sus características, donde dentro de las más relevantes son el tamaño del sistema,

la matriz energética, y si es un sistema radial o enmallado.

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) nos establece los criterios y

rangos en los cuales un sistema interconectado chileno debe operar en condición de estado

Normal, estado de alerta y estado de emergencia [11].

1.3.1 Rangos de Estabilidad según NTSyC

Según el Artículo 5-3 de la NTSyCS existen 3 estados de operación para un sistema interconectado

chileno [11]. Estos estados son:

o Estado Normal,

o Estado de alerta, y


17

o Estado de Emergencia.

Dados estos tres estados, se presenta a continuación los rangos dentro de los cuales se debe

mantener la frecuencia eléctrica de un sistema interconectado para cada uno de los distintos

estados de operación.

Tabla 1-1: Rangos de frecuencia para régimen permanente.

Estándares de Frecuencia Límite inferior Límite superior

Estado Normal 49,8[Hz] 50,2[Hz]

Estado de Alerta 49,8[Hz] 50,2[Hz]

Estado de Emergencia 49,5[Hz] 50,5[Hz]

También el artículo 5-40 estipula que la frecuencia mínima admitida en instalaciones del ST de

tensión Igual o superior a 200[kV] será igual a 48,3 [Hz], aceptándose un descenso transitorio de

la frecuencia por debajo de 48,3 [Hz] durante un tiempo inferior a los 200 [ms] en Sistemas de

transmisión de tensión inferior a 200 [kV]. En resumen los rangos de recuperación mínima

dinámica se presentan en la tabla siguiente.

Tabla 1-2: Rangos de recuperación mínima dinámica de frecuencia.

Recuperación Dinámica Frecuencia Mínima Duración Máxima

Sistema Troncal 48,3[Hz] 0[s]

Sistema Sub-transmisión 48,3[Hz] 200[ms]

Otro punto a tocar en relación al control de frecuencia son los sistemas EDAC los que

corresponden a escalones que por medio de relés de sub-frecuencia tienen por objetivo

desconectar cierta cantidad de demanda establecida minimizando la energía no suministrada,

donde de esta forma es posible establecer un equilibrio en la frecuencia cuando la reserva en giro

no es suficiente para mantener la frecuencia del sistema dentro de los márgenes establecidos por

la NTSyCS [12]. El Artículo 6-53 estipula que la dirección de operaciones de los centros de

despacho deberá ubicar la primera etapa de activación del EDAC en valores menores o iguales a

49,2 [Hz]. La dirección de operaciones tanto del CDEC-SIC como del CDEC-SING establecen los

rangos de los escalones de EDAC por sub-frecuencia. Estos se presentan en la Tabla 1-3 y Tabla

1-4 respectivamente [13] [14].


18

Tabla 1-3: Criterio EDAC por baja frecuencia del SIC.

Escalón Ajuste de escalones [Hz] Operación

I 49,00(-0,6[Hz/s]) Por f/ t, supervisado por frecuencia absoluta

II 48,90 Por frecuencia absoluta

III 48,80(-0,6[Hz/s]) Por f/ t, supervisado por frecuencia absoluta

IV 48,70 Por frecuencia absoluta

V 48,50 Por frecuencia absoluta

VI 48,30 Por frecuencia absoluta

Tabla 1-4: Criterio de EDAC por baja frecuencia del SING.

Escalón Ajuste de escalones [Hz] Operación

I 49,00(-0,6[Hz/s]) Por f/ t, supervisado por frecuencia absoluta

II 48,90 Por frecuencia absoluta

III 48,80(-0,6[Hz/s]) Por f/ t, supervisado por frecuencia absoluta

IV 48,70 Por frecuencia absoluta

V 48,60 Por frecuencia absoluta

VI 48,50 Por frecuencia absoluta

VII 48,40 Por frecuencia absoluta

VIII 48,30 Por frecuencia absoluta

19

2 Energías Renovables No Convencionales En el siguiente capítulo se verá todo lo referente a las tecnologías de generación renovable no

convencional que este informe tomará en cuenta. Estas tecnologías corresponden a la generación

eólica y fotovoltaica; y veremos el impacto que estas generaran al control de frecuencia de un

sistema eléctrico de potencia.

2.1 Generación eólica

La energía eólica es la proveniente del movimiento de las masas de aire, es decir, el viento. Este es

altamente variable tanto temporal como geográficamente hablando. De hecho es este el motivo

por los cuales es difícil predecir con claridad y exactitud la factibilidad económica de los proyectos

energéticos en base a generación eólica.

Sin embargo, gracias a la ayuda de la meteorología, el uso de mapas eólicos y la realización de

estudios de viento, es posible conocer los lugares candidatos para la instalación de parques

eólicos y también poder predecir el comportamiento diario del viento para poder coordinar el

despacho de la energía generada. Lo que no es posible de conocer son las variaciones debido a

turbulencia durante la operación del parque eólico.

En términos generales, las tecnologías usadas en los parques eólicos se pueden dividir en

máquinas de velocidad fija y de velocidad variable. Las de velocidad fija se conectan directamente

a la red, mientras que las de velocidad variable son conectadas a través de interfaces de

electrónica de potencia y son estos los que actualmente se utilizan en Chile.

Durante los últimos años el incremento de la generación eólica en el mundo ha provocado que la

investigación y tecnología de los generadores eólicos también haya aumentado. La tendencia

que se puede observar es con generadores cada vez más sofisticados, que no perjudican

demasiado al sistema con las fluctuaciones de potencia propias de un parque eólico [15].

Como este informe se basará en generación renovable en base a interfaces de electrónica de

potencia, es que describiremos sólo estas tecnologías además de ser las que se emplean en el

sistema chileno.

2 Energías Renovables No Convencionales

20

2.1.1 Máquina de inducción doblemente alimentada (DFIG)

Como es posible apreciar en la Figura 2-1 el estator del aerogenerador está conectado

directamente a la red, mientras que el rotor se conecta a la red mediante un convertidor

electrónico de potencia (o convertidor estático).

Figura 2-1: Máquina de inducción doblemente alimentada (DFIG) [7].

En general, este tipo de aerogeneradores permiten reducir las fluctuaciones de tensión en el

punto de conexión a la red eléctrica y también permiten tener un control independiente de la

potencia activa y reactiva que se entrega al sistema [16]. También es posible ajustar la velocidad

del rotor en función de la velocidad del viento, de tal forma que aerodinámicamente es más

eficiente, y con un control adecuado se puede dar más inercia al sistema.

La potencia que pasa por el convertidor es solo una parte de la potencia nominal (20-30%), por

lo que las pérdidas en el convertidor electrónico de potencia son bajas comparadas con un

sistema en el cual se deba convertir la potencia total.

2.1.2 Máquina sincrónica de imanes permanentes

También conocida como generador sincrónico multipolo, suelen ser de gran tamaño debido a su

gran cantidad de polos. Tambien su tamaño se puede ver reducido si se integra una caja de

engranajes para que aumente su velocidad.

Este generador es por lo general de mayor eficiencia y más compacto que las máquinas de

exitación continua, pero esto lleva a que su costo sea mayor y requieran de complejos

rectificadores ya que los más simples no permiten el control de reactivos o de tensión.

Dentro de las formas de controlar la frecuencia a la salida del del convertidor de electrónica de

potencia serian dos [17]:


21

o Controlar la velocidad de giro del eje del generador ya que esta depende de la velocidad

instantánea del viento.

o Rectificar el voltaje generado para luego invertirlo en forma controlada logrando la

magnitud y frecuencias deseadas.

Figura 2-2: Máquina sincrónica de imanes permanentes [7].

2.2 Generación Fotovoltaica

La generación solar fotovoltaica es la energía proveniente del sol, la cual depende principalmente

de la irradiación solar que exista en el lugar, siendo localidades del norte de chile de las más

afortunadas en este aspecto.

La generación fotovoltaica comprende un tipo de generación eléctrica considerada del tipo

renovable no convencional. Este tipo de producción energética usa como fuente de energía el sol,

siendo este el primer elemento necesario para este tipo de generación, el cual es inagotable y

gratis.

El segundo elemento en este tipo de generación es la celda solar, se caracteriza por convertir

directamente en electricidad los fotones provenientes de la luz del sol. Su funcionamiento se basa

en el efecto fotovoltaico.

Existen fundamentalmente dos tipos de aplicaciones de energía solar fotovoltaica: instalaciones

autónomas y centrales de generación conectadas a la red.

Instalaciones autónomas: producen energía sin ningún tipo de conexión con la red eléctrica, a fin

de dotar de este tipo de energía al lugar donde se encuentran ubicadas. Entre ellas se encuentran:

o Instalaciones espaciales: sirven para proporcionar energía eléctrica a elementos

colocados por el ser humano en el espacio, tales como satélites de comunicaciones,

estaciones espaciales, etc.


22

o Instalaciones terrestres, entre las que cabe destacar:

o Telecomunicaciones: telefonía rural, radio, etc.

o Electrificación de zonas rurales y aisladas: estas instalaciones están pensadas para países

y regiones en desarrollo y aquellas zonas en que no existe acceso a la red eléctrica

comercial: viviendas aisladas, de ocupación permanente o periódica, refugios de

montaña, etc.

o Señalización: se aplica a señales de tráfico luminosas, formadas por diodos LED,

alimentados por un panel solar y una batería.

o Alumbrado público: se utiliza en zonas en las que resulta complicado llevar una línea

eléctrica convencional.

o Bombeo de agua: estas instalaciones están pensadas para lugares tales como granjas,

ranchos, etc. Su uso puede ser tanto para agua potable como para riego.

o Redes VSAT: redes privadas de comunicación (para una empresa, un organismo oficial,

etc.) que actúan a través de satélite.

o Telemetría: permite realizar medidas sobre variables físicas y transmitir la información a

una central (ej.: control de la pluviometría de la cuenca de un rio).

o Otras aplicaciones: juguetes, alumbrado en jardines, divertimentos.

Figura 2-3: Campo fotovoltaico aislado de la red eléctrica [18].

Instalaciones conectadas a la red: en ellas, el productor no utiliza la energía directamente, sino

que es vendida al organismo encargado de la gestión de la energía en el país. Tienen la ventaja de

que la producción de electricidad se realiza precisamente en el periodo de tiempo en el que la

curva de demanda de electricidad aumenta, es decir, durante el día, siendo muy importante los

kilowatts generados de esta forma. Cabe distinguir:

o Centrales fotovoltaicas y huertos solares: recintos en los que se concentra un número

determinado de instalaciones fotovoltaicas de diferentes propietarios con el fin de vender

la electricidad producida a la compañía eléctrica con la cual se haya establecido el


23

contrato. Por lo que esto posibilita mejoras en el mantenimiento de la instalación,

vigilancia, etc.

Figura 2-4: huerto solar [18].

o Edificios fotovoltaicos: es una de las últimas aplicaciones desarrolladas para el uso de

energía fotovoltaica instalándose en materiales constructivos en cerramientos, cubiertas

y fachadas de gran valor visual. Además la energía fotovoltaica es el sistema de energías

renovables más adecuado para la generación de electricidad en zonas urbanas sin

provocar efectos ambientales adversos. Por lo que este informe basara su desarrollo en el

tipo de sistema fotovoltaico conectados a la red eléctrica.

La mayoría de estos sistemas han sido integrados en tejados, porque es allí donde

alcanzan la máxima captación de energía solar, pero últimamente se está comenzando a

integrar en muros y fachadas, en las que, por ejemplo el vidrio es reemplazado por

módulos de láminas delgadas semitransparentes.

Figura 2-5: edificio son sistema de energía fotovoltaica integrada [18].


24

2.3 Estabilidad a altos niveles de penetración de ERNC

Uno de los riesgos que genera la inyección de altos niveles de generación eólica y solar es la

estabilidad de frecuencia de un sistema eléctrico de potencia. Básicamente se pone en riesgo la

respuesta inercial, ante una contingencia del tipo salida de generación, y el control primario de

frecuencia ante la misma contingencia.

Dada la naturaleza estocástica de la energía eólica y solar, si se tiene una alta penetración de ella

en un SEP, el control de frecuencia del sistema puede verse seriamente afectado. La variabilidad

del viento y la luz solar hace que la potencia generada también presente variaciones, lo cual

aumenta las exigencias al control de frecuencia del sistema y disminuye la capacidad total del SEP

para manejar los desbalances entre generación y demanda: el sistema deberá estar preparado no

solo para compensar el incremento máximo probable de la demanda o la pérdida del mayor

generador, sino que también para enfrentarse a las variaciones en la potencia eólica y solar

generada.

2.3.1 Efectos en la Respuesta Inercial (RI)

La inercia de un SEP limita la tasa de cambio de la frecuencia durante los primeros segundos

después de ocurrido un desbalance entre generación y carga. Este tema de la inercia en sistemas

de potencia adquiere relevancia a medida que aumentan la inyección de energías renovables no

convencionales con conversor en el sistema.

Si bien las turbinas eólicas de velocidad variable tienen una cantidad significativa de energía

cinética almacenada en sus aspas, dicha energía no se traduce en un aporte de inercia al sistema

en caso de fallas dado que el conversor de potencia desacopla el generador de la red eléctrica.

Luego, el aumento de las inyecciones de energía eólica, necesariamente lleva a un deterioro de la

capacidad de regulación de frecuencia del sistema de potencia.

Para mitigar estos efectos se han realizado diversas investigaciones y se han propuesto una serie

de medidas las cuales, en general, corresponden a la modificación de la estructura de control de

los generadores eólicos de manera de permitirles emular inercia o poder participar del CPF.

Para el caso de la generación fotovoltaica, El que exista una alta penetración de este tipo de

generación en un SEP y dado que esta no presenta inercia debido a que en sus componentes no

existen partes rotatorias, puede afectar seriamente la respuesta inercial del sistema. Recordemos

que a menor inercia en un sistema, la respuesta inercial de este puede ser más rápida y tener una

caída más profunda.

2.3.2 Efectos en el Control Primario de Frecuencia (CPF)

Las turbinas eólicas y las plantas fotovoltaicas, generalmente no incluyen controladores para

participar del CPF en su sistema de control, y que es uno de los supuestos de este informe en

relación a las energías renovables no convencionales en base a convertidores de electrónica de

potencia, lo cual disminuye las reservas del sistema y pone en riesgo el control primario de

frecuencia en no poder acercarnos en estado estacionario a los rangos aceptables de frecuencia


25

que nos exige la NTSyCS. Alternativamente las empresas generadoras proponen incluir equipos

adicionales de almacenamiento de energía para apoyar la regulación de frecuencia en distintas

ventanas de tiempo y así poder suplir la falta de reserva de potencia del sistema.

2.4 Nivel de penetración de ERNC en SIC-SING

De acuerdo a la información sobre proyectos de energía renovables ya sea en funcionamiento

como proyectos a futuro obtenidos a través de los CDECs y de los Catástros de Nuevos Proyectos

informados a este en junio del 2015, se tiene la Tabla 2-1 y Tabla 2-2 en donde se deduce que gran

parte de la generación tipo solar y eólica se producen en el norte del país y por el sur gran parte

de la energía se inyecta en las barras cercanas a la barra charrúa 220kV como lo son los proyectos

Parque eólico Lebu Etapa 1 y 2 (266 y 184 MW), Proyecto eólico Campo Lindo (145,2 MW) y Parque

Eólico los Trigales (141,9 MW).

Tabla 2-1: Proyectos de Generación de energía Eólica y Solar en el Sur del País

Unidad de generación Capacidad Instalada

[MW]

Fecha de puesta en Servicio

Barra de Conexión Región

Parque Eólico Arauco 165 dic-19 S/E Horcones 66 kv VIII

PMGD Parque Eólico Las Peñas 8,4 activo S/E Carampangue VIII

Parque FV Las Cachañas 3 activo S/E Quilmo VIII

Parque Eólico Lebu Etapa1 266 jun-18 Charrúa-Mulchén 2x220 kv VIII

Parque Eólico Lebu Etapa2 184 dic-18 Charrúa-Mulchén 2x220 kv VIII

Alena 44 activo Los Ángeles-Santa Fe VIII

Parque Eólico Los Buenos Aires 24 activo Los Ángeles-Negrete VIII

PE Mesamavida etapa1 36 activo Los Ángeles- Santa Fe VIII

Proyecto Eólico Campo Lindo 145,2 activo Charrúa-Cautín 2x220 kv VIII

PE Mesamavida etapa2 67,2 dic-17 S/E Duqueco 220kv VIII

Parque Eólico Santa Fe 204,6 jun-18 Los Ángeles-Santa Fe VIII

PE Lomas de Duqueco 49,5 dic-18 S/E Duqueco 220kv VIII

Parque Eólico Los Trigales 141,9 jun-17 Charrúa-Cautín 2x220 kv VIII

Parque FV El Cernicalo 3 activo S/E Hualte 33 kv VIII

Parque Eólico Collipulli 48 jun-17 Cautín-Mulchén 2220 kv IX

Parque Eólico Malleco 270 jun-18 Cautín-Mulchén 2220 kv IX

Piñon Blanco 168,3 activo Duqueco-Temuco 1x220 kv IX

Parque Eólico Reinaco 88 activo Duqueco-Temuco 220 kv IX

PE Tolpan etapa2 144 may-17 S/E Mulchén 220kv IX

Parque Eólico El Almendro 79,2 mar-18 Nacimiento-mininco 220 kv IX

PE San Gabriel etapa 2 99 ago-18 S/E Esperanza IX

La Cabaña 106 may-18 S/E Mulchén IX

Tolpan 38 feb-16 Los Ángeles-Angol 66 kv IX

Total 2382


26

Tabla 2-2: Proyectos de Generación de energía Eólica y Solar en el Norte del País.

Unidad de generación Capacidad Instalada

[MW]

Fecha de puesta en Servicio

Barra de Conexión Región

Uribe solar 50 activo Uribe 110 kV I

Huatacondo 98 activo Línea Crucero-Lagunas 220 kV I

Quillagua III 50 jun-18 Línea Crucero-Lagunas 220 kV I

Solar Lalackama 72 activo Diego de Almagro-Paposo 220 kV II

Pampa Solar Norte 69,3 activo S/E Cachiyuyal 220 kV II

PAMPA SOLAR NORTE 69 activo Quillagua220 II

Proyecto María Elena 72 activo Crucero 220 II

Solar Jama 52,65 activo Solar Jama II

Finis Terrae 69 activo Encuentro 220 kV II

Bolero Etapa IV 41 activo Laberinto 220 kV II

Blue Sky 1 51,6 activo Encuentro 220 kV II

PV Cerro Dominador 100 activo Encuentro 220 kV II

Planta Solar Lascar Etapa I y II 64,6 activo Calama 110 kV II

Llano de Llampos 93 activo Cerro Negro Norte 220 kV III

Solar San Andrés 48 activo LT Cardones-Carrera Pinto III

Solar Chañares 36 activo Diego de Almagro - Salado 110 III

Solar Javiera 69 activo Diego de Almagro 110 III

Solar PV El Salvador 68 activo DAlmagro110 III

Solar Luz del Norte 141 activo S/E Carrera Pinto 220 kV III

Solar Los Loros 50 activo Cardones110 III

Solar Conejo 104,5 activo Dragon110 III

Solar Quilapilun 103 activo Polpaico220 III

Solar Abasol 62 activo Secc_Mai_PCol220 III

Solar Chaka 50 activo DAlmagro110 III

Solar El Romero 196 activo Secc_Mai_PCol220 III

Solar Pelicano 100 activo Secc_Mai_PCol220 III

Solar Guanaco 50 feb-17 DAlmagro110 III

Solar Valleland 67 feb-17 Valleland220 III

Solar Carrera Pinto 77 mar-17 Temuco220 III

Solar Valle Solar 74 sept-18 Secc_Car_Mai220 III

Solar Divisadero 65 sept-17 Maitencil110 IV

Solar Olmue 144 feb-17 Quillota220 V

Doña Carmen 43 activo Nogales220 V

Arica Solar I Etapa I y II 40 activo Parinacota 066 kV XV

Total 2540

27

3 Modelación de Sistemas de Control En este capítulo se describe el proceso de modelación de los reguladores de velocidad de algunas

de las máquinas síncronas participantes en el modelo SIC-SING al 2021 en la herramienta de

análisis EMTP-RV. Estos modelos son realizados de acuerdo a la base de datos en la herramienta

de análisis PF DigSILENT que se tiene acceso de manera pública desde cada uno de los centros

de despachos económicos de carga (CDEC).

La base de datos en PF DigSILENT utilizada para realizar la modelación de los reguladores de

velocidad de las centrales tanto del SIC como del SING corresponden a los modelos del año 2015

con escenarios de demanda alta, en donde también se cuenta con estos modelos en EMTP-RV

para la estabilidad dinámica de sistemas. A continuación se describen primero cada uno de los

modelos SIC y SING para luego describir el proceso de modelación de los sistemas de control.

3.1 Modelo Sistema Interconectado Central (SIC)

Se tiene en la herramienta EMTP-RV un modelo reducido del sistema SIC el cual se realizó tanto

para una modelación estática como dinámica del sistema. Dentro de la reducción estática del SIC,

se utiliza como base el sistema de transmisión troncal (STT) que está compuesto por los niveles

de tensión de 220 kV y 500 kV. Adicionalmente éste modelo contiene la modelación de los

elementos serie como son líneas de trasmisión, transformadores de potencia, secciones de barra

y compensación serie (principalmente capacitiva). En relación a los elementos en paralelo

modelados se tiene la compensación reactiva, es decir, condensadores y reactores shunt [6].

En relación a la reducción dinámica del SIC, se realiza bajo el enfoque de la coherencia. Éste

consta de tres etapas que son; la identificación de generadores coherentes, agregación dinámica

de generadores y reducción estática de la red.

Para éste caso se toman como generadores coherentes a todas las unidades pertenecientes a una

misma central de generación [6]. En la Tabla 3-1 se pueden observar los generadores que

componen el sistema dinámico reducido SIC del año 2015 y en la Figura 3-1 se puede apreciar el

Modelo reducido del sistema SIC en la herramienta EMTP-RV, en donde se pueden ver las

centrales participantes de este modelo y mencionadas en la Tabla 3-1. También se puede apreciar

el sistema de transmisión troncal (STT), con sus diferentes niveles de tensión que fueron

distinguidos por color verde para 220 kV y color azul para 500 kV.

3 Modelación de Sistemas de Control

28

Cabe destacar que, las plantas de generación renovables no convencionales (ERNC) en este

modelo, no fueron modeladas. Esto es debido a su bajo impacto en el STT y bajo aporte en horas

punta [6].

Tabla 3-1: Generadores de Modelo Reducido SIC en EMTP-RV.

Generador Potencia (MVA) Generador Potencia (MVA)

Taltal 165 Colbún 500

D. Almagro 56 Machicura 106,4

T. Amarilla 179,86 Pehuenche 580

Guacolda 710,648 Sta. María 468

N. Ventanas 660 Ralco 804

Sn. Isidro 751,59 Rucúe 408

Nehuenco 912 Antuco 160

Quinteros 340.94 El Toro 315,78

Rapel 380 Pangue 240

Alfalfal 95 Canutillar 70

Candelaria 320

En relación a las cargas de este sistema, estas fueron modeladas como cargas constantes y son las

que se pueden apreciar en el apéndice A en la Tabla A-1: Cargas de Modelo Reducido SIC en

EMTP-RV.


29

Figura 3-1: Modelo Reducido SIC en EMTP-RV.

Pm:-86.25

Pk:-2.81

Pk:-55.70

Pm:-86.32

Pm:-86.32

LFLF

LF

LF

Pk:-56.76

+

6.419

LFRAP

Pk:92.37

+

10.61

12

2 3

1

Pk:491.10

LF

Pk:-309.16

Pk:396.08 Pk:398.59

+10.61 +10.61

+10.444 +10.444

Pk:84.52

LF

Pk:45.14

1 2

+30

238/12 LFALFA

LF

LFBU

IN

1 2

+30

223.8/13.8 LFCOLB

Pm:-144.68

Pk:256.09

LF

248M W51.33M VAR220kVRM SLL

1 2

+30

230/13.8 LFRALC

1 2

+30

232/13.8 LFRUCU

Pk:-58.77

1 2

+30

243.225/13.8 LFANTU

Pk:-146.19

1 2

+30

242.2/13.8LF

PANG

1 2

+30

224.25/13.8 LFCANU

+

4.275uF

LFPEHU

Pk:-228.90

Pk:-251.23

LFTORO

Pk:-149.26

Pk:-35.18

Pk:-143.01

LF

LF15

4kV

LF

Pk:-3.48

LF

111.81

MW

12M

VAR

220k

VRM

SLL

LF

60M

W10

.5MVA

R22

0kVR

MSL

L

+

10.27

+4.2748uF

+

10.27

+

2.0485

+

10.27

+

10.27

+

4.275uF

+

2.0485

+

0.36uF

+

1.167uF

1 2

+30

222.318/15LF

TALT

LFDALM G

1 2

220/11.5

SM15.75kV179.86M VAPVbus:TAM AR

TAM ARILLA

1 2

220/15.75

Pk:-56.20

Pk:15.26

Pk:238.03

2 3

1

1 2

229.1/13.8

1 2

+30

223/13.8 LFM ACHI

LF

LF

12

+

105.23uF

+

70.36uF

+

76.775uF

+

10.61

+

80.58uF

+

80.58uF

LFTAM AR

Pk:15.18

+

96.4575uF

+

96.4575uF

+

92.99uF

+1.118uF

Pk:-435.73+ +

LFDAL

+220kVRM SLL /_0 PQbus:DAL

DAL_CEN

LFCANDE

12

15/230

LF

0.66M W0.99M VAR220kVRM SLL

Pk:58.46

LFIN

FOR

LFCVAL

+220kVRM SLL /_0 PQbus:CVAL

CVALDIVIA

Pk:437.33

LFAJ

154 LF

AJA1

10

LF

LFANTIH

+220kVRM SLL /_0 PQbus:ANTIH

ANTIH

LF

LF

LF

+

7.703

12

+30

232/18LF

NVENT LF

Pk:-293.95

Pk:671.31

LFPIUQ

Pk:-89.44

12

LF

M AITEN

LF

QUI11

0

LF

LM AQU

+

30.81

+

6.5766uF

Pk:63.98

+

10.61

+

10.61

Pk:58.47

2 3

1

+

10.444

+

10.444

LFM

AIP

+

11.838uF

Pk:67.86

2 3

1

2 3

1

++220kVRM SLL /_0 PQbus:LPINOS

LPINOS LFLPINOS

1 2

+30

230/18 LFStaM ARIA

Pk:-183.53

LFCO

NCE

LFLA

GUN

Pm:71.04 Pm:71.04

+220kVRM SLL /_0 PQbus:ANGOS

ANGOS LFANGOS

Pm:64.81

LFDU

QU

Pk:-43.68

+220kVRM SLL /_0 PQbus:RUCAT

RUCAT

LFRUCATLF

63.33

MW

15M

VAR

220k

VRM

SLL

LFCH

ENA

LF

SALTO

LF

ASTA

LFCN

A110+

3uF

+

6.57

+ 220kVRM SLL /_0 PQbus:SM AJ

SM AJLF

SM AJ

SM

N_VENT

AVR NVENT

out

in

AVR_NVEN

AVR CANUT

out

in

AVR_CANUT

SM

13.8kV70M VAPVbus:CANU

?m

CANUTILLAR

SM

COLBUN

SM

ANTUCO

V

Vrms_GUAC

V Vrms_TALT

SM

TALTAL

3F

3F

V

Vrms_NVEN

V

Vrms_SN_LUIS

V Vrms_QUIN

V

Vrms_RAPE

V

Vrms_ALFAL

V

Vrms_COLB

V

Vrms_PEHU

V

Vrms_CHARR

V Vrms_RALC

V Vrms_RUCU

V

Vrms_ANTU

V

Vrms_TORO

V

Vrms_PANG

V

Vrms_CANU

SM

PEHUEN

SM

ELTORO

SM

ALFALFAL

3F

3F

3F

3F

3F

3F

3F

SM

M ACHICURA

AVR Taltal

out

in

AVR_TALTAL

SM11.5kV56M VAPVbus:DALM G

?m

DAM LG

AVR D. Almagro

out

in

AVR_D_ALM AGRO

AVR Rapel

out

in

AVR_RAPEL

SM13.8kV380M VAPVbus:RAP

?m

RAPEL

AVR Alfalfal

out

in

AVR_ALFALFAL

AVR Candelaria

out

in

AVR_CANDELARIA

SM15kV320M VAPVbus:CANDE

?m

CANDELARIA

AVR Colbun

out

in

AVR_COLBUN

AVR MACHICURA

out

in

AVR_M ACHICURA

AVR Pehuenche

out

in

AVR_PEHUENCHE

AVR Sta_Maria

out

in

AVR_Sta_M ARIA

SM

Sta_M ARIA

AVR RALCO

out

in

AVR_RALCO

SM

RALCO

AVR Rucue

out

in

AVR_RUCUE

SM

RUCUE_M A_PE_QU

AVR Antuco

out

in

AVR_ANTUCO

AVR PANGUE

out

in

AVR_PANGUE

SM

PANGUE

3F

3F

3F

3F

V Vrms_SM ARIA3F

V

Vrms_M ACHI

3F

3F3F

1 2

+30

230.5/13.8

LFGUAC

SM

Guacolda

AVR EL TORO

out

in

AVR_EL_TORO

1 2

+30

228.5/13.8

LF

SISI

12 +3

0SMSISI

SM NEHU

12 +3

0

LF

NEHU

LF

QUIN

12 +3

0

VSISI

VNEHU

VQUINT

1 2

+30

235/13.8

AVR

NEHU

1 outin

AVR_NEHU

AVR

SISI

D

out

in

AVR_SISISMQUIN

AVR

Quin

tero

s outin

AVR_QUINT

AVR Guacolda_U1

out

in

AVR_GUACOLDA

View Steady-State

+Inf#LLrot#

1

LPAL220V1:1.04/_-56.7

V1:1.01/_-58.0LAM P2220

V1:1.04/_-61.0PAZU220

ITAH220V1:1.01/_-52.9

V1:1.04/_-54.5LVIL220

V1:1.00/_-27.9ALFA12

V1:1.000/_-11.2PEHU13

V1:0.96/_-3.4ANTU13

V1:0.98/_-0.0RALC13

V1:1.00/_-8.1SM AR18

V1:1.00/_-20.0CANU13

V1:1.032/_-51.2V1:1.032/_-51.2ANCO500

AM EL220V1:1.00/_-62.2

V1:1.01/_-60.2CHEN220

V1:1.02/_-61.4LALM 220

TRUP220V1:1.06/_-43.2

CHOL220V1:1.06/_-45.4

RAP13

V1:1.05/_-50.8TEM U220

V1:1.03/_-57.7RAHUE220

PM ON220V1:1.03/_-57.9

PAPO15

DALM 12

TAM A16

V1:1.03/_-13.1COLB13

CANDE13

M ACHI13V1:1.04/_-14.7

CHAR500V1:1.025/_-48.5

DALM 220V1:0.989/_-75.4

CAND220V1:1.02/_-57.3

V1:1.01/_-71.7LCOI220

CPIN220V1:1.00/_-71.6

CNAV220V1:1.01/_-60.0

LCIR220V1:1.05/_-52.8

CARD220V1:1.012/_-67.5

VALD220V1:1.04/_-54.4

M AIT220V1:1.049/_-60.1

CASE220V1:1.05/_-63.5

PCOL220V1:1.05/_-60.6

LAM ES220V1:1.04/_-60.5

V1:1.023/_-49.2QUIL220

V1:1.02/_-50.8NOGA220

V1:1.00/_-54.5AJAH500

V1:1.00/_-54.7POLP500

ANCO220V1:1.035/_-49.5

V1:1.05/_-50.8CAUT220

V1:1.06/_-47.3M ULCH220

V1:1.06/_-47.1DUQU220

RUCAT220

V1:1.013/_-55.4POLP220

V1:1.03/_-59.7AJAH220

SM AJ220V1:1.02/_-59.8

VNEN18V1:1.000/_-11.8

V1:1.029/_-57.0CANU220

PANG13V1:0.97/_-12.3

TORO13V1:1.00/_-5.1

V1:1.02/_-11.6RUCU13

V1:1.028/_-47.4SLUI220

V1:1.00/_-63.1RAPE220

V1:1.029/_-60.9ALFA220

V1:1.057/_-45.7CHAR220

PANG220

V1:1.067/_-43.5

V1:1.066/_-44.4RUCU220

V1:1.0339/_-45.6QUIN220

V1:1.008/_-75.5PAPO220

V1:1.063/_-40.6TORO220

V1:1.062/_-41.7ANTU220

V1:1.035/_-35.1RALC220

M ARIA220V1:1.05/_-41.5

PEHU220V1:1.038/_-47.0V1:1.038/_-47.0V1:1.038/_-47.0

M ACHI220V1:1.037/_-49.3

COLB220V1:1.035/_-49.5

V1:1.032/_-48.4V1:1.032/_-48.4NVEN220

GUAC13V1:1.00/_-20.2V1:1.00/_-20.2GUAC220

V1:1.051/_-57.8

SISIV1:1.00/_-10.9

NEHUV1:1.00/_-11.4

QUINV1:1.00/_-9.3


30

3.2 Modelo Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)

Al igual que el SIC, se tiene en la herramienta EMTP-RV un modelo reducido del sistema SING el

cual se realizó tanto para una modelación estática como dinámica del sistema. Dentro de la

reducción estática del SING, se utiliza como base el sistema de transmisión troncal (STT) que está

compuesto por el nivel de tensión de 220 kV. Adicionalmente este modelo contiene la modelación

de los elementos serie como son líneas de trasmisión, transformadores de potencia, secciones de

barra y compensación serie (principalmente capacitiva). En relación a los elementos en paralelo

modelados se tiene la compensación reactiva, es decir, condensadores y reactores shunt [6].

Adicionalmente al STT para este modelo se consideran las líneas de transmisión en un nivel de

tensión de 110 kV, que unen las barras de Tocopilla 110, Tamaya 110, salar 110 y Chuquicamata

110.

En relación a la reducción dinámica del SING, se realiza bajo el enfoque de la coherencia. Este

consta de tres etapas que son; la identificación de generadores coherentes, agregación dinámica

de generadores y reducción estática de la red.

Para este caso se toman como generadores coherentes a todas las unidades pertenecientes a una

misma central de generación [6]. En la Tabla 3-2 se pueden observar los generadores que

componen el sistema dinámico reducido SING del año 2015 y en la Figura 3-2 se puede apreciar

el Modelo reducido del sistema SING en la herramienta EMTP-RV en donde se pueden ver las

centrales participantes de este modelo. También se puede apreciar el sistema de transmisión

troncal (STT), con su nivel de tensión de 220 kV en color verde y las líneas de transmisión de 110

kV antes mencionadas en color amarillo.

Tabla 3-2: Modelo Reducido SING en EMTP-RV

Generador Potencia (MVA) Generador Potencia (MVA)

C. Tarapacá 186 CTM2 197.3

Norgener 313 Atacama TG 660

Tocopilla U16 500 Atacama TV 184

Tocopilla U14-15 294 Angamos U1-2 660

Tocopilla U12-13 184 Salta TG11-12 490

CTA CTH 420 Salta TV10 270

CTM1 176.5

En relación a las cargas de este sistema, estas fueron modeladas como cargas constantes y son las

que se pueden apreciar en el apéndice A en la Tabla A-2: Cargas de Modelo Reducido SIC en

EMTP-RV.


31

Figura 3-2: Modelo Reducido del SING en EMTP-RV.

3.3 Modelación de Sistemas de Control

Se tiene acceso a la base de datos de los sistemas SIC y SING en el software PF DigSilent en donde

estas cuentan con la planta de control de cada una de las máquinas síncronas participantes de

estos sistemas interconectados. La idea de modelación de los reguladores de velocidad de estas

máquinas radica en que ya se cuenta con una base de datos en el software EMTP-RV para

estabilidad dinámica, en donde se tiene modelado los reguladores automáticos de tensión (AVR),

limitadores de sobre excitación (OEL), Limitador de sub-excitación (UEL), y estabilizadores de

potencia de cada una de las máquinas.

El proceso de modelación de los reguladores de velocidad aplicado es el siguiente:

o Traducción de Sistema de Control de PF DigSilent a EMTP-RV

o Creación de sub-circuito de Regulador de Velocidad

o Creación de Mascara de Parámetros

o Inserción del Modelo en Planta de Control

LF 190M W23M VAR220kVRM SLL

2 3

1

220/

100/

13.8

LF33

MW

5MVA

R22

0kVR

MSL

L

LF

144.

21M

W31

MVA

R22

0kVR

MSL

L

+TAM A

LF


LF


LF38.0

1MW

9MVA

R22

0kVR

MSL

L

1 2

+30

225.225/18 LFANGA

12

+30

220.2125/15.75LFCTAH

LFTAM

SM

15.75kV490M VAPVbus:SALTG

?m SALTA1

LFSAL1

LFSAL2

1 2

345/15.75

1 2

345/15.75

SM

15.75kV270M VAPVbus:SALTV

?m SALTA2

+

5

+

5

12

+30

233.4375/13.8

LFCTARA

LFTU1415

12

+30

227.125/21LFTU16

23

1

220/

106/

13.8

12

+30

228.1125/15

LFCTM 2

LFCTM 1

LFTOC1213

12

+30

112.125/13.8

LFNORG

LFATAG

12

+30

230/15

12

+30

230/15LFATAV

LF

80.1M W16M VAR220kVRM SLL

LF49M W8M VAR220kVRM SLL

LF10

1MW

30M

VAR

220k

VRM

SLL

LF49.11M W8.7M VAR220kVRM SLL

LF

113.9

1MW

27M

VAR

220k

VRM

SLL

LF66

MW

10.5

9MVA

R22

0kVR

MSL

L

LF47M W12.39M VAR220kVRM SLL

2

3

1

345/220/23

+

100M

+

100M

+

100M

+

100M

LF12

9.3M

W19

.5M

VAR

100k

VRM

SLL

LF

35M

W7M

VAR

220k

VRM

SLL

LF57

MW

36.3

9MVA

R22

0kVR

MSL

L

LF27.81M W7M VAR220kVRM SLL

SM15kV660M VAPVbus:ATAG

?m

ATAC_TG

SM13.8kV184M VAPVbus:ATAV

?m

ATAM _TV

AVR+PSS

out

in

AVR+PSS

out

in

LF63

.09M

W12

.51M

VAR

220k

VRM

SLL

2 3

1

220/

100/

13.8

LF

1 2

+30

220/22 LF M ELE

+

+

7.55

LF30

MW

13.4

1MVA

R22

0kVR

MSL

L

LF

3.21

MW

1.59M

VAR

220k

VRM

SLL

+2.63uF

LF


LF

99M W16M VAR220kVRM SLL

LF

80.61M W11M VAR220kVRM SLL

+

7.70

+

7.70 LF

32.19M W-6M VAR220kVRM SLL

LF90M W33M VAR220kVRM SLL

LF


LF

25M

W2.

79M

VAR

220k

VRM

SLLLF

+

8.6uF

12

+30

226.875/13.8

12

+30

229.9/13.8

LF

1 2

110/110

LF

LF81

.6M

W20

.91M

VAR

100k

VRM

SLL

+

1|1.1|

0 V

CRUC220

SM?m

NORGEN

SM?m

TOC16

TOC_U16

AVR_TOC16

SM?m

T1415

AVR TOC 1415

AVR_T1415

AVR TOC 1213

AVR_T1213

SM?m

TOC_U1213

SM?m

CTM 2

SM

ANGAM OS

AVR NORGEN

AVR_Norgener

V

COB220

SM

CTAH

?m

3F

3F

3F

3F

SM

CTM 1

12

+30

228.1125/13.8

AVR CTAH

AVR_CTA_CTH

AVR CTM1

AVR_CTM 1

AVR CTM2

AVR_CTM 2V

Vrms_ANGA220

SM

CTARA

?mAVR TARAP

AVR_TARAP

AVRANGAMOS

AVR_ANGAM OS

VVrms_TOCO110

VVrms_TOCO220

VT1213

VT1415

VT16

VNORG

VVrms_NORG220

VTARA

VVrms_TARA220

3F

VCTAH

VCTM 1

VATAC220

VCTM 2

VVrms_CHACA220

VANGA

3F

View Steady-State

LAGU220V1:1.03/_-40.4

V1:1.02/_-38.6SALA220

CHUQ110V1:1.01/_-40.3

V1:1.02/_-38.6CHUQ220

SALA110V1:1.01/_-40.4

TAM A110V1:1.07/_-31.5

V1:1.00/_-36.8EOHI220

V1:0.98/_-30.5CTOB110

V1:1.02/_-2.2

M ELE22

SALTV16

SALTG16

V1:1.00/_-39.1ESPE220

RTOM 220V1:0.97/_-41.3

EABR220V1:0.99/_-41.3

V1:0.98/_-41.6ANDE220

V1:1.02/_-46.5PARI220

V1:1.03/_-42.5COND220

ETES220V1:0.99/_-39.3

ATA115

ATA215

SALT345ANDE345

V1:1.02/_-33.3BARR220

V1:1.01/_-35.8M BLA220

LABE220V1:1.01/_-36.8

V1:0.97/_-42.7SULF220

DOM E220V1:0.97/_-42.7

V1:1.03/_-32.0M EJI220

V1:1.00/_-42.5ESM E220

NVIC M ELE

V1:1.01/_-41.2

PALM 220

COLL220V1:1.02/_-42.6

SGOR220

M M H220

SPEN220

NSAL220V1:0.97/_-42.2

ESCO220V1:0.97/_-42.7

ENCU220V1:1.02/_-37.2

V1:1.02/_-37.2CRUZ220

V1:0.99/_5.2NTOC14

V1:0.980/_0.0TOC1

V1:1.01/_6.7CTM 114

CTM 215V1:1.01/_5.9

ECOB220V1:1.01/_-36.8

ATAC220V1:1.01/_-40.4

ANGA18V1:1.015/_6.9

V1:1.04/_3.0CTAH16

V1:1.03/_-28.9ANGA220

CTOC110V1:1.080/_-30.5

TOCO220V1:1.02/_-31.2

TOC1213V1:0.98/_5.7

TOC141V1:0.98/_6.5

V1:1.02/_-33.0NORG220

CTAR14V1:0.960/_-4.2

TARA220V1:1.032/_-39.7

V1:1.029/_-31.8CHACA220


32

3.3.1 Traducción del Modelo

De acuerdo a la base de datos de cada uno de los dos sistemas en la herramienta PF DigSilent, es

posible realizar la traducción de los modelos de los reguladores de velocidad asignados a cada

central que participa del modelo reducido del SIC y SING al año 2015 en el software EMTP-RV.

Esta traducción consiste básicamente en modelar un sistema con los elementos de control que

trae por defecto EMTP-RV de tal manera que este sistema cumpla con las mismas características

dinámicas del sistema de control modelado en PF DigSilent.

Figura 3-3: Modelo de regulador de velocidad de central Alfalfal en PF DigSILENT.

Figura 3-4: Traducción de regulador de velocidad de Central Alfalfal en EMTP-RV.

PI

f(s)!h

++-

-pref

fe1

#R#+++

fstep

f(s)rc rv

#VI_max#

#VI_min#

rc rvf(t)

!h

0.0

f(u)1

!h

PROD12

!hf(u)1

2PROD1

2 +-+

c#href#

1#Tw# !h ++

-

c#qnl#

PROD12

!hf(u)

123

!h

pt

sgnn

cosn

pin_1pin_2pin_3

pin_sal

N_AGUJAS

in KIKP

f(u)123

!h

f(u)12

!hf(u)12

+++ #Kpos#

++-

pelec

Hold t0

Hold t0

f(u)1 f(u)1c#qnl#

Hold t0

scope

pos_iny

f(u)1 !h

f(u)1!h

Hold t0

scope

fu

int out

DEV1

Kp

pelec0

pelec

sgnn0

sgnn

sgnn

sgnn

sgnn

POSmax

pt

cosn0cosn

cosn

cosn

cosn

prefpref

pref n_agujas0

fu


33

Debido a la similitud que tiene la herramienta EMTP-RV con PF DigSILENT en términos de

sistemas de control, bastó solamente con ir ingresando los mismos bloques de control y datos que

se muestran en la base de dato original.

La Figura 3-3 muestra el modelo del regulador de velocidad de la central de generación Alfalfal.

En ella se pueden apreciar elementos de control como: ganancias proporcionales, limitadores,

funciones de transferencia, integradores, funciones algebraicas, entre otros.

La Figura 3-4 muestra la traducción del modelo de regulador de velocidad de la central Alfalfal en

la herramienta EMTP-RV, en donde se puede apreciar cómo se mantuvieron cada uno de los

elementos de control que tiene el modelo en la herramienta PF DigSILENT. Como se comentó

anteriormente se mantuvieron los valores de las ganancias proporcionales, las constantes de

tiempo de las funciones de transferencia, los rangos de los limitadores de modo de mantener la

respuesta dinámica original del sistema de control.

3.3.2 Creación de Subcircuito de Regulador de Velocidad

Por temas de orden y una buena organización para implementar en la planta de control es que se

debe tomar el sistema traducido y hacer de él un sub-circuito de control, en el cual se deben crear

pines de entrada y salida de variables como pueden ser: la frecuencia eléctrica del sistema,

velocidad angular de la máquina, potencia eléctrica de la máquina como variables de entrada y

potencia mecánica de la turbina como variable de salida de éste. La Figura 3-5 muestra el sub-

circuito del regulador de velocidad de la Central Alfalfal en donde se pueden apreciar las variables

de entrada (pines en costado izquierdo de la figura) y de salida (pin en costado derecho de la

figura) del sistema de control.

Figura 3-5: Sub-circuito de regulador de velocidad de central Alfalfal en software EMTP-RV

3.3.3 Creación de Máscara de Datos y Parámetros

Todos los sistemas de control cuentan con parámetros en los que se puede ir variando en la

manera que uno quiera mejorar la respuesta del sistema. Para el caso de un regulador de

velocidad los parámetros pueden ser: constantes de tiempo, ganancias de controladores PI y el

parámetro de estatismo el cual es muy importante en el control de frecuencia y será muy utilizado

dentro del desarrollo de este informe. Sin embargo la variación de estos parámetros es muy

compleja de realizar ingresando al modelo en sí, debido a que éste contiene gran cantidad de

elementos de control lo que dificulta esta acción.

PCU ALFALFAL

pelecpref

fefstep pt

sgnn

cosn

DEV3


34

Es por esto que es necesaria la creación de esta máscara de ingreso de datos en donde contiene

todos los parámetros del sistema de control que pueden ser variados de manera de mejorar o

cambiar la respuesta de este. La manera más fácil de ingresar a esta máscara es hacer doble click

sobre el sub-circuito del regulador de velocidad en donde se abrirá una ventana como se aprecia

en la Figura 3-6.

Figura 3-6: Máscara de regulador de velocidad de Central Alfalfal.

En relación a los reguladores de velocidad modelados, se mantuvieron los mismos valores de los

parámetros que existían en la base de datos original en la herramienta DigSILENT, debido a que

existen algunos de ellos en donde no se debe modificar su valor como lo son los parámetros de la

turbina de cada central, los cuales son de características propias de esta. El único valor modificado

es el valor del estatismo permanente o transitorio que fue variando de acuerdo a las necesidades

de compensación de cada una de las centrales participantes en el Sistema SIC-SING.

La modificación del valor del estatismo permanente produce un cambio en la salida de potencia

de la máquina síncrona, lo que puede traducirse a una variación en el valor de la frecuencia del

sistema en estado permanente. Por otro lado, la modificación del valor del estatismo transitorio

(no necesariamente existe en todos los reguladores de velocidad) varia la velocidad de salida de

la potencia, lo que se traduce a poder variar la frecuencia mínima del sistema al momento de una

disminución en la generación de potencia.

Desde la Tabla A-3 a la Tabla A-12 del apartado apéndice, se describen cada uno de los parámetros

que componen el regulador de velocidad de cada una de las centrales. En ellas se muestran los

valores de estatismo permanente y transitorio original de la base de datos y también los valores

luego de realizado el estudio de regulación de frecuencia al sistema SIC-SIG al 2021.


35

3.3.4 Inserción del Regulador de Velocidad en Planta de Control

Para finalizar con el proceso de creación del modelo del regulador de velocidad, se debe incluir el

sub-circuito de este sistema de control dentro de la planta o unidad de control de la respectiva

máquina sincrónica. La Figura 3-7 muestra el regulador de velocidad ya incorporado dentro de

esta planta.

La planta de control de la unidad de generación contiene otros sistemas como lo son el sistema

de excitación (AVR), estabilizador de potencia (PSS), entre otros. Estos al igual que el regulador de

velocidad necesitan de variables de entradas al sistema para poder controlar una variable que en

este caso corresponde a la variable de salida del sistema. Las variables de entrada a los sistemas

son las que se encuentran al costado izquierdo de la Figura 3-7 ubicadas en la rama de color rojo

y gris, mientras que las variables de salida del sistema de control corresponden a las variables que

se encuentran al costado derecho de la Figura 3-7 ubicadas en la rama de color rojo y gris. Para el

caso del regulador de velocidad la variable de salida es siempre la potencia mecánica a la salida

de la turbina.

Figura 3-7: planta de control de central Alfalfal con regulador de velocidad incorporado.

3.4 Modelación de Reguladores de Velocidad del SIC

A continuación se describirá la modelación de alguno de los reguladores de velocidad de las

centrales generadoras participantes del Modelo Reducido SIC escenario de demanda alta del año

2015. Para efectos prácticos solo se describirá el proceso de traducción que se realizó desde

DigSILENT hacia EMTP-RV.

En la descripción se comentará la composición del regulador de velocidad y variables de entrada

y salida del sistema de control de velocidad de las máquinas del SIC.

out

f(s)

Irms_pu

!h?s

Hold t0

f(s)

Vrms_pu

!h?s

Hold t0

PQ

VI

v dv qidiq

MED

Ef

Pm

in

Efss

Pe

Pmss

Rated_MVA

id

if

iq

vd

vq

Omega_1

Pmss_1

c0

voel

c1 pg

sgnnqg

utusetp

v oel

uerrs

Ef ss

AVR_Alfalfal

scope

Pe

c0

c1

f(u)12

Hold t0

PCU ALFALFAL

pelecpref

f ef step pt

sgnn

cosn

DEV1

Hold t0

if

Pmss

Pmss_1

Efss

Efss

Omega_1

Omega_1

Pe

Pe

I0

Qpu

Qpu

Qpu

U0

Ppu

Ppu

Ppu

Pe0

Pe0


36

3.4.1 Regulador de Velocidad Central El Toro

La central EL Toro corresponde a una central de tipo hidráulica de embalse en donde su regulador

de velocidad está compuesto por la modelación del gobernador de velocidad y la modelación de

la turbina. Dentro de las señales de entrada a este regulador de velocidad tenemos: Potencia

aparente, Potencia activa, frecuencia eléctrica, y los valores de referencia de frecuencia eléctrica

y potencia eléctrica. En lo que respecta a la variable de salida, se tiene la potencia mecánica a la

salida de la turbina hidráulica como se comentó anteriormente.

Figura 3-8: Regulador de velocidad central El Toro.

3.4.2 Regulador de Velocidad Central Canutillar

La central Canutillar también corresponde a una central de tipo hidráulica de embalse en donde

su regulador de velocidad está compuesto por la modelación del gobernador de velocidad y la

modelación de la turbina. Dentro de las señales de entrada a este regulador de velocidad tenemos:

Potencia aparente, velocidad angular de la máquina, Potencia eléctrica, potencia aparente y los

valores de referencia de velocidad angular y Potencia eléctrica. En lo que respecta a la variable de

salida, se tiene la potencia mecánica a la salida de la turbina hidráulica como se comentó

anteriormente.

Figura 3-9: Regulador de velocidad central Canutillar.

GOBERNADOR

TURBINA

fe

++- #Kp#

#Kd#f(s)

!h

f(s)!h

+++

+

++

+

pg

psetp

1#Trate#

++-

#droop# #Kp#

MAX12

MIN1

2 + ++

++

- c0.04

++- #Kdist#

f(s)!h

f(u)12

PROD12 +-

+

c#href#

1#Tw# !h ++

-

c#qnl#

PROD12

!h

sgnn

cosn

pt

fref

Hold t0

f(u)123

!h

Hold t0

f(u)1 !h

f(u)1 !h

Hold t0

Hold t0

f(u)1 !h

1

#VAmin#

#VAmax#

Ftb9

!h

Hold t0qh

sgnn0sgnn

sgnn

cosn0

pt

fe0

pg0

pg

cosn

cosn

pot

pot

pot0

GOBERNADOR

TURBINA

w0

w

++-

1#R#

++-

+psetp

pg 1#TrateC#

#Kp# #Ki#!h ++

-

+

#Kserv#

#VMA#

#VMC#

1rc rv

f(t)

!h

0

f(s)!h

!h

distribuidor_arrayDIV

12

PROD12 +-

+

1#Tw# ++

-!h

c#href#

c#qnl#

PROD1

2

!h

sgnnHold t0

cosn Hold t0

pt

f(u)12

c#href#

c#qnl#

Hold t0

Hold t0

f(u)1 !hf(u)

1

23

!h

inv_distribuidor_array

Hold t0

inv_distribuidor_array

sgnn0

cosn0

POSma

pg0

pref0

pos_dist

pot

pot

pot0


37

También se realizó la modelación de los reguladores de velocidad de las centrales de generación

Guacolda, Nueva Ventanas, Sta. María, Rucue y Pangue. Esta modelación se puede apreciar en la

Figura A-1, Figura A-2, Figura A-3 y Figura A-4 del Apéndice A.

3.5 Modelación de Reguladores de Velocidad del SING

A continuación se describirá la modelación de algunos de los reguladores de velocidad de las

centrales generadoras participantes del Modelo Reducido SING escenario de demanda alta del

año 2015. Para efectos prácticos solo se describirá el proceso de traducción que se realizó desde

DigSILENT hacia EMTP-RV.

3.5.1 Regulador de Velocidad de Central Tocopilla 16

Figura 3-10: Modelo regulador de velocidad de Central Tocopilla 16.

La central Tocopilla 16 corresponde a una central de tipo Térmica GNL en donde su regulador de

velocidad está compuesto por la modelación del gobernador de velocidad y la modelación de la

turbina. Esta vez la modelación de la turbina según el modelo en PF DigSILENT es modelada de

acuerdo a su modelo simplificado como se puede apreciar en la Figura 3-10.

Dentro de las señales de entrada a este regulador de velocidad tenemos: Velocidad angular de la

máquina y Potencia Eléctrica. En lo que respecta a la variable de salida, se tiene la potencia

mecánica a la salida de la turbina hidráulica como se comentó anteriormente.

3.5.2 Regulador de Velocidad de Central Angamos

La central Angamos corresponde a una central de tipo Térmica a Carbón en donde su regulador

de velocidad está compuesto por la modelación del gobernador de velocidad y la modelación de

la turbina. A diferencia de la central Tocopilla 16, el modelo en PF DigSILENT trae por defecto la

modelación de la turbina en detalle.

Dentro de las señales de entrada a este regulador de velocidad tenemos: Potencia aparente,

Potencia activa, frecuencia eléctrica, y los valores de referencia de frecuencia eléctrica y potencia

eléctrica.

En lo que respecta a la variable de salida, se tiene la potencia mecánica a la salida de la turbina

hidráulica como se comentó anteriormente.

TURBINA

GOBERNADOR

w f(s)!h +-

+yi yo

Statism

++-

+1

#y _min#

#y _max#1

#Ti# !h f(s)!h

#v 0#

1

#GT_min#

#GT_max#

pt

Hold t0

pg

Hold t0

f(u) 1!h

f(u)

1!h

f(s)rc rv

#PRes#

!h

-Inf

nG0

y t

y t

pg

Pg0


38

Figura 3-11: Modelo de Regulador de Velocidad de Central Angamos.

3.6 Reguladores de Velocidad IEEE

Para las centrales de generación que no se tiene la modelación de los reguladores de velocidad se

utilizan reguladores que trae por defecto la herramienta EMTP-RV. El software trae dos modelos

de regulador de velocidad que corresponden a uno para Central Hidráulica y el otro para Central

Térmica. La descripción de estos reguladores se describe a continuación.

3.6.1 Regulador de Velocidad IEEE Para Turbina Térmica

Este regulador de velocidad viene por defecto en la herramienta EMTP-RV y consiste en la

modelación del gobernador y la turbina estándar de una central térmica. Esta turbina tiene una

modelación similar a las turbinas de las centrales que fueron modeladas tanto del SIC como del

SING como lo son las turbinas de las centrales Angamos, Nueva ventanas y Sta. María.

Tabla 3-3: Parámetros de regulador de velocidad de turbina IEEE térmica.

Parámetro Descripción Valor

K1 Ganancia del controlador [pu] 20

K2 ganancia de recalentador [pu] 0.8

K3 fracción de contribución [pu] 0.8

T1 constante de tiempo del controlador [s] 20

T2 constante de tiempo del controlador [s] 5

T3 constante de tiempo del governador [s] 1

T4 constante de tiempo de entrada de vapor [s] 0.5

T5 constante de tiempo del recalentador [s] 30

T6 constante de tiempo del contribución [s] 1

Pmin limite potencia mínima [pu] 0.2

Pmax limite potencia máxima [pu] 1.2

GOBERNADOR

TURBINA

fref

fe

++-

i_ o_

Dband

1#R#

#HLF#

#LLF#

1

+++

psetp

#Kp#

+++

1#Ti# !h

f(s)

++-

1#Tv#

#SRPOS#

#SRNEG#

1rc rv

#HLV#

!h

#LLV#

f(s)!h

f(s)!h

f(s)!h

#Flp#

#Fip#

#Fhp#

+++

+

!h

f(u)123

!h

sgnn

cosn

pt

#Kd#

Hold t0

Hold t0

f(u)1 !h

Hold t0

Hold t0

f(u)1 !h

++-

+

0.9653

f(s)rcrv

f(t)

f(t)

1

-0.05

1.05

+++

f(u)1 !h

f(u)1 !h

sgnn0

sgnn

cosn0

pt

psetp0

fe0

cosn


39

La Figura 3-12 muestra el modelo del regulador de velocidad para una Central Térmica IEEE que

trae por defecto la herramienta de análisis EMTP-RV y la Tabla 3-3 muestra los valores de los

parámetros de este regulador.

Figura 3-12: regulador de velocidad IEEE para turbina de generador térmico.

3.6.2 Regulador de Velocidad IEEE para Turbina Hidráulica

La Figura 3-13 muestra el modelo del regulador de velocidad para una Central Hidráulica. Este

consiste en la modelación del gobernador y la turbina estándar de una central Hidráulica y dentro

de las señales de entrada tenemos la potencia mecánica de la máquina y la velocidad angular de

esta.

Figura 3-13: Regulador de velocidad IEEE para turbina Hidráulica.

1 (1 2)(1 1)(1 3)

K sTsT sT

21 5

KsT

11 4sT

31 6

KsT

1 2K

1 3K

initialization

dynamics

steam delay

reheater delay

IP-LP delay

Pm_ic

delta_w

Pm

hold(t0)

!h

!h

!h

1

#Pmin#

#Pmax#

+-+

+++

+

Pm

?s

delta_P P_order

Ps

Pr

P_IP_LP

Ps_fraction

Pr_fraction

Plim

Pref

11

g

p

TsT

1r

r

sTsT

13 2123 11

23

11

(1 ( ) )

1

w

w

a aa a sTa

a sT

initialization

dynamics

Pm_ic

delta_w Pm

1#a23#

#sigma#

#g_vel_close#

#g_vel_open#

rc rv

#g_pos_max#

!h?s

#g_pos_min# g_pos

#sigma#

!h+--

+

++

+

hold(t0) g_pos_ic Pref

P_sum

Pg_sum

g_vel

Pg_perm

Pg_tran

g_pos

Pm_ic


40

Como variable de salida de este sistema de control se tiene la potencia mecánica a la salida de la

turbina. La Tabla 3-4 muestra los valores de los parámetros del regulador de velocidad de turbina

IEEE hidráulica.

Tabla 3-4: Parámetros de regulador de velocidad de turbina IEEE hidráulica.

Parámetro descripción V. Inicial

Tg constante de tiempo de la compuerta [s] 0.3

Tp constante de tiempo del piloto [s] 0.04

Tr constante de tiempo de estatismo transitorio [s] 8

Tw constante de tiempo de caída del agua [s] 0.3

g_vel_open Limite máx. de velocidad referencia de posición [pu/s] 0.2

g_vel_close Limite min. de velocidad referencia de posición [pu/s] -0.1

g_pos_max máxima posición de la compuerta [pu] 1.0

g_pos_min mínima posición de la compuerta [pu] 0.2

sigma estatismo permanente [pu] 0.07

delta estatismo transitorio [pu] 0.5

a11 coeficiente de la turbina 1



a23 ganancia de la turbina [pu] 1.05

41

4 Modelo Reducido SIC-SING al 2021con Alta Penetración de ERNC Se cuenta con un modelo reducido del sistema troncal del sistema SIC-SING al año 2021 en el

software EMTP-RV en donde se realizó la interconexión de los sistemas SIC y SING comentados

en el capítulo 3 considerando algunos de los planes de expansión de los sistemas SIC y SING

además del plan de obras de la interconexión entre estos dos sistemas [19] [20] [21].

4.1 Planes de Expansión del SIC-SING Reducido al 2021

En este apartado se darán a conocer los planes de expansión considerados para la elaboración del

modelo SIC-SING al 2021 en donde se toma en cuenta la expansión del sistema en términos de

generación de energía y sistema de transmisión troncal tanto para la zona del SIC como para la

zona del SING.

4.1.1 Plan de Expansión del SIC

En términos de generación el plan de expansión considerado dentro de este modelo reducido del

SIC-SING hacia el año 2021 en la zona del sistema SIC se tiene la modelación de las siguientes

centrales de generación.

Tabla 4-1: Plan de obras en generación del SIC consideradas en Modelo SIC-SING [21].

Central Potencia

[MVA]

A. Maipo 531

Los Cóndores 150

Las dos centrales de generación consideradas dentro del plan de expansión e implementadas en

el modelo SIC-SING corresponden a centrales de tipo hidráulica en donde para el caso de la

central Maipo corresponde a una central de tipo embalse y la central los cóndores a una central

de pasada.

4 Modelo Reducido SIC-SING al 2021con Alta Penetración de ERNC

42

En lo que respecta al plan de expansión del SIC en términos de sistema de transmisión troncal se

tiene las siguientes obras consideradas en este modelo reducido del SIC-SING.

Tabla 4-2: Plan de expansión en transmisión del SIC considerado en Modelo Reducido SIC-SING [22].

Elemento Potencia

Línea D Almagro-Los Pinos 2x220 KV 2x290 MVA

Línea Los Pinos-Cardones 2x220 KV 2x290 MVA

Línea C Navia-Aguirre 2x220 KV 2x500 MVA

Línea Aguirre-Melipilla 2x220 KV 580 MVA

Línea Aguirre-Rapel 220 KV 290 MVA

Línea Los Almendros- Alto Maipo 2x220 KV 2x290 MVA

Línea Ciruelos-Pichirropulli 2x 220 KV 2x290 MVA

Línea N cardones-Maitenes2x 500 KV 2x1500 MVA

Línea Pan de azúcar - Polpaico 2x 500 KV 1500 MVA

Línea Alto Jahuel-Ancoa 2x500 KV 1400 MVA

Línea Ancoa-Charrúa 500 KV 1400 MVA

2x React shunt 75 MVAR


2x Comp serie 127.84 μf






React shunt 76 MVAR

Comp serie 92.99 μf

React shunt 76 MVAR

Transformador Maitencillo 750 MVA

Transformador Pan de Azúcar 750 MVA

Transformador N cardones 750 MVA

Transformador NCARD 750 MVA

Transfomador Maitenes 750 MVA

Transformador Pan de Azúcar 750 MVA


43

4.1.2 Plan de Expansión del SING

El plan de expansión del SING cuenta con tres centrales de generación que fueron modeladas en

el modelo Reducido SIC-SING al 2021. Estas centrales de generación son las que se presentan en

la Tabla 4-3.

Tabla 4-3: Plan de obras de generación del SING consideradas en Modelo SIC-SING [20].

Central Potencia

[MVA]

CB_Mejillones 700

Kelar 517

Cochrane 560

Estas centrales corresponden a centrales del tipo térmicas en donde la central CB_Mejillones

corresponde a una central de ciclo combinado al igual que la central Kelar, mientras que la central

Cochrane corresponde a una central a carbón.

En lo que respecta al plan de expansión del SING en términos de sistema de transmisión troncal

se tiene las siguientes obras consideradas en este modelo reducido del SIC-SING.

Tabla 4-4: Plan de expansión en Transmisión del SING considerado en Modelo Reducido SIC-SING.

Elemento Potencia

Línea Lagunas-Crucero 2x220 KV 2x290MVA

Línea Lagunas-Encuentro 2x220 KV 2x290MVA

Línea Encuentro-N-Encuentro 2x220 KV 500MVA

Línea Encuentro-Cochrane 2x220 KV 700MVA

Línea Laberinto- kapatur 2x220 KV 2x700MVA

Línea Kapatur-Kelar 2x220 KV 516 MVA

Línea Kapatur-Angostura 2x220 KV 516 MVA

Línea Kapatur-Changos 2x220 KV 516MVA

Línea Kapatur-Ohigins x220 KV 2x840MVA

Línea Ohigins-Atacama 2x220 KV 2x250MVA

Línea Ohigins-Domeyko 2x220 KV 2x365MVA

Transformador CHANGOS 750 MVA

2x Transformador N-C_ENCUTRO 220/500 KV 750 MVA


44

4.1.3 Plan de Obras de Interconexión SIC-SING

En relación al plan de obras de lo que es la interconexión entre los sistemas SIC y SING

considerados para la modelación del sistema Reducido SIC-SING se tiene la siguiente tabla.

Tabla 4-5: Obras de interconexión consideradas en Modelo Reducido SIC-SING [23].

Elemento Potencia

Línea Cumbres-Ncardones 2x 500 KV 2x1500 MVA

Línea Cumbres-Changos 2x 500 KV 2x1500 MVA

Línea N encuentro-Changos 2x 500 KV 2x1500 MVA

2x Trafo N-C_ENC 750 MVA

Transformador CHANGOS 750 MVA

2x Rreact shunt 90 MVAR


S/E CUMB 500 750 MVA

S/E N-C_ENC 500 2x750 MVA







S/E CHANG 500 2x750MVA

4.2 Estimación de Demanda al año 2021

Si bien se tiene un modelo reducido del sistema SIC-SING al año 2021 también se debe tener en

consideración la demanda esperada hacia ese año. Es por esto que todos los años la Comisión

Nacional de Energía (CNE) publica un estudio de previsión de demanda por año hasta el año 2030

en donde se puede obtener los factores de crecimiento anual hasta el año 2021 y aplicar dichos

factores a la demanda de las cargas de los modelos SIC y SING del año 2015 modelado en EMTP-

RV.

4.2.1 Previsión de Demanda Zona SIC

El informe de previsión de demanda 2015-2030 SIC estipula que el crecimiento de la demanda del

SIC no se desarrolla de manera homogénea en todas las regiones que este abarca. Es por esto que

la CNE divide el SIC en 6 zonas que son [24]:

o SIC Norte: comprende las regiones II, III, IV y la zona norte de la V región.

o SIC Centro: comprende las regiones V y Metropolitana.

o SIC Itahue: comprende las regiones VI y VII.


45

o SIC Concepción: Comprende la zona costera de la VIII región alrededor de concepción.

o Sic Sur: Comprende la VIII región excluyendo el SIC Concepción.

o SIC Austral: Comprende las Regiones IX y X.

En base a estas 6 zonas es que se presentan las tasas de variación de demanda total previstas por

zona del SIC. La Tabla 4-6 muestra un extracto de esta información hasta el año 2021.

Tabla 4-6: Tasas de variación de demanda total previstas por zona del SIC [24].

Año Sic Norte

[%] Sic Centro

[%] Sic Itahue

[%] Sic Concepción

[%] Sic Sur

[%] Sic Austral

[%]

2016 6,73 3,2 3,59 2,96 3,3 4,03

2017 10,31 3,39 3,76 2,81 3,04 4,11

2018 6,52 4,25 4,09 4,25 4,21 4,07

2019 13,09 3,32 3,69 2,83 2,79 3,94

2020 7,24 3,94 4,04 4,12 4,29 3,93

2021 4,39 4,03 4,03 4,33 4,22 3,82 Tasa de crec. 2021

58,8 24,3 25,6 23,3 23,9 26,4

Teniendo la tasa de crecimiento acumulada hasta el año 2021 para cada una de las zonas del SIC

es que se aplica esta variación de demanda como factor de crecimiento a cada una de las cargas

de la zona del SIC, teniendo en cuenta la zona del SIC en que se encuentra dicha carga. El factor

se aplica a la demanda de las mismas cargas del modelo SIC 2015 escenario de demanda alta que

se modelaron en el Modelo Reducido SIC-SING y que se muestra en la Tabla A-1. Adicionalmente

se aplicará un factor de demanda que corresponderá al porcentaje de demanda alta en que se

produce la mayor producción de generación renovable en base a convertidores de electrónica de

potencia. Este factor se comentará más adelante.

4.2.2 Previsión de Demanda Zona SING

El informe de previsión de demanda 2015-2030 SIC-SING estipula que el crecimiento de la

demanda del SING se puede asumir de manera Homogénea en todas las regiones que este abarca.

Es por esto que se presenta la Tabla 4-7 la cual presenta las tasas de variación de demanda total

por año previstas para el SING [25].


46

Tabla 4-7: Tasas de variación de demanda total previstas para el SING [25].

Año Variación

[%]

2016 5,23

2017 5,14

2018 5,02

2019 4,76

2020 4,67

2021 4,58 Tasa de crec. 2021

33,2

Teniendo la tasa de crecimiento acumulada hasta el año 2021 para la zona del SING es que se

aplica esta variación de demanda como factor de crecimiento a cada una de las cargas del SING.

El factor de crecimiento se aplica a la demanda de las cargas del modelo Reducido SING 2015

escenario de demanda alta que se modelaron en el Modelo Reducido SIC-SING, las cuales se

muestran en la Tabla A-2. Adicionalmente se aplicará un factor de demanda que corresponderá

al porcentaje de demanda alta en que se produce la mayor producción de generación renovable

en base a convertidores de electrónica de potencia. Este factor se comentará más adelante.

4.2.3 Demanda SIC-SING al 2021

Aplicando el factor de crecimiento de demanda de potencia se tiene que el sistema SIC- SING

tendrá una demanda total de aproximadamente 10.000 MW considerando las pérdidas generadas

en los dos sistemas. El detalle de demanda de potencia para cada uno de los sistemas se tiene en

la Tabla 4-8.

Tabla 4-8: Demanda Alta SIC-SING al 2021.

Sistema Potencia

[MW]

SING 2745,35

SIC 7115,17

SING+SIC 9860,52

SING+SIC+Pérdidas 10000

Pensando en el período en que se produce la mayor producción de generación del tipo ERNC en

base a convertidores de electrónicos de potencia es que se decide aplicar un factor a la demanda

alta de 0.7 debido a que la mayor producción de potencia en base a este tipo de tecnología ocurre

entre un 60% y 75% de la demanda alta.


47

De esta forma se tiene la demanda del sistema SIC-SING al 2021 para la alta penetración de

energías renovables no convencionales en base a convertidores de electrónica de potencia, la cual

se muestra en la Tabla 4-9.

Tabla 4-9: Demanda de alta penetración de ERNC del SIC-SING al 2021

Sistema Potencia

[MW]

SING 1921,74

SIC 4980,62

SING+SIC 6902,36

SING+SIC+Perdidas 7000

El factor de demanda de alta penetración de ERNC es aplicado a las cargas que componen el

sistema SIC-SING quedando las cargas con una demanda de potencia activa como se muestra en

la Tabla 4-10 y Tabla 4-11

Tabla 4-10: Cargas de zona del SING para SIC-SING al 2021

Nodo Voltaje

[Kv] P

[Mw] Q

[Mvar] Nodo

Voltaje [Kv]

P [Mw]

Q [Mvar]

Parinacota 220 35,45 8,59 Chacaya 220 30,42 9,15

Cóndores 220 43,93 11,56 Mantos Blancos 220 94,30 27,98

Pozo Almonte 220 27,98 12,51 El Cobre 220 45,69 7,19

Lagunas 220 2,99 1,48 Esperanza 220 74,71 14,55

Collahuasi 220 177,12 21,46 El Tesoro 220 32,26 6,16

Rad. Tomic 220 83,30 45,41 Angamos 220 9,51 -5,69

Nueva Victoria 220 7,36 2,71 Laberinto 220 30,86 4,48

El Abra 220 101,94 29,38 Andes 220 30,02 -5,60

Barriles 220 13,24 4,48 Nueva Saldivar 220 61,36 9,88

Loa 220 24,06 2,61 Escondida 220 134,51 29,30

Salar 100 53,16 13,91 Sulfuros 220 83,94 30,78

Chuqui 100 101,10 7,55 Domeyko 220 159,69 59,88

Tocopilla 100 104,93 21,07 Ohiggins 220 45,81 8,11

Spence 220 75,19 10,35 Mejillones 220 25,94 6,35

Sierra Gorda 220 92,53 14,75 Esmeralda 220 58,84 11,67

Mmh 220 59,60 9,32


48

Tabla 4-11: Cargas zona SIC para Modelo SIC-SING al 2021.

Nodo Voltaje

[Kv] P

[Mw] Q

[Mvar] Nodo

Voltaje [Kv]

P [Mw]

Q [Mvar]

D. Almagro 220 122,22 29,12 A. Jahuel (154) 220 134,43 86,38

L. Coipa 220 0,73 1,10 A. Jahuel (110) 220 217,67 16,91

Cardones 220 290,85 32,50 A. Jahuel (Maipo) 220 31,42 12,24

Maitencillo 220 110,03 3,33 L. Almendros 220 203,22 85,21

Caserones 220 89,03 10,59 Candelaria 220 177,46 51,07

P. Azúcar 220 157,37 22,71 Colbun 220 21,36 12,66

L. Vilos 220 33,56 3,67 Itahue 220 217,82 45,12

N Ventanas 220 54,22 17,52 Charrúa (Lagu) 220 162,85 -20,79

Quillota (110) 220 111,95 92,12 Hualpén 220 88,91 -39,08

Quillota (Piuq) 220 132,54 13,23 Lagunillas 220 88,84 43,88

Agua Santa 220 142,22 -2,61 Charrúa (Conce) 220 98,13 7,04

Polpaico (Lmaq) 220 129,62 0,00 Charrúa (Infor) 220 20,71 4,40

Polpaico (Mait) 220 121,91 31,75 Charrúa (154) 220 189,48 32,28

Polpaico (Salt) 220 558,36 53,24 Cholguan 220 8,54 2,49

Lampa 220 28,33 2,98 Duques 220 7,29 1,55

Cerro Navia 220 310,26 107,87 Temuco 220 96,94 27,26

A. Melipilla 220 81,27 4,82 Valdivia 220 51,77 9,06

Rapel 220 64,07 2,06 Rahue 220 52,06 13,20

Chena 220 256,33 35,10 P. Mont 220 96,48 10,35

A. Jahuel (Buin) 220 220,38 -27,95

4.2.4 Escenarios de Operación SIC-SING 2021

Se realizaron dos escenarios para el Modelo SIC-SING al 2021 para una demanda de 7000(MW)

que son; un escenario de hidrología húmeda y un escenario de hidrología seca. En un escenario

de hidrología húmeda se considera un año en que hubo abundantes lluvias, lo que genera una

gran acumulación de agua en los embalses de las centrales hidráulicas del SIC y abundantes

deshielos lo que genera gran caudal de agua en las centrales de pasada del SIC, por ende, se

supone un escenario con gran generación de tipo hidráulica. La diferencia entre la potencia

demandada y generada por la generación hidráulica será abastecida por la generación de tipo

térmica.

En relación a la hidrología seca, se supone un escenario en donde los niveles de embalse están a

tal nivel que las centrales hidráulicas deben operar casi a su mínimo técnico por lo que se hace

necesario la gran penetración de generación de tipo térmica en el sistema.

Considerando las Centrales de Generación del Sistema Reducido SIC-SING, se realizó la

modelación de estos escenarios de acuerdo a un despacho económico basado en el informe de la


49

Comisión Nacional de Energía llamado “Fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo de Abril

2016” [26] [27]. Estos escenarios se muestran en Tabla B-14 y Tabla B-15 del Apéndice B.

4.3 Modelación ERNC en SIC-SING al 2021

Como se comentó anteriormente este sistema no cuenta con la modelación de las energías

renovables no convencionales, en particular generación en base a convertidores electrónicos de

potencia. Estas serán modeladas como clúster de energía ingresando desde una barra en

particular teniendo en cuenta que solo entregan al sistema potencia activa debido al tipo de

estudio que se realizará más adelante el cual consiste en la regulación de frecuencia del sistema

SIC-SING.

Figura 4-1: Modelación de Clúster de ERNC.

Como se puede apreciar en la Figura 4-1este tipo de generación se modeló mediante una fuente

de corriente continua (DC), la cual alimenta un inversor tipo VSC de 1000 MW de potencia

nominal. La potencia de salida del inversor que se requiera depende del nivel de corriente que

ingrese al inversor. A continuación se describen cada uno de los elementos que se utilizaron para

la modelación de las energías renovables no convencionales.

4.3.1 Fuente de Corriente DC

La EMTP-RV trae por defecto una fuente de corriente en corriente continua (DC) de manera que

solo se debe ingresar el nivel de corriente que se desea en la fuente.

Figura 4-2: Modelo de fuente de corriente DC en EMTP-RV.

La Figura 4-3 muestra las propiedades de la fuente de corriente DC la cual consiste en una función

escalón de corriente que comienza en el tiempo tstart y termina en el tiempo tstop. Estos valores

1050.625A * 640kVdc =650MW

MMC

monopolemodel3400 SM

VSC_3_650MW V

V_VSC_3

PQ2+

DC21015.625

+

DC41015.625


50

fueron asignados como “-1” para el caso de tstart de manera que el escalón de corriente comienza

en el tiempo cero con el valor de magnitud Im.

Figura 4-3: Propiedades de fuente de corriente DC.

En el caso del tiempo tstop este fue asignado como un valor lo suficientemente grande de manera

que el escalón de corriente no vuelva a un valor de 0(kA) antes de los tiempos de simulación que

se considerarán más adelante. El valor Im corresponde a la magnitud de la corriente DC que se

requiere en la fuente.

4.3.2 Convertidor VSC

El convertidor utilizado corresponde a un convertidor fuente de voltaje (VSC) de capacidad

1000(MW) con un voltaje (DC) nominal de 640kV de configuración monopolar el cual se muestra

en la Figura 4-4.

Figura 4-4: Modelo de VSC de EMTP-RV.

MMC

monopolemodel3400 SM

VSC_2


51

Dentro de los datos principales (Main Data) al ingresar a la máscara del convertidor fuente de

voltaje se tiene los datos de la Figura 4-5 en donde se mantiene los datos de más importantes son

los siguientes:

Inicialización time: corresponde al tiempo en que se conecta el inversor VSC al sistema en la

simulación de dominio del tiempo. En la Figura 4-5 se puede apreciar que el inversor VSC ingresa

en la simulación a los 0.4 segundos.

LF_Pref: corresponde al valor de potencia activa que se inicializa el convertidor VSC en el cálculo

del flujo de potencia y como se aprecia en la figura el inversor VSC está inyectando al sistema 650

Mw (0.65 p.u). El signo negativo corresponde a que el convertidor VSC inyectando potencia desde

el lado DC hacia el lado AC.

LF_Qref: corresponde al valor de potencia reactiva que se inicializa el convertidor VSC en el

cálculo del flujo de potencia. El valor de 0 p.u. quiere decir que el convertidor no está inyectando

y tampoco consumiendo potencia reactiva.

En la ventana “Control data” (Figura 4-6) los datos importantes de destacar son: el tipo de control

de salida del convertidor; que para este caso será control de potencia activa y voltaje DC, en donde

este se debe mantener el valor de potencia activa que se ingresó en el cálculo del flujo de potencia

y el voltaje DC se debe mantener en 1 p.u. que para este caso corresponde a 640 kV.

En el apartado de control de potencia reactiva y voltaje AC se mantendrá el voltaje AC en el valor

de tensión de la barra donde es conectado el VSC. Para esto se debe correr una solución de flujo

de potencia y el valor del voltaje en la barra de conexión se debe ingresar en “AC Voltage Control

Reference” y el control de potencia reactiva no se realizará debido a que el inversor VSC sólo

inyectará al sistema potencia activa.

Figura 4-5: Propiedades "Main Data" de convertidor VSC.


52

Figura 4-6: Propiedades "Control Data" de convertidor VSC.

Como se comentó en el capítulo 2 en el apartado de alta penetración de ERNC en el SIC y SING se

tiene que estos clúster de energías renovables serán instalados en las barras del Norte las cuales

llevan por nombre Nueva Cardones 500 kV y Changos 500 kV y por el sur del SIC-SING se instalará

un clúster en la barra Charrúa 500 kV. La Figura 4-7 muestra el sistema SIC-SING con alta

penetración de ERNC.


53

Figura 4-7: modelo SIC-SING con Alta Penetración de ERNC.

800 M W

800M W

500M W

Pm :-7.43

Pk :0.28

Pk :5.18

Pm :-7.44

Pm :-7.44

1 2

+30

220/13.8 LFGUAC

LF

LF

LF

LF

LFN

EH

3

LFN

EH

4

View Steady -State

Pk :0.05

+

LFRAP

Pk :-125.48

+

12

2 3

1

Pk :576.06

LF

Pk :668.49

+ +

+ +

Pk :131.39

1 2

+30

230/12LFALFA

LF

LF

BU

IN

1 2

+30

225/13.8

Pm :-114.79

Pk :210.49

LF

217.8300M W45.12M VAR220k VRM SLL

1 2+30

225/13.8 LFRALC

1 2

+30

225/13.8 LFRUCU

Pk :-192.40

1 2

+30

225/13.8 LFANTU

Pk :-206.44

1 2+30

225/13.8LF

PANG

+

1 2

- 30

220/13.8 LFPEHU

Pk :-199.04

Pk :-231.52

1 2+30

225/13.8 LFTORO

Pk :-124.52

Pk :-217.64

Pk :-272.12

LF

LF

15

4k

V

LF

+

+

+

+

+

+

+

+

1 .167uF

1 2

+30

222.318/15LF

TALT

LFDALM G

1 2

220/11.5

SM?m

DAM LG

Pk :5.15

Pk :-20.85

Pk :-27.11

2 3

1

1 2

- 30

230/13.8

1 2

+30

225/13.8 LFM ACHI

LF

12

+++

+ +

Pk :-20.93

LFN

EH

1

LFN

EH

2

LF

SIS

3 LF

SIS

4LF

SIS

1 LF

SIS

2

12 -3

0

+ +

Pk :139.01

+ +

LFDAL

+DAL_CEN

LFCANDE

12

15/230

LF

0.72M W1.1100M VAR220k VRM SLL

LF

INF

OR

Pk :512.73

SM

SIS

I_T

G1

SM

SIS

I_T

V1

SM

SIS

I_T

G2

SM

SIS

I_T

V2

SM

NE

HU

_T

G2

AVR+PSS

out

inSM

15k V320M VAPVbus :CANDE

?m

CANDELARIA

LF

AJ

15

4

LF

AJ

A1

10

LF

SM?m

TALTAL

LF

LF

LF

+

12+30

230/18LF

NVENT LF

SM

NE

HU

_T

G1

SM

NE

HU

_T

V1

12 +30

12 +30

12 +30

12 +3

0

12 +3

0

12 +3

0

12 +3

0

LFQ

UIN

1

LFQ

UIN

2

SM

QU

I1

12 +3

0

12 +3

0S

M

QU

I2

Pk :78.24

Pk :-71.12

LFPIUQ

Pk :54.95

12

LF M AITEN

LF

QU

I11

0

LF LM AQU+

+

Pk :173.28

+

+

2 3

1

+

LF

MA

IP

+

Pk :33.43

2 3

1

2 3

1

++220k VRM SLL /_0 PQbus :LPINOS

LPINOSLFLPINOS

1 2

+30

225/18 LFSM ARIA

Pk :-172.17

LF

CO

NC

E

Pm :-51.37 Pm :-51.37 Pm :34.98

LF

DU

QU

LF

LF SALTO

LF

AS

TA

LF

CN

A1

10++

+ 220k VRM SLL /_0 PQbus :SM AJ

SM AJLF

SM AJ

1 2

+30225/13.8 LF

AM PO

Pk :576.06

+ +

+ +++

+

12

LF

+

2 3

1

Pk :671.55

+

+

Pk :671.55

+

++

LF

12

12

Pk :190.33

12

LFCVAL+

220k VRM SLL /_0 PQbus :CVAL

CVALDIVIA

1 2

+30

223/13.8 LFCANU

Pk :-4.97

Pk :2.21

LF

LF

+ +

+

+220k VRM SLL /_0 PQbus :RUCAT

RUCATLFRUCAT

LF

LFANTIH

+220k VRM SLL /_0 PQbus :ANTIH

ANTIH

LF

2 3

1

LF

LF

LF

LF

12

+30

225/15.75LFCH_CTAH16

12

+30225/13.8

LFCTARAP

12

+30

225/15LFCH_CTM 2

12

+30

231/13.8LF

CA_CTM 114

LF

LF

LF

LF

+

10

0M

+

10

0M

LF

LF

2 3

1

LF

1 2

+30220/22

LFM ELE22

+

+

7 .55

LF

LF

+

2 .63uF

LF

LF

LF

LF

+

8 .59uF

+

1|1

.12

0|0

LF

TL

M1

57

LF

+

2 .5677uF

Pk :-243.69Qk :-10.78

1 2525/235

1 2525/235

+

+ +

LFATAC_TG

12

+30

230/15

12

+30

230/15LFATAC_TV

SM

ATAC_TG

SM

ATAC_TV

LF

+

7 .70

+

7 .70

LF

LF

LF

LF

LF

+

100M

LF

SMSALTA1

?m

15.75k V490M VAPVbus :SALTG

LFSALTA1

LFSALTA2

1 2

345/15.75

1 2

345/15.75

SM SALTA2?m

15.75k V270M VAPVbus :SALTV

+

5

+

5

2

3

1

345/220/23

LF

LF

1 2+30

225/13.8LF

CB_M EJ

1 2

+30225/13.8

LFKELAR

1 2

+30

220/18 LFANGAM

1 2

525/240

1 2+30

225/13.8LF

COCHRA

+

+

++

++

+

+

+

+

2

3

1

+

1|1

.12

0|0

12

+30

225/13.8

LFANGOSTL

FLF

12

+30

230/18

LFBOCAM

1 2

- 30

220/13.8 LFLCONDOR

+

+

1 |1.12|0

+ +

Pk :-216.55Qk :-22.09

+

+

+ +

Pk :-47.58Qk :-22.53

+

+

+

+ +

Pk :58.66Qk :-147.91

++++ + +

+ +

+ +

Pk :165.90Qk :-336.85

+ +

+

Pk :-153.96Qk :-229.86

1 2

525/240

12

AVR Taltal

out

in

AVR_TALT

V

V

V

SM

CTARAP

?m

13.8k V186M VAPVbus :CTARAP

SM

ANGAM

V

V

AVR ATAC

AVR_Gov _2

AVR ATAC

AVR_Gov _3

+nuble

220k VRM SLL /_0 PQbus :nuble

LFnuble

+

s _pedro220k VRM SLL /_0 PQbus :s _pedro

LFs _pedro

LFTOC_1415

12

+30220/21LF

TOC_16

23

1

+

LF

12

+30

220/13.8

SM

TOC_16

?m21k V500M VAPVbus :TOC_16

LFTOC_U1213

12

+30

LF

1 2

SM

TOC_U1213

LF

lag

SM

CH_CTAH16

SM

CB_M EJ

SM

KELAR

SM

COCHRA

SM

N_VENTANA

SM

NE

HU

_T

V2

SM

18k V456M VAPVbus :BOCAM

?m

BOCAM

AVR+PSS

out

in

AVR_GEN

+

2|2

.12

0|0

V

V

M M C

m onopolem odel3400 SM

VSC_3_400M W V

VSC_2

PQ_N_CARDONES

FreqFREQ

PQ

_N

CA

R

AVR ANGOS

out

in

AVR_ANGOSTURA

AVR BOCAM

out

in

AVR_Gov _7

AVR+PSS

out

in

AVR_COCHRA

AVR+PSSout

in

AVR_CB_M EJ

++

+

+

++

+

+

DC21250

LFNORGEN

12

+30

220/13.8

V

V_VSC_2

PQ_CHANGOSM M C


VSC_2_400M W

+

DC11250

AVR CANUT

out

in

AVR_CANUTILLAR

AVR PANGUE

out

in

AVR_PANGUE

AVR EL TORO

out

in

AVR_EL_TORO

AVR Antuco

out

in

AVR_ANTUCO

AVR Rucue

out

in

AVR_RUCUE

AVR RALCO

out

in

AVR_RALCO

AVR Sta_M aria

out

in

AVR_STA_M ARIA

AVR Pehuenche

out

in

AVR_PEHUENCHE

AVR M ACHICURA

out

in

AVR_M ACHICURA

AVR Colbunout

in

AVR_COLBUN

AVR Alfalfal

out

in

AVR_ALFALFAL

AVR Guacolda_U1

out

in

AVR_GUACOLDA

AVR CTM 2

AVR_CTM 2

AVR CTM 1

AVR_CTM 1

AVR CTAH

AVR_CTAH

AVR TOC 1213

AVR_TOC_1213

TOC_U16

AVR_TOC_16

AVRANGAM OS

AVR_ANGAM OS

AVR NVENT

out

in

AVR_N_VENTANAS

AV

R S

ISID

ou

t

in

AVR_SISI_TV2

AV

R S

ISID

ou

t

in

AVR_SISI_TG2

AV

R S

ISID

ou

t

in

AVR_SISI_TV1

AV

R S

ISID

ou

t

in

AVR_TG1

AV

R Q

uin

tero

s

ou

t

in

AVR_QUIN_2

AV

R Q

uin

tero

s

ou

t

in

AVR_QUIN_1

AV

R N

EH

U1

ou

t

in

AVR_NEHU_TG2

AV

R N

EH

U1

ou

t

in

AVR_NEHU_TV2

AV

R N

EH

U1

ou

t

in

AVR_NEHU_TG1

AV

R N

EH

U1

ou

t

in

AVR_NEHU_TV1

AVR A_M aipo

out

in

AVR_A_M AIPO

SM13.8k V150M VAPVbus :LCONDOR

?m

LCONDOR

SM

NORGEN

?m

13.8k V313M VAPVbus :NORGEN

SM

CA_CTM 114

SM13.8k V531M VAPVbus :AM PO

AM AIPO

AVR+PSS

out

in

AVR_LCONDOR

PQ_CHANG

PQ_CUM B

SM

CH_CTM 2

SM

TOC_1415

?m13.8k V294M VAPVbus :TOC_1415

SM

13.8k V862.64M VAPVbus :GUAC

?m

GUACOLDA

SM18k V468M VAPVbus :SM ARIA

?m

SM ARIA

Fre

q

FR

EC

_C

HA

RR

UA

22

0 FreqFREC_STA_M A

Fre

q

DE

V8

SM13.8k V500M VAPVbus :COLB

?m

COLBUN

SM

13.8k V580M VAPVbus :PEHU

?m

PEHUENCHE

SM13.8k V800M VASlac k :RALC

?m

RALCO

SM

13.8k V320M VAPVbus :ANTU

?m

ANTUCO

SM13.8k V420M VAPVbus :TORO

?m

ELTORO

SM13.8k V480M VAPVbus :PANG

?m

PANGUE

Freq

FREC_PEHUENCHE

M M C


VSC_1 V

DEV9

PQ1+

DC3781.25

LFCOLB

AVR+Gov-ex st1-pss1 a-ieeeg3

AVR_RAPEL

SM13.8k V380M VAPVbus :RAP

?m

RAPEL

AVR+PSS

out

in

AVR_NORGENER

AVR+PSSout

in

AVR_TOC_1415

SM12k V95M VAPVbus :ALFA

ALFALFAL

SM13.8k V106.4M VAPVbus :M ACHI

?m

M ACHICURA

SM13.8k V408M VAPVbus :RUCU

?m

RUCUE_M A_PE_QU

SM13.8k V350M VAPVbus :ANGOST

?m

ANGOST

SM13.8k V140M VAPVbus :CANU

?m

CANUTILLAR

AVR+PSS

out

in

AVR_TARAPACA

LPAL220V1:1.06/_-68.2

V1:1.03/_-66.1LAM P2220

PAZU220V1:1.06/_-66.8

V1:1.06/_-67.2GUAC220

ITAH220V1:1.02/_-56.9

V1:1.05/_-68.8LVIL220

SISI1

NEHU4

GUAC13

V1:1.00/_-24.4ALFA12

V1:1.00/_-76.8PEHU13

V1:1.00/_-78.0LCOND13

V1:1.00/_-2.4ANTU13

V1:1.00/_5.7PANG13

V1:1.00/_-2.1RUCU13

V1:1.00/_-0.0RALC13

V1:1.00/_-5.0V1:1.00/_-5.0SM AR18

V1:1.04/_-64.3CHEN220

V1:1.03/_-58.9ALFA220

V1:1.03/_-51.6

V1:1.03/_-51.6PEHU220

V1:1.04/_-53.3LCONDO220

V1:1.02/_-32.6PANG220

V1:1.02/_-38.4TORO220

V1:1.02/_-35.0RALC220

V1:1.03/_-41.4

V1:1.03/_-41.4M ARIA220

TRUP220V1:1.02/_-40.2

CHOL220V1:1.02/_-43.2

RAP13V1:1.00/_-86.9

V1:1.03/_-40.5RUCU220

V1:1.02/_-39.4ANTU220

V1:1.03/_-48.3TEM U220

PAPO15

PAPO220V1:1.07/_-67.7 DALM 12

V1:1.00/_-18.3COLB13

CANDE13

M ACHI13V1:1.00/_-19.5

TORO13V1:1.00/_-4.4

SISI2 SISI3

NEHU3

SISI4

NEHU2NEHU1

CAND220V1:1.04/_-60.3

V1:1.05/_-67.6LCOI220

V1:1.02/_-69.5SLUI220

V1:1.04/_-53.7M ACHI220

M AIT220V1:1.06/_-67.2

CASE220V1:1.06/_-70.9

PCOL220V1:1.06/_-67.0

LAM ES220V1:1.05/_-66.9

VNEN18NVEN220

V1:1.03/_-69.0

V1:1.02/_-69.3QUIL220

QUIN2QUIN1

QUIN220

V1:1.03/_-68.7NOGA220

COLB220V1:1.04/_-53.9

V1:1.03/_-46.3DUQU220

V1:1.03/_-67.4POLP220

SM AJ 220V1:1.04/_-62.9

AM AIPO220V1:1.03/_-56.1

LALM 220V1:1.03/_-59.7

ALM PO13V1:1.00/_-20.8

CARD220V1:1.05/_-67.5

CPIN220V1:1.05/_-67.6

AJ AH220V1:1.04/_-62.2

ANCO500V1:1.05/_-55.4V1:1.05/_-55.4

AJ AH500V1:1.04/_-59.3

AGUI500V1:1.03/_-61.2

V1:1.03/_-64.8CNAV220

V1:1.05/_-61.8RAPE220

AGUI220V1:1.04/_-64.2

V1:1.04/_-63.2AM EL220

V1:1.03/_-48.3CAUT220

V1:1.00/_-14.6CANU13V1:1.02/_-50.6

CANU220PM ON220V1:1.02/_-52.0

V1:1.03/_-52.2RAHUE220

V1:1.04/_-51.7PICHI220

V1:1.04/_-51.1LCIR220

V1:1.07/_-72.6TARA220

SALA220V1:1.07/_-74.0

V1:1.09/_-77.1CHUQ110

CHUQ220V1:1.08/_-74.2

V1:1.06/_-76.9 SALA110

M ELE22

ESPE220V1:1.08/_-75.5

V1:1.05/_-75.2RTOM 220

EABR220V1:1.05/_-75.2

PARI220V1:1.07/_-78.7

COND220V1:1.07/_-75.2

V1:1.08/_-75.2ETES220

CTAH16

CTM 215

CTM 114

CTAR14V1:1.00/_-38.4

M BLA220V1:1.08/_-76.5

CHACA220V1:1.09/_-75.3

NVIC

M ELE

PALM 220

V1:1.06/_-73.7

V1:1.08/_-75.3COLL220

SGOR220

M M H220

SPEN220

V1:1.06/_-69.1BARR220

V1:1.08/_-73.0LAGU220

CRUZ220V1:1.08/_-71.8

NC_ENC220V1:1.08/_-71.7

ATAC220V1:1.09/_-73.8ATA115

ATA215

M EJ I220V1:1.09/_-75.3

ESM E220V1:1.08/_-75.4

SULF220V1:1.07/_-78.3

ANGA220V1:1.09/_-70.6

COCH220V1:1.04/_-60.2

KELAR220V1:1.09/_-70.5

ANDE220V1:1.08/_-77.9

SALTV16

SALTG16SALT345ANDE345

NSAL220V1:1.08/_-78.2

EOHI220V1:1.09/_-74.2

CBM EJ

COCH13

KELA13

ANGA18

KAPA220V1:1.09/_-70.5

M ULCH220V1:1.03/_-44.4

ANGOS13V1:1.00/_-8.5

BOCAM 18 HUALP220

LAGUNI220V1:1.01/_-48.8BOCAM 220

V1:1.01/_-48.8

ANCO220V1:1.04/_-53.9

PAZU500V1:1.05/_-64.4

V1:1.09/_-75.2LABE220

V1:1.09/_-75.2ECOB220

V1:1.07/_-78.3DOM E220

V1:1.07/_-78.4ESCO220

V1:1.09/_-70.2CHANG220

DALM 220V1:1.05/_-67.6 V1:1.05/_-66.9

CUM B220

VALD220V1:1.04/_-51.6

CTOB110V1:1.01/_-77.7

TOC141

TOC1

TOCO220V1:1.07/_-73.9

LOA220V1:1.07/_-73.2

TOC14

V1:1.09/_-78.0CTOC110

POLP500V1:1.03/_-62.3

CHAR220V1:1.03/_-45.5

V1:1.036/_-64.4V1:1.036/_-64.4NCARD500

M AIT500V1:1.043/_-64.8

V1:1.05/_-68.2NTOC220

V1:1.00/_-31.1NTOC14

V1:1.051/_-65.5V1:1.051/_-65.5CUM B500

NC_ENC500V1:1.052/_-69.0

CHANG500V1:1.043/_-66.7

V1:0.474/_-71.7ENCU220

V1:1.038/_-50.9CHAR500


54

4.4 Escenarios de Alta Penetración de ERNC

Ya realizada la modelación de las energías renovables no convencionales en base a convertidores

de electrónica de potencia es que se procede a realizar los escenarios de operación para una

penetración de un 20%, 25% y 30% de ERNC de la demanda del sistema. Estos escenarios de

operación se realizarán en base al 70% de la demanda estimada para el año 2021 como se

describió anteriormente.

Se realizarán dos escenarios por cada nivel de penetración que son; un escenario de hidrología

húmeda y un escenario de hidrología seca. En un escenario de hidrología húmeda se considera

un año en que hubo abundantes lluvias, lo que genera una gran acumulación de agua en los

embalses de las centrales hidráulicas del SIC y abundantes deshielos lo que genera gran caudal

de agua en las centrales de pasada del SIC, por ende, se supone un escenario con gran generación

de tipo hidráulica. La diferencia entre la potencia demandada y generada por la generación

hidráulica será abastecida por la generación de tipo térmica.

En relación a la hidrología seca, se supone un escenario en donde los niveles de embalse están a

tal nivel que las centrales hidráulicas deben operar casi a su mínimo técnico por lo que se hace

necesario la gran penetración de generación de tipo térmica en el sistema.

4.4.1 Escenario de 20% de ERNC

Para estos escenario se consideró una generación de tipo ERNC de 1400 MW los cuales se

distribuyeron de la siguiente manera: 650 MW en la barra Changos 500kV, 650 MW en la barra

Nueva Cardones 500kv y 100 MW en la barra charrúa 500kV.

Escenario de Hidrología Húmeda

En la siguiente tabla se presenta la operación de las centrales tanto hidroeléctricas como térmicas

del sistema SIC-SING participantes en el escenario de hidrología húmeda para un 20% de



55

Tabla 4-12: Escenario de Hidrología Húmeda de 20% ERNC.

Central CAP. GEN.

[MW] MIN. TEC.

[MW] MAX. TEC.

[MW] POTENCIA

[MW]

C. ALFALFAL 95 20 89 80

C. A. MAIPO 531 S/I S/I 390

C. COLBUN 500 100 474 350

C. MACHICURA 106 18,6 95 60

C. PEHUENCHE 580 120 570 500

C. RAPEL 380 40 302 250

C. RALCO 804 90 700 620

C. RUCUE 408 32 390 300

C. ANTUCO 320 10 320 250

C. E. TORO 420 0 410 300

C. PANGUE 480 100 467 430

C. ANGOSTURA 350 34,9 278 278

C. CANUTILLAR 140 40 130 100

C. L. CONDORES 150 S/I S/I 140

NORGENER 313 65 290 250

S. MARIA 468 240 350 350

TOC U1415 294 75 245 200

ANGAMOS 660 150 544 345

C.COCHRANE 560 106 514 500

C. TARAPACA 186 120


56

Escenario de Hidrología Seca


del sistema SIC-SING participantes en el escenario de hidrología seca para un 20% de penetración

de ERNC.

Tabla 4-13: Escenario de Hidrología Seca de 20% ERNC

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] MIN. TEC.

[MW] MAX. TEC.

[MW] POTENCIA

[MW]

C. ALFALFAL 95 20 89 50

C. A. MAIPO 531 s/i s/i 270

C. COLBUN 500 100 474 250

C. MACHICURA 106 18,6 95 50

C. PEHUENCHE 580 120 570 260

C. RAPEL 380 40 302 190

C. RALCO 804 90 700 360

C. RUCUE 408 32 390 210

C. ANTUCO 320 10 320 160

C. E. TORO 420 0 410 230

C. PANGUE 480 100 467 230

C. ANGOSTURA 350 34,9 278 195

C. CANUTILLAR 140 40 130 100

C. L. CONDORES 150 s/i s/i 100

NORGENER 313 65 290 280

C. CB MEJILL 700 315 s/i 600

S. MARIA 468 240 350 350

C. TARAPACA 186 100 159 100

C. N. VENTAN 660 264 600 500

C.COCHRANE 560 106 514 290

C.BOCAMINA 444 205 400 400

NEHUENCO TG2 300 160 256,7 220

NEHUENCO TV2 164 90 141,5 130

NEHUENCO TV1 175 97 148 100


57


Para estos escenarios se consideró una generación de tipo ERNC de 1750 MW los cuales se

distribuyeron de la siguiente manera: 700 MW en la barra Changos 500kV, 700 MW en la barra

Nueva Cardones 500kv y 350 MW en la barra charrúa 500kV.






CENTRAL CAP. GEN.

[MW] MIN. TEC.

[MW] MAX. TEC.

[MW] POTENCIA

[MW] C. ALFALFAL 95 20 89 80


C. COLBUN 500 100 474 350

C. MACHICURA 106 18,6 95 60

C. PEHUENCHE 580 120 570 400

C. RAPEL 380 40 302 250

C. RALCO 804 90 700 600

C. RUCUE 408 32 390 390

C. ANTUCO 320 10 320 250

C. E. TORO 420 0 410 250

C. PANGUE 480 100 467 430

C. ANGOSTURA 350 34,9 278 278

C. CANUTILLAR 140 40 130 100


NORGENER 313 65 290 240

S. MARIA 468 240 350 350

TOC U1415 294 75 245 200

C.COCHRANE 560 106 514 500

C. TARAPACA 186 100 159 120


58




de ERNC.

Tabla 4-15: Escenario de Hidrología Seca de 25% ERNC.

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] MIN. TEC.

[MW] MAX. TEC.

[MW] POTENCIA

[MW]

C. ALFALFAL 95 20 89 50


C. COLBUN 500 100 474 250

C. MACHICURA 106 18,6 95 50

C. PEHUENCHE 580 120 570 290

C. RAPEL 380 40 302 190

C. RALCO 804 90 700 440

C. RUCUE 408 32 390 220

C. ANTUCO 320 10 320 160

C. E. TORO 420 0 410 240

C. PANGUE 480 100 467 240

C. ANGOSTURA 350 34,9 278 195

C. CANUTILLAR 140 40 130 100


NORGENER 313 65 290 130

C. CB MEJILL 700 315 s/i 550

S. MARIA 468 240 350 350

C. TARAPACA 186 100 159 100

C. N. VENTAN 660 264 600 510

C.COCHRANE 560 106 514 280

C.BOCAMINA 444 205 400 380

NEHUENCO TG2 300 160 256,7 200


59


Para estos escenarios de operación se consideró una generación de tipo ERNC de 2100 MW los

cuales se distribuyeron de la siguiente manera: 800 MW en la barra Changos 500kV, 800 MW en la

barra Nueva Cardones 500kv y 500 MW en la barra charrúa 500kV.






CENTRAL CAP. GEN.

[MW] MIN. TEC.

[MW] MAX. TEC.

[MW] POTENCIA

[MW]

C. ALFALFAL 95 20 89 80


C. COLBUN 500 100 474 350

C. MACHICURA 106 18,6 95 60

C. PEHUENCHE 580 120 570 400

C. RAPEL 380 40 302 250

C. RALCO 804 90 700 430

C. RUCUE 408 32 390 390

C. ANTUCO 320 10 320 250

C. E. TORO 420 0 410 250

C. PANGUE 480 100 467 430

C. ANGOSTURA 350 34,9 278 278

C. CANUTILLAR 140 40 130 100


NORGENER 313 65 290 240

S. MARIA 468 240 350 350

C. TARAPACA 186 100 159 120

C.COCHRANE 560 106 514 500


60




de ERNC.

Tabla 4-17: Escenario de Hidrología Seca de 30% ERNC.

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] MIN. TEC.

[MW] MAX. TEC.

[MW] POTENCIA

[MW]


C. COLBUN 500 100 474 250

C. MACHICURA 106 18,6 95 50

C. PEHUENCHE 580 120 570 290

C. RAPEL 380 40 302 100

C. RALCO 804 90 700 420

C. RUCUE 408 32 390 210

C. ANTUCO 320 10 320 140

C. E. TORO 420 0 410 200

C. PANGUE 480 100 467 200

C. ANGOSTURA 350 34,9 278 155

C. CANUTILLAR 140 40 130 100


NORGENER 313 65 290 280

C. CB MEJILL 700 315 s/i 550

S. MARIA 468 240 350 350

C. TARAPACA 186 100 159 100

C. N. VENTAN 660 264 600 510

C.COCHRANE 560 106 514 280

C.BOCAMINA 444 205 400 380

61

5 Contingencias y Análisis de Resultados Un evento que produce una variación en la frecuencia de la red en un sistema eléctrico de

potencia es cuando existe un desbalance de generación y demanda, en particular para el caso de

sub-frecuencia, cuando la potencia activa demandada por el sistema supera la potencia activa

generada. Es por eso que para los eventos a realizar en cada uno de los escenarios de operación

se realizará el evento de salida de operación repentina de una central de generación eléctrica

convencional de manera de presenciar la caída de la frecuencia del sistema SIC-SING y ver si

cumple con la normativa vigente hasta la fecha.

5.1 Antecedentes de Contingencia

Siempre es importante considerar los peores casos de un evento a analizar de manera que si se

cumple con este peor caso se da por hecho que los otros casos también cumplirán con la

normativa (NTSyCS).

Para el caso de sub-frecuencia se analizará el evento de salida de generación intempestiva de una

unidad generadora del sistema Reducido SIC-SING al 2021. La Tabla 5-1 muestra una lista con las

unidades con más capacidad de generación del sistema SIC-SING.

Tabla 5-1: Unidades generadoras con mayor capacidad de generación del SIC-SING.

Central CAP. GEN.

[MVA] MAX. TEC.

[MW]

Pehuenche 290 285

Pehuenche 290 285

Ralco U1 402 345

Ralco U2 402 345

S. María 468 350

N. Ventana 330 272

Angamos U1 300 268

Angamos U2 300 272

Bocamina U2 444 350

Toc U16 360 245

5 Contingencias y Análisis de Resultados

62

Como se puede apreciar en la Tabla 5-1 la unidad de mayor capacidad de generación es la central

Santa María que tiene una capacidad instalada de 468 MVA operando a un máximo técnico de

350 MW de potencia y la central de generación Bocamina U2 de una capacidad instalada de 444

MVA operando también a un máximo técnico de 350 MW de potencia. En base a los escenarios

realizados en el capítulo anterior es que se decide utilizar la central Santa maría para realizar el

evento de salida intempestiva de operación.

5.1.1 Antecedentes de Simulación

Como ya se tiene la central que saldrá de operación de manera de ver la caída de frecuencia del

sistema es que se tiene que dejar claro las simulaciones a realizar. Para ello se tienen las siguientes

consideraciones:

o Se realiza un simulación en el tiempo de duración 60 segundos

o A los 1,5 segundos de simulación saldrá de servicio la central Santa María.

o Se monitorea la frecuencia en la barra que conecta la central Santa María con el resto de

la red llamada “Sta. María 220” poniendo énfasis en la mínima frecuencia producida a lo

largo de la simulación y la frecuencia al final de la simulación.

o Se monitorea la Potencia Eléctrica de las centrales asignadas para el control de potencia.

5.1.2 Normativa Eléctrica

En términos de aspectos normativos este informe se basará en lo estipulado en la Norma Técnica

de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) tal y como se mencionó en el Capítulo 1 en el

enumerado que lleva por nombre “Normativa Vigente sobre el Control de Frecuencia”. Como el

tipo de evento a realizar en la simulación corresponde a la salida intempestiva de generación, este

corresponde a un evento en el cual se debe cumplir el criterio de N-1 estipulado en la Norma el

cual dice que ante una contingencia de este tipo el sistema debe regir mediante el Estado de

Alerta.

El estado de alerta estipula un rango de frecuencia de restablecimiento al estado permanente que

sigue de la siguiente manera; la frecuencia máxima en régimen permanente no debe superar los

50,2[Hz], y la frecuencia mínima en régimen permanente no debe bajar de los 49,8 [Hz].

En relación a un caso de contingencia simple, el artículo 5-40 de la Norma Técnica estipula que

la frecuencia mínima admitida en instalaciones del sistema troncal de tensión igual o superior a

200 [kV] será igual a 48,3[Hz].

En relación a los sistemas EDAC establecidos por los CDECs de cada uno de los sistemas SIC y

SING, este informe basará su cumplimento en base a lo establecido por el criterio EDAC del

CDEC-SIC el cual está estipulado en la Tabla 1-3: Criterio EDAC por baja frecuencia del SIC.

Presente en el capítulo 1.


63

5.2 Resultados de Simulación

En este apartado se presenta la respuesta en el tiempo de la frecuencia del sistema para la

contingencia realizada a cada uno de los escenarios de penetración de ERNC. También se

presenta la respuesta en el tiempo de las centrales que realizaron la compensación de potencia

para esta contingencia.

5.2.1 Escenario H-Húmeda 20% ERNC

La respuesta de la frecuencia eléctrica del escenario de hidrología húmeda para un 20% de ERNC

se muestra en la Figura 5-1. Esta tiene una caída mínima de frecuencia de 48,8599 [Hz] a

aproximadamente los 11 segundo de simulación y una frecuencia de estabilización en régimen

permanente de 49,8417 [Hz].

Figura 5-1: Frecuencia eléctrica escenario HH 20%.

Las centrales consideradas dentro del control Primario de frecuencia en este escenario se

presentan en la Tabla 5-2 . En ella se presenta la capacidad máxima de generación en MW, la

potencia generada al inicio de la simulación, la potencia al final de la simulación y por último la

diferencia entre estas dos últimas potencias que corresponde a la potencia que compensa la

central de generación.


64

Tabla 5-2: Compensación de centrales participantes del CPF para escenario HH 20% ERNC

Central CAP. GEN. [MW]

POTENCIA [MW]

POT. FINAL [MW]

POT. COMP. [MW]

C. ALFALFAL 95 80 86,9 6,9

C. COLBUN 500 350 404,1 54,1

C. MACHICURA 106 60 70,4 10,4

C. PEHUENCHE 580 400 445,2 45,2

C. RAPEL 380 250 290 40

C. RALCO 804 620 693,5 73,5

C. RUCUE 408 300 300 0

C. ANTUCO 320 250 253,8 3,8

C. E. TORO 420 300 373,5 73,5

C. PANGUE 480 430 430,2 0,2

C. ANGOSTURA 350 278 282,1 4,1

C. CANUTILLAR 140 100 113,1 13,1

Dentro de las centrales que tienen la mayor participación dentro del control de frecuencia en este

escenario son; la Central Colbún, Pehuenche, Rapel, Ralco y El Toro. A continuación se presenta

la respuesta en el tiempo de cada una de ellas.

Central Colbún

La Figura 5-2 Muestra la respuesta en el tiempo de la central Colbún en donde se puede apreciar

el nivel de compensación que aplica esta central. Esta parte con una potencia inicial de 350 MW

en donde al segundo 1,5 siente una falta de potencia en el sistema por lo que comienza a aumentar

su potencia llegando a compensar 54,1 MW de los 350 MW faltantes en el sistema.

Figura 5-2: Potencia eléctrica central Colbún escenario HH 20%.


65

Central Pehuenche

En relación a la central pehuenche esta comienza con una potencia inicial de 400 MW llegando a

los 445,2 MW a los 60 segundos de simulación de manera que compensa unos 45,2 MW. El proceso

transitorio que se aprecia en los primeros segundos se debe a la desconexión de la central santa

maría.

Figura 5-3: Potencia eléctrica central Pehuenche escenario HH 20%.

Central Rapel

De igual manera la central Rapel y como se puede apreciar en la Figura 5-4, esta central inicia con

250 MW llegando a compensar 40 MW de los 350 MW faltantes en el sistema.

Figura 5-4: Potencia eléctrica central Rapel escenario HH 20%.

Central Ralco

La respuesta en el tiempo de la potencia eléctrica de la central Ralco se puede apreciar en la Figura

5-5 y como se puede apreciar en ella, esta central llega a compensar a los 60 segundos una

potencia de 73,5 MW iniciando a los 620 MW.


66

Figura 5-5: Potencia eléctrica central Ralco escenario HH 20%.

Central El Toro

Como se puede apreciar en la central El Toro, ésta parte con una potencia inicial de 300 MW

llegando a los 60 segundos a una potencia eléctrica de 373,5 MW. Como se puede apreciar en la

figura, el efecto transitorio generado por la salida de la central Santa María no es tan fuerte como

en otras centrales. Esto se debe a la lejanía que tiene la central con la central Santa María.

Figura 5-6: Potencia eléctrica central El Toro escenario HH 20%.

5.2.2 Escenario H-Seca 20% ERNC

La respuesta de la frecuencia eléctrica del escenario de hidrología seca para un 20% de ERNC se

muestra en la Figura 5-7. Esta tiene una caída mínima de frecuencia de 49,048 [Hz] a




67

Figura 5-7: Frecuencia eléctrica escenario HS 20%.


presentan en la Tabla 5-3. En ella se presenta la capacidad máxima de generación en MW, la




Tabla 5-3: Compensación de centrales participantes del CPF en escenario HS 20% ERNC

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] POTENCIA

[MW] POT. FINAL

[MW] POT. COMP.

[MW]

C. ALFALFAL 95 50 54,5 4,5

C. COLBUN 500 250 290,5 40,5

C. MACHICURA 106 50 58,4 8,4

C. PEHUENCHE 580 260 260 0

C. RAPEL 380 190 190 0

C. RALCO 804 360 365,6 5,6

C. RUCUE 408 210 210 0

C. ANTUCO 320 160 162,9 2,9

C. E. TORO 420 230 296,1 66,1

C. PANGUE 480 230 230 0

C. ANGOSTURA 350 195 198,2 3,2

C. CANUTILLAR 140 100 112 12

C. N. VENTAN 660 500 552,4 52,4

C.BOCAMINA 444 400 424,9 24,9

NEHUENCO TG2 300 220 244 24

NEHUENCO TV2 164 130 143,1 13,1

NEHUENCO TV1 175 100 114,1 14,1


68


escenario son; la Central Colbún, El Toro, Nueva Ventanas, Bocamina y Nehuenco TG2. A

continuación se presenta la respuesta en el tiempo de cada una de ellas.

Central Colbún





Figura 5-8: Potencia eléctrica central Colbún escenario HS 20%.

Central El Toro

Como se puede apreciar en la central El Toro, esta parte con una potencia inicial de 230 MW

llegando a los 60 segundos a una potencia eléctrica de 296,1 MW. Como se puede apreciar en la

figura, el efecto transitorio generado por la salida de la central Santa María no es tan fuerte como

en otras centrales. Esto se debe a la lejanía que tiene la central con la central Santa María.

Figura 5-9: Potencia eléctrica central El Toro escenario HS 20%.


69

Central Nueva Ventanas

En relación a la central anterior, la central Nueva Ventanas tiene una respuesta más plana

estabilizándose a los 552,4 MW a aproximadamente los 22 segundos de simulación.

Figura 5-10: Potencia eléctrica central N_Ventanas escenario HS 20%.

Central Bocamina

Una respuesta parecida a la central Nueva Ventanas tiene la central Bocamina a diferencia del

transitorio que se genera en esta central. Este se debe a que la central Bocamina está conectada a

la misma barra del sistema troncal, la barra Charrúa 220 kV. En relación a la potencia, esta se hace

estable a los 30 segundos de simulación llegando a los 424,9 MW.

Figura 5-11: Potencia eléctrica central Bocamina escenario HS 20%.


70

Central Nehuenco TG2

La central Nehuenco TG2 inicia con una potencia de 220 MW llegando a los 244 MW de potencia.

La Figura 5-12 muestra que la potencia se estabiliza a los 28 segundos de simulación.

Figura 5-12: Potencia eléctrica central Nehuenco TG2 escenario HS 20%.

5.2.3 Escenario H-Húmeda 25% ERNC










71



Tabla 5-4: Compensación de Centrales Participantes del CPF en escenario HH 25% ERNC.

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] POTENCIA

[MW] POT. FINAL

[MW] POT. COMP.

[MW]

C. ALFALFAL 95 80 87,7 7,7

C. COLBUN 500 350 408,7 58,7

C. MACHICURA 106 60 71,3 11,3

C. PEHUENCHE 580 400 448,8 48,8

C. RAPEL 380 250 293,3 43,3

C. RALCO 804 600 692,1 92,1

C. RUCUE 408 390 390,3 0,3

C. ANTUCO 320 250 254,4 4,4

C. E. TORO 420 250 331,1 81,1

C. PANGUE 480 430 430 0

C. ANGOSTURA 350 278 282 4

C. CANUTILLAR 140 100 118,1 18,1




Central Colbún







72

Central Pehuenche




maría.


Central Rapel

Rapel comienza en este escenario con una potencia inicial de 250 MW llegando de 45 segundos a

una potencia de 293,3 MW.


Central Ralco

Como se puede apreciar en la Figura 5-17, la central Ralco tiene un transitorio mayor a la central

Rapel. Esto es debido a que la cercanía que existe entre Ralco y Santa María es menor que el

existente entre Rapel y la misma, siendo Ralco la que tiende a compensar de inmediato la falta de

potencia del sistema.


73


Central EL Toro

El comportamiento de la central “El Toro” es siempre el mismo, generándose una especie de

campana el primer segundo de simulación y luego estabilizándose a medida que transcurren los

segundos. Esto se debe a que esta central tiene una constante de caída del agua muy pequeña lo

que tiene la capacidad de aumentar su generación de manera más rápida que otras centrales del

sistema.








74







Tabla 5-5: Compensación de Centrales Participantes del CPF en escenario HS 25% ERNC.

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] POTENCIA

[MW] POT. FINAL

[MW] POT. COMP.

[MW]

C. ALFALFAL 95 50 54,3 4,3

C. COLBUN 500 250 290,5 40,5

C. MACHICURA 106 50 57,8 7,8

C. PEHUENCHE 580 290 315,8 25,8

C. RAPEL 380 190 222,5 32,5

C. RALCO 804 440 483,5 43,5

C. RUCUE 408 220 220 0

C. ANTUCO 320 160 161 1

C. E. TORO 420 240 308 68

C. PANGUE 480 240 240 0

C. ANGOSTURA 350 195 198,4 3,4

C. CANUTILLAR 140 100 112,5 12,5

NORGENER 313 130 130 0

C. N. VENTAN 660 510 565,4 55,4

C.BOCAMINA 444 380 407,8 27,8

NEHUENCO TG2 300 200 225,4 25,4


75


escenario son; la Central Colbún, Rapel, Ralco, El Toro, Nueva Ventanas y Bocamina. A

continuación se presenta la respuesta en el tiempo de cada una de ellas.

Central Colbún






Central Rapel

Rapel se comienza a estabilizar al cabo de los 40 segundos de simulación en donde partiendo de

190 MW termina generando un nivel de potencia de 222,5 MW compensado 32,5 MW de los 350

MW de déficit que tiene el sistema al momento de la salida de Santa María.

Figura 5-21: Potencia eléctrica central Rapel escenario HS 25%.

Central Ralco

Como se puede apreciar en la figura, la central Ralco tiene un transitorio mayor a la central Rapel.

Esto es debido a que la cercanía que existe entre Ralco y Santa María es menor que el existente

entre Rapel y la misma, siendo Ralco la que tiende a compensar de inmediato la falta de potencia

del sistema.


76

Figura 5-22: Potencia eléctrica central Ralco escenario HS 25%.

Central El Toro

Ya conocida la forma de compensar potencia que tiene la central El Toro, esta llega a los 308 MW

de potencia al cabo de los 60 segundos de simulación.



La Central Nueva Ventana tiene una respuesta bastante plana. Al cabo de los 25 segundos esta se

estabiliza llegando generar una potencia de 565,4 MW.

Figura 5-24: Potencia eléctrica central N_Ventana escenario HS 25%.


77

Central Bocamina

En relación a Bocamina, central conectada a la misma barra de la central Santa María, por ende

el transitorio tan brusco en los primeros segundos de ocurrida la salida de la central Santa María

llega a una potencia generada de 407,8 MW.


5.2.5 Escenario H-Húmedo 30% ERNC










78



Tabla 5-6: Compensación de Centrales Participantes del CPF en escenario HH 30% ERNC.

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] POTENCIA

[MW] POT. FINAL

[MW] POT. COMP.

[MW]

C. ALFALFAL 95 80 87,7 7,7

C. COLBUN 500 350 409,2 59,2

C. MACHICURA 106 60 71,3 11,3

C. PEHUENCHE 580 400 449,7 49,7

C. RAPEL 380 250 293,3 43,3

C. RALCO 804 430 530,3 100,3

C. RUCUE 408 390 390,4 0,4

C. ANTUCO 320 250 254,6 4,6

C. E. TORO 420 250 331,1 81,1

C. PANGUE 480 430 430,3 0,3

C. ANGOSTURA 350 278 282,9 4,9

C. CANUTILLAR 140 100 117,5 17,5




Central Colbún

La figura Muestra la respuesta en el tiempo de la central Colbún en donde se puede apreciar el

nivel de compensación que aplica esta central. Esta parte con una potencia inicial de 350 MW en

donde al segundo 1,5 siente una falta de potencia en el sistema por lo que comienza a aumentar




79

Central Pehuenche




maría.


Central Rapel

La central Rapel comienza con una potencia inicial de 250 MW en donde a aproximadamente los

40 segundos esta se estabiliza llegando a los 293,3 MW.


Central Ralco

En general, la central Ralco se comporta de manera estable ante la salida de la central Santa María.

Esta comienza con una potencia de 430 MW y termina la simulación con una potencia generada

de 530,3 MW, por lo que hasta el momento es el escenario en que Ralco realiza la mayor

compensación de potencia al sistema SIC-SING.


80


Central El Toro

El comportamiento de la central “El Toro” es siempre el mismo, generándose una especie de

campana en los primeros segundos de simulación y luego estabilizándose a medida que

transcurren los segundos. Esto se debe a que esta central tiene una constante de caída del agua

muy pequeña lo que tiene la capacidad de aumentar su generación de manera más rápida que

otras centrales del sistema.





aproximadamente los 11 segundos de simulación y una frecuencia a los 60 segundos de 49,8474

[Hz] estabilizándose en régimen permanente a los 63 segundos de simulación a un valor de

frecuencia de 49,8474 [Hz].


81







Tabla 5-7: Compensación de Centrales Participantes del CPF en escenario HS 30% ERNC.

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] POTENCIA

[MW] POT. FINAL

[MW] POT. COMP.

[MW]

C. COLBUN 500 250 292 42

C. MACHICURA 106 50 59 9

C. PEHUENCHE 580 290 320,6 30,6

C. RAPEL 380 100 136,3 36,3

C. RALCO 804 420 470,5 50,5

C. RUCUE 408 210 210 0

C. ANTUCO 320 140 141,6 1,6

C. E. TORO 420 200 266,3 66,3

C. PANGUE 480 200 200 0

C. ANGOSTURA 350 155 158,9 3,9

C. CANUTILLAR 140 100 115,6 15,6

C. N. VENTAN 660 510 570,4 60,4

C.BOCAMINA 444 380 411,4 31,4


escenario son; la Central Colbún, Pehuenche, Rapel, Ralco, El Toro, Nueva Ventanas y Bocamina.

A continuación se presenta la respuesta en el tiempo de cada una de ellas.


82

Central Colbún

La central Colbún se comporta de manera estable en todo momento llegando a una potencia de

292 MW de los que 42 de ellos fueron compensados para suplir el déficit de potencia generado

por la salida de la central Santa María


Central Pehuenche




maría.

Figura 5-34: Potencia eléctrica central Pehuenche escenario HS 30%.

Central Rapel

La figura Muestra la respuesta en el tiempo de la central Rapel en donde se puede apreciar el nivel

de compensación que aplica esta central. Esta parte con una potencia inicial de 100 MW en donde

al segundo 1,5 siente una falta de potencia en el sistema por lo que comienza a aumentar su

potencia llegando a compensar 36,3 MW de los 350 MW faltantes en el sistema.


83

Figura 5-35: Potencia eléctrica central Rapel escenario HS 30%.

Central Ralco

La figura Muestra la respuesta en el tiempo de la central Ralco en donde se puede apreciar el nivel




Figura 5-36: Potencia eléctrica central Ralco escenario HS 30%.

Central El Toro

Como se ha comentado anteriormente, esta central compensa siempre de la misma manera. Esta

comienza con una potencia inicial de 200 MW terminando a los 60 segundos con una potencia de

266,3 MW.



84


Siempre el mismo comportamiento en esta central de tipo térmica, la cual comienza con una

potencia inicial de 510 MW de manera que al cabo de los 60 segundos esta llega a compensar 60,4

MW.

Figura 5-38: Potencia eléctrica central N_Ventanas escenario HS 30%.

Central Bocamina

La figura Muestra la respuesta en el tiempo de la central Rapel en donde se puede apreciar el nivel





5.3 Análisis de Resultados y Cumplimiento con la NTSyCS

Como se comentó en el capítulo 2, la alta inyección de ERNC en un sistema eléctrico de potencia

provoca riegos en la estabilidad de frecuencia del sistema y pone en riesgo el cumplimiento con

la normativa en relación a este tipo de estudios. Esperable es que a medida que hay más inyección

de ERNC la respuesta inercial sea más rápida, lo que se traduce en una mayor pendiente en la

caída de la frecuencia y también en una frecuencia mínima más baja.

Entonces, a medida que aumente la penetración de ERNC la frecuencia debe caer a una valor de

frecuencia cada vez más bajo en relación al escenario anterior y debe caer mucho más rápido que


85

el escenario anterior. En relación al control primario de frecuencia, esta se debe estabilizar en

valores iguales o menores que la frecuencia del escenario anterior debido a que a medida que

aumentamos la inyección de ERNC vamos perdiendo reservas de potencia en el sistema.

A continuación se presentan las respuestas de los escenarios húmedos unidos en un solo gráfico

y escenarios secos unidos en un solo gráfico de manera de verificar con lo anteriormente dicho.

5.3.1 Escenarios H-Húmeda

La Tabla 5-8 muestra un resumen de valores relevantes de frecuencia del sistema SIC-SING al

2021 para cada uno de los escenarios de hidrología húmeda con penetración renovable. También

se presenta el caso de operación sin generación renovable.

Tabla 5-8: Frecuencia Mínima y Final de escenarios HH SIC-SING 2021.

Escenario Frecuencia

Min [Hz] Frecuencia final [Hz]

Húmedo 49,5349 49,9883

Húmedo 20% 48,8599 49,8417

Húmedo 25% 48,8334 49,8120

Húmedo 30% 48,8117 49,8011

Como se puede apreciar en la tabla y en la Figura 5-40 los escenarios cumplen con lo establecido

en base a los rangos de frecuencia mínima en estado estacionario y frecuencia mínima ante una

contingencia simple que establece la NTSyCS. Estos están por sobre los 49,8 [HZ] en estado

permanente y por sobre los 48,3 [Hz] en su frecuencia mínima.

Figura 5-40: Señales de frecuencia escenarios HH SIC-SING 2021.


86

En relación a los sistemas EDAC se puede decir que en los tres escenarios de penetración de ERNC

se debe activar el primer escalón por sub-frecuencia establecido por el CDEC-SIC. Este debe

ocurrir a los 48,9 [Hz].

Figura 5-41: Frecuencia mínima de escenarios HH SIC-SING 2021.

5.3.2 Escenarios H-Seca

La Tabla 5-8 muestra un resumen de valores relevantes de frecuencia del sistema SIC-SING al

2021 para cada uno de los escenarios de hidrología seca con penetración renovable. También se

presenta el caso de operación sin generación renovable.

Tabla 5-9: Frecuencias Mínimas y Final de escenarios HS SIC-SING 2021.

Escenario Frecuencia

Min [Hz] Frecuencia final [Hz]

Seco 49,5338 49,9281

Seco 20% 49,048 49,9273

Seco 25% 48,9962 49,8152

Seco 30% 48,8918 49,8474

Como se puede apreciar en la tabla y en la Figura 5-42 los escenarios cumplen con lo establecido

en base a los rangos de frecuencia mínima en estado estacionario y frecuencia mínima ante una

contingencia simple que establece la NTSyCS. Estos están por sobre los 49,8 [HZ] en estado

permanente y por sobre los 48,3 [Hz] en su frecuencia mínima.


87

Figura 5-42: Señales de frecuencia escenarios HS SIC-SING 2021.

En relación a los sistemas EDAC se puede decir que solo en el escenario de penetración de un 30%

de ERNC se debe activar el primer escalón por sub-frecuencia establecido por el CDEC-SIC. Este

debe ocurrir a los 48,9 [Hz] como se puede apreciar en la Figura 5-43.

Figura 5-43: Frecuencia mínima de escenarios HS SIC-SING 2021.

88

Discusión y conclusiones Mediante este proyecto de titulación se buscó realizar un estudio de control de frecuencia del

sistema interconectado SIC-SING con alta penetración de energías renovables no convencionales

en base a convertidores de electrónica de potencia. Todo esto se realizó la simulación

computacional en la herramienta de análisis EMTP-RV.

Se dío comienzo a este trabajo con una revisión bibliográfica sobre lo referente al control de

frecuencia en sistemas eléctricos de potencia, en donde se tiene que, desde el punto de vista

dinámico, la respuesta en frecuencia de un sistema se puede dividir en tres intervalos de tiempo

asociados a la respuesta y control de frecuencia que son: respuesta inercial, control primario de

frecuencia y control secundario de frecuencia.

En relación al desarrollo de este proyecto, sólo se consideró el control primario de frecuencia

debido a que el sistema SIC-SING aplica el control secundario de frecuencia de manera manual

mediante operadores de despacho.

En relación a la penetración de grandes bloques de ERNC en base a convertidores de electrónica

de potencia se puede decir que éstas provocan una posible inestabilidad en la frecuencia del

sistema debido a la falta de inercia que tiene este tipo de tecnología y también debido a las faltas

de reservas del sistema para realizar el control primario y secundario de frecuencia. Los

generadores eólicos son desacoplados de la red eléctrica mediante el convertidor, por lo cual, no

aportan inercia al sistema y por otra parte los sistemas fotovoltaicos no cuentan con dispositivos

o elementos rotatorios de manera de aportar inercia al sistema; provocando una posible caída

muy brusca en la frecuencia impidiendo el cumplimiento de la normativa vigente en relación al

control de frecuencia que en este caso este proyecto se basa en el cumplimiento de la Norma

Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS).

En relación a la falta de reservas de potencia del sistema podemos decir que la generación tanto

Eólica como Fotovoltaica no cuenta con reservas de potencia de manera de aportar estas al

control primario o secundario de frecuencia. Las turbinas eólicas y las plantas fotovoltaicas,

generalmente no incluyen controladores para participar del CPF en sus sistemas de control, y es

este uno de los supuestos que tiene este informe en relación a las energías renovables no

convencionales en base a convertidores de electrónica de potencia, lo cual disminuye las reservas

Discusión y conclusiones

89

del sistema y pone en riesgo el control primario de frecuencia en no poder acercarnos en estado

estacionario a los rangos aceptables de frecuencia que nos exige la NTSyCS.

Dada esta revisión bibliográfica se comienza con el desarrollo del proyecto mediante la

modelación de los reguladores de velocidad de las máquinas síncronas participantes del sistema

Reducido SIC-SING , la cual consistió en realizar una traducción de estos sistemas de control en

la Herramienta EMTP-RV desde las bases de datos obtenidas de los Centros de Despacho

Económicos de Carga del SIC y SING en la herramienta de análisis PF DigSILENT, de manera de

preservar las características originales de los sistemas de control.

Adicionalmente, a la modelación de sistemas de control se realiza una previsión de la demanda

de los sistemas SIC y SING para las distintas cargas modeladas en el modelo Reducido SIC-SING

para el año 2021. Se determinó el crecimiento anual de cada uno de estos dos sistemas para luego

determinar un factor de crecimiento total hasta el año 2021 para ser multiplicado a la demanda

de las cargas establecidas en los modelos SIC y SING del año 2015 para un escenario de demanda

alta modelados en la herramienta EMTP-RV y posteriormente aplicar un factor de demanda para

la alta penetración de ERNC que consistió en tomar un escenario de 70% de la demanda alta

prevista para ese año.

Ya teniendo en cuenta la demanda a aplicar al sistema, se realiza la modelación de las ERNC

como clúster de energías inyectándose en barras especificas del sistema. Esta modelación se

realizó mediante un convertidor fuente de voltaje (VSC) de potencia nominal 1000 MVA

alimentado por una fuente de corriente DC que es variada de acuerdo al nivel de potencia que se

desee a la salida del convertidor VSC. En relación a la ubicación de estos clúster de energía, se

consideran tres barras del sistema de acuerdo a la información de los proyectos de tipo

fotovoltaicos y eólicos tanto existentes como futuros ubicados cercanos a las barras Nueva

Cardones 500 kV, Changos 500 kV y Charrúa 500 kV.

A modo de saber si el sistema SIC-SING para el año 2021 es capaz de Soportar ciertos niveles de

generación en base a este tipo de tecnología es que se decide probar este modelo para tres niveles

de penetración ERNC correspondientes a 20%, 25% y 30% de la demanda prevista y comentada

anteriormente. Esta demanda corresponde a 7000 MW y para cada nivel de penetración se

realizan 2 escenarios de operación del sistema que corresponden a un escenario de hidrología

húmeda y un escenario de hidrología seca.

En relación a la contingencia a realizada a estos escenarios, esta consiste en la salida intempestiva

de la unidad de generación Santa María, unidad de 468 MVA operando a su máximo técnico de

350 MW en donde se realizó una simulación de duración 60 segundos para a los 1,5 segundos de

simulación, aplicar la salida de esta central de generación.

Los resultados de las simulaciones realizadas cumplieron con los términos normativos

establecidos en la norma técnica de seguridad y calidad de servicio. Estos resultados son:

Para los escenarios de un 20% de ERNC se tiene que la frecuencia mínima del sistema fue de

48,8599 [Hz] y 49,048 [Hz] para un escenario de hidrología húmeda y seca respectivamente lo que


90

cumple con el minimo de frecuencia establecido en la norma que es de 48,3 [Hz]. En relación a la

frecuencia de recuperación en régimen permanente se tiene que los valores de frecuencia para

estos sistemas es de 49,8417 [Hz] y 49,9273 [Hz] para un escenario de hidrología húmeda y seca

respectivamente, cumpliendo con la frecuencia mínima de 49,8 [Hz] que estipula la norma.

Para los escenarios de un 25% de ERNC se tiene que la frecuencia mínima del sistema fue de

48,8334 [Hz] y 48,9962 [Hz] para un escenario de hidrología húmeda y seca respectivamente lo

que también cumple con el minimo de frecuencia (48,3 [Hz]). La frecuencia de recuperación en

régimen permanente para estos sistemas fue de 49,8120 [Hz] y 49,8152 [Hz] para un escenario de

hidrología húmeda y seca respectivamente, cumpliendo con la frecuencia mínima de 49,8 [Hz] en

estado de alerta.

Por último, en los escenarios de un 30% de ERNC se tiene que la frecuencia mínima del sistema

fue de 48,8117 [Hz] y 48,8918 [Hz] para un escenario de hidrología húmeda y seca respectivamente

lo que también cumple con el minimo de frecuencia (48,3 [Hz]). La frecuencia de recuperación

en régimen permanente para estos sistemas fue de 49,8011 [Hz] y 49,8474 [Hz] para un escenario

de hidrología húmeda y seca respectivamente, cumpliendo con la frecuencia mínima de 49,8 [Hz]

en estado de alerta.

En base a estos valores podemos decir que el escenario más expuesto al no cumplimiento de los

estándares establecidos en la norma técnica de seguridad y servicio corresponde al escenario

húmedo de 30% de penetración de generación renovable. Esto se debe a que este escenario

cuenta con el minimo de centrales de tipo convencional de manera que se cumplen los dos

problemas que pueden generar la alta penetración de ERNC que son: la poca inercia en el sistema

y las pocas reservas de potencia en este para el control primario de Frecuencia (CPF).

El que un escenario de hidrología seca sea mucho mejor que un escenario de hidrología húmeda,

en términos de cumplimiento de la norma, es porque este se consideró como un escenario en que

las centrales de tipo hidráulicas operan casi al minimo técnico y además se debe incluir

generación de tipo térmica para suplir la demanda de potencia del sistema. Esto aumenta la

inercia en el sistema y además incrementa las reservas de potencia en este debido a que también

se consideran ciertas centrales de tipo térmicas en el control primario de frecuencia, provocando

así, una respuesta en frecuencia mucho mejor al escenario de hidrología húmeda.

En relación al criterio EDAC establecido en este informe, se debe aplicar un bloque de

desconexión de automático de carga en cuatro de los seis escenarios analizados. Estos escenarios

corresponden a los 3 escenarios de hidrología húmeda y el escenario de hidrología seca de un 30%

de ERNC. Este informe no aplica la simulación con el bloque ya desconectado, sino que sólo

recomienda e informa lo que se debe aplicar.

De acuerdo con los resultados obtenidos en el desarrollo del actual proyecto de titulación, es que

surgen algunas propuestas para continuar con el desarrollo de este estudio de control de

frecuencia con alta penetración de energías renovables. De acuerdo a lo anterior es que se

propone lo siguiente:


91

o Contemplar dentro del proceso de control de frecuencia la implementación de un control

automático de generación (AGC) de manera de tener en cuenta el CSF del SIC-SING.

o Consideración de la incorporación de un sistema de control de emulación de inercia en

el convertidor de electrónica de potencia de manera de no poner el riesgo la respuesta

inercial del sistema.

o Consideración de implementación de un sistema de control en el convertidor de manera

que las ERNC participen del CPF.

92

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potencial Eolico, Solar e Hidroeléctrico de Arica a Chiloé,» Santiago de Chile, 2014.

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2016-Sistema Interconectado del Norte Grande,» Santiago, 2016.

[27] Comisión Nacional de Energía, «Fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo de Abril 2016-

Sistema Interconectado Central,» Santiago, 2016.

95

A Sistema SIC y SING A.1 Cargas Sistema Reducido SIC en EMTP-RV

Tabla A-1: Cargas de Modelo Reducido SIC en EMTP-RV.

Nodo Volta

je [Kv]

P [Mw]

Q [Mvar]

Nodo Voltaje

[Kv] P

[Mw] Q

[Mvar]

D. Almagro 220 109,97 26,21 A. Jahuel (Buin) 220 253,35 -32,14

L. Coipa 220 0,66 0,99 A. Jahuel (154) 220 154,54 99,30

Cardones 220 261,70 29,24 A. Jahuel (110) 220 250,23 19,44

Maitencillo 220 99,00 3,00 A. Jahuel (Maipo)

220 36,12 14,07

Caserones 220 80,10 9,53 L. Almendros 220 233,62 97,96

P. Azucar 220 141,60 20,43 Candelaria 220 201,91 58,11

L. Vilos 220 30,20 3,30 Colbun 220 24,30 14,40

N Ventanas 220 62,33 20,14 Itahue 220 247,83 51,33

Quillota (110) 220 128,70 105,90 Charrua (Lagu) 220 188,73 -24,09

Quillota (Piuq) 220 152,37 15,21 Charrua (Conce) 220 113,73 8,16

Agua Santa 220 163,50 -3,00 Charrua (Infor) 220 24,00 5,10

Polpaico (Lmaq) 220 149,01 0,00 Charrua (154) 220 219,60 37,41

Polpaico (Mait) 220 140,14 36,50 Cholguan 220 9,90 2,88

Polpaico (Salt) 220 641,88 61,20 Duques 220 8,45 1,80

Lampa 220 32,57 3,42 Temuco 220 112,35 31,59

Cerro Navia 220 356,67 124,01 Valdivia 220 60,00 10,50

A. Melipilla 220 93,43 5,54 Rahue 220 60,33 15,30

Rapel 220 73,65 2,37 P. Mont 220 111,81 12,00

Chena 220 294,67 40,35

A Sistema SIC y SING

96

A.2 Cargas Sistema Reducido SING en EMTP-RV

Tabla A-2: Cargas de Modelo Reducido SIC en EMTP-RV.

Nodo Voltaje

[Kv] P

[Mw] Q

[Mvar] Nodo

Voltaje [Kv]

P [Mw]

Q [Mvar]

Parinacota 220 38 9,2 Chacaya 220 32,6 9,8

Condores 220 47,1 12,4 Mantos Blancos 220 101,1 30

Pozo Almonte 220 30 13,4 El Cobre 220 49 7,7

Lagunas 220 3,2 1,6 Esperanza 220 80,1 15,6

Collahuasi 220 189,9 23 El Tesoro 220 34,6 6,6

Rad. Tomic 220 89,3 48,7 Angamos 220 10,2 -6,1

Nueva Victoria 220 7,9 2,9 Laberinto 220 33,1 4,8

El Abra 220 109,3 31,5 Andes 220 32,2 -6

Barriles 220 14,2 4,8 Nueva Saldivar 220 65,8 10,6

Loa 220 25,8 2,8 Escondida 220 144,2 31,4

Salar 100 57 14,9 Sulfuros 220 90 33

Chuqui 100 108,4 8,1 Domeyko 220 171,2 64,2

Tocopilla 100 112,5 22,6 Ohiggins 220 49,1 8,7

Spence 220 80,6 11,1 Mejillones 220 27,8 6,8

Sierra Gorda 220 99,2 15,8 Esmeralda 220 63,1 12,5

Mmh (Encuen)

220 63,9 10

A.3 Modelacion de sistemas de control del SIC y SING

Figura A-1: Regulador de Velocidad Central Guacolda.

GOBERNADOR

TURBINA

1#Tv#++

-1

#SRN#

#SRP# rc rv

#LIV#!h

#LSV#

HPSP

pt

Ftb1

PROD12 f(s)

rc rv

0

!h

+Inf

f(s)rc rv

0

!h

+Inf#Fhp#

#Fip#

f(s)rc rv

0

!h

+Inf

#Flp# +++

+

!h

f(u)1 !h

Ftb2

Hold t0

f(u)1 !h

pg +-+

+++

Pref

fe 1#Droop#

c

Fref

#Fref#

+-+

DB_array

#Kff#

++

+

Hold t0

+++

1

#PI_min#

#PI_max#1

#Ki# !h

#Kp#f(u)1 !h

1#Trate#

CSO0

x

x0x0

pg0


97

Figura A-2: Regulador de Velocidad Central Rucue.

Figura A-3: Regulador de Velocidad de Central N. Ventanas y Sta. María.

TURBINA

GOBERNADOR

fref

fe

fstep

f(s)!h

+++

+-+

f(s) 1

#LL_DER#

#UL_DER#

pg1

#Trate#

f(s)!h

++-

+-+

+++

+

!h

pref

f(s)!h

!h ++-

PROD1

2!h

f(u)12

3

!h

pt!h

CD_array

f(u)12 PROD

12

!h

GV_array

1

2

select

c#Power_Feedback#

f(u)1

#UL_REF_POS#

#LL_REF_POS#

1

c#href#

#ep#

1100 f(s)

rc rv

#SRL_REF_POS#

!h

f(t)

1#Tw#+-

+

f(s)rc rv

#PWR_REF_SRL#

!h

f(t)

#TD_DER##K_DER#

pin_1 pin_sal_1 10.01 !h++

-

c#qnl#

Ftb1

Hold t0

+++

1

2

select 1

-1

1

f(u)12

#Kp_PI#

#Kp_PI#

!h1

#Ti#

Hold t0hld6

Hold t0hld7

f(u)1 !hFm5

pmecdp

df

real_alpos

pturbq

ff

cosnsgnn

cd

cd

cd0

gv

pg0

fe0

GOBERNADOR

TURBINA

fref

fe

++-

i_ o_

Dband_db

1#R# 1

#LLF#

#HLF#

+++

+++

++-

psetp

#Kp#

+++

1#Ti# !h

f(s)

++- 1

#Tv# 1

#SRNEG#

#SRPOS#rc rv

#LLV#

!h

#HLV#

f(s)!h

f(s)!h

#Flp#

#Fip#

#Fhp#

+++

+

!h

f(u)12

3

!h

sgnn

cosn

pt

#Kd#

Hold t0

Hold t0

f(u)1 !h

Hold t0

f(u)1 !h

1

0.9

1

pg

Hold t0

f(s)!h

f(u)1 !h

arreglo_real

sgnn0

sgnn

cosn0

pt

pg0

fe0

cosn

pg


98

Figura A-4: Regulador de Velocidad de Central Pangue.

TURBINA

GOBERNADOR

fref

fe

fstep

f(s)!h

+++

+-+

f(s) 1

#LL_DER#

#UL_DER#

pg1

#Trate#

f(s)!h

++-

+-+

+++

+

!h

pref

f(s)!h

!h ++-

PROD1

2!h

f(u)12

3

!h

pt!h

CD_array

f(u)12 PROD

12

!h

GV_array

1

2

select

c#Power_Feedback#

f(u)1

#UL_REF_POS#

#LL_REF_POS#

1

c#href#

#ep#

1100 f(s)

rc rv

#SRL_REF_POS#

!h

f(t)

1#Tw#+-

+

f(s)rc rv

#PWR_REF_SRL#

!h

f(t)

#TD_DER##K_DER#

pin_1 pin_sal_1 10.01 !h++

-

c#qnl#

Ftb1

Hold t0

+++

1

2

select 1

-1

1

f(u)12

#Kp_PI#

#Kp_PI#

!h1

#Ti#

Hold t0hld6

Hold t0hld7

f(u)1 !hFm5

pmecdp

df

real_alpos

pturbq

ff

cosnsgnn

cd

cd

cd0

gv

pg0

fe0


99

A.4 Parámetros de sistemas de control modelados

Tabla A-3: Parámetros de regulador de velocidad de Central El Toro.

Parámetro Descripción V.

Inicial V.

Final Tw constante de tiempo del agua [s] 0,43 0,43

href altura de referencia [pu] 1,1 1,1

qnl caudal de vacío [pu] 0 0

Trate potencia de la turbina 1 1

Tdist const. de tiempo posicionador-distribuidor [s] 1 1

Ki ganancia integral [pu] 0,8 0,8

Kdist ganancia de tiempo posicionador-distribuidor [pu] 1 1

droop estatismo permanente [pu] 0,03 0,029

Kp ganancia proporcional [pu] 2,2 2,2

Kd ganancia derivativa [pu] 0,05 0,05

Td constante de tiempo derivativa [s] 0,05 0,05

VAmin Mínima veloc. de apertura-distribuidor [pu/s] -1 -1

VAmax Máxima veloc. de apertura-distribuidor [pu/s] 1 1

Tabla A-4: Parámetros de regulador de velocidad de Central Canutillar.

Parámetro Descripción V. Inicial V. Final

qnl caudal de vacio [pu] 0,177 0,177

Tw constante de tiempo del agua [seg] 0,7 0,7

href altura de referencia [pu] 1 1

TrateC potencia base del controlador [pu] 1 1

Kserv ganancia del posicionador [pu] 10 10

Thid constante de tiempo de la parte hidráulica [s] 0,2 0,2

Ki parámetro i del regulador PI [1/s] 0,9 0,9

Kp parámetro i del regulador PI [1/s] 0,1 0,1

R estatismo [pu] 0,05 0,04

Trate potencia nominal de la turbina [pu] 1 1

VMC Máxima veloc. de cierre del distribuidor [pu] -0,0441 -0,0441

VMA Máxima veloc. de apertura del distribuidor [pu] 0,0441 0,0441


100

Tabla A-5: Parámetros de regulador de velocidad de Central Guacolda.


Fref referencia de frecuencia [pu] 1 1

Droop estatismo [pu] 0.045 0.045

Kff ganancia feedforward [pu] 0 0

Kp ganancia proporcional [pu] 2.3 2.3

Ki ganancia integral [pu] 0.25 0.25

Tv cte. de tiempo de válvula [s] 0.2 0.2

Thp cte. de tiempo de alta presión [s] 0.3 0.3

Tip cte. de tiempo de presión intermedia [s] 4 4

Flp ganancia etapa de baja [pu] 0.3 0.3

Tlp cte. de tiempo de baja presión [s] 0.5 0.5

Fhp ganancia etapa de alta [pu] 0.3 0.3

Fip ganancia etapa intermedia [pu] 0.4 0.4

Trate Potencia Base [pu] 1 1

PI_min limite min PI [pu] 0 0

SRN slew rate limiter neg[pu] -0.5 -0.5

LIV límite inferior de válvula [pu] 0 0

PI_max limite max PI[pu] 1 1

SRP slew rate limiter pos [pu] 0.5 0.5

LSV límite superior de válvula [pu] 1 1


101

Tabla A-6: Parámetros de regulador de velocidad de Central N. Ventanas.


Tlp cte. de tiempo de la etapa de baja presión [s] 0.25 0.25

Thp cte. de tiempo de la etapa de alta presión [s] 0.1 0.1

Tip cte. de tiempo de la etapa de presión intermedia [s] 0.38 0.38

Fip factor de aporte de la etapa de presión intermedia [pu] 0.26 0.26

Fhp factor de aporte de la etapa de alta presión [pu] 0.22 0.22

Flp factor de aporte de la etapa de baja presión [pu] 0.54 0.54

Trate potencia base de turbina [pu] 1 1

R estatismo seteado [pu] 0.06 0.04

Tv cte. de integración de la válvula de control [s] 0.012 0.012

Kp cte. proporcional del control pid [pu] 0.51 0.51

Ti cte. integral del control PID [pu] 40 40

Kd cte. de derivación del control PID [pu.s] 0 0

db banda muerta de frecuencia [pu] 0.0005 0.0005

LLV lim. inferior de la válvula de control [pu] 0 0

LLF lim. inferior de aporte de participación de la frec. [pu] -99999 -99999

SRNEG lim. de veloc. de decrecimiento de la válvula de control [pu/s] -1 -1

HLV lim. superior de la válvula de control [pu] 1 1

HLF lim. superior de aporte de participación de la frec. [pu] 99999 99999

SRPOS lim. de veloc. de crecimiento de la válvula de control [pu/s] 1 1


102

Tabla A-7: Parámetros de regulador de velocidad de Sta. María.




Tip cte. de tiempo de la etapa de presión intermedia [s] 0.4 0.4



Flp factor de aporte de la etapa de baja presión [pu] 0.54 0.54



Tv cte. de integración de la válvula de control [s] 0.01 0.01

Kp cte. proporcional del control pid [pu] 0.5 0.5

Ti cte. integral del control PID [pu] 40 40

Kd cte. de derivación del control PID [pu.s] 0 0









103

Tabla A-8: Parámetros de regulador de velocidad de Central Rucue.


Bp estatismo permanente [pu] 0.06 0.048

Bt estatismo transitorio [pu] 0.5 0.5

Tdc constante de tiempo de integración [s] 4.5 4.5

LW límite de potencia [pu] 1 1

Lo límite de carrera del distribuidor [pu] 102.279 102.279

Ty constante de tiempo actuador de fuerza [s] 1 1

Tu constante de tiempo posicionador [s] 2 2

Ti constante de integración controlador de fuerza [s] 1 1

Td constante de tiempo derivador [s] 1 1

G ganancia proporcional controlador de fuerza [pu] 1.5 1.5

qnl caudal de vacío [pu] 0.184 0.184

Tw constante de tiempo del agua [s] 0.3 0.3

Dturb constante de amortiguación de la turbina [pu] 1 1


K ganancia [pu] 1 1

Trate potencia de la turbina [pu] 1 1

PL límite inferior salida PI control [pu] -0.5909 -0.5909

GL límite superior salida PI control [pu] 0.379 0.379


104

Tabla A-9: Parámetros de regulador de velocidad de Central Pangue.


Tfq constante de tiempo de frecuencímetro [s] 5 5

Trate potencia base [pu] 1 1

Tpt const. de tiempo del transductor de potencia [pu] 0.7 0.7

K_DER ganancia del derivador aprox. [pu] 3.1 3.1

TTF_DER constante de tiempo filtro [s] 0.1 0.1

ep estatismo[%] 3 6.11

TD_DER constante de tiempo del derivador [s] 1.0 1.0

LL_DER límite inferior salida derivador aprox. [pu] -1 -1

UL_DER límite superior salida derivador aprox. [pu] 1 1

Ti_PI constante de tiempo del PI [s] 2.5 2.5

Kp_PI ganancia proporcional del PI[pu] 3.1 3.1

PWR_REF_SRL límite de velocidad referencia de potencia [pu/s] 0.2 0.2

Power_Feedback selección de linealización [-] 1 1

SRL_REF_POS límite de velocidad referencia de posición [pu/s] 0.25 0.25

UL_REF_POS límite superior de la referencia de posición [pu] 0.935 0.935

LL_REF_POS límite inferior de la referencia de posición [pu] 0 0

Tac constante de tiempo del pistón actuador [s] 1 1

Db banda muerta backlash [pu] 0.009 0.009

Tw constante de tiempo del agua [s] 2.5 2.5




105

Tabla A-10: Parámetros de regulador de velocidad de Central Alfalfal.


Kpos ganancia posiscionador [pu] 0.209 0.209

Tpos constante de tiempo del posiscionador [s] 0.63 0.63

Tmed constante de tiempo del circuito de medición de potencia [s] 0.1 0.1

R Estatismo [pu] 0.06 0.05

DBH banda muerta positiva 1.006 1.006

DBL banda muerta negativa [pu] 0.99 0.99

f1 caract. No lineal de inyectores param.1 [-] -107.926 -107.926

f2 caract no lineal de inyectores param.2 [-] 264.758 264.758

f3 caract no lineal de inyectores param.3 [-] -0.0835 -0.0835

TrateC potencia base del controlador [pu] 1 1

Tw constante de tiempo del agu [s] 0.05 0.05



Trate potencia de la turbina [MW] 1 1

VI_min velocidad mínima de cierre de interruptores [pu] -0.04 -0.04

VI_max velocidad máxima de apertura de interruptores [pu] 0.04 0.04

Tabla A-11: Parámetros de regulador de velocidad de Central Tocopilla.


bf estatismo [%] 5.46 4.46

Dbd banda muerta de frecuencia [pu] 0.004 0.004

Ti constante de tiempo presión intermedia [s] 0.05 0.05

Tv constante de velocidad de turbina [s] 0.5 0.5

T1 constante de tiempo presión baja [s] 0.63 0.63

T2 constante de tiempo presión alta [s] 1 1

K Ganancia proporcional [pu] 1 1

GT_min límite de potencia mínima [pu] 0.1 0.1

PRes potencia de re-seteo [pu] 0.25 0.25

GT_max límite de potencia máxima [pu] 1 1


106

Tabla A-12: Parámetros de regulador de velocidad de Central Angamos.

Parámetro Descripción V.

Inicial V. Final



Tip cte. de tiempo de la etapa de presión intermedia [s] 2 2



Flp factor de aporte de la etapa de baja presión [pu] 0 0



Tv ctte de integración de la válvula de control [s] 0.25 0.25

Kp ctte proporcional del control pid [pu] 0.04 0.04

Ti ctte integral del control PID [pu] 150 150

Kd ctte de derivación del control PID [pu.s] 0 0


KRL Rate Limiter [pu/s] 0.001 0.001







Tabla A-13: Valores de estatismo permanente, transitorio y constante de caída del agua de centrales hidráulicas con regulador IEEE.

Central sigma delta Tw

C. Rapel 0.04 0.4 1.1

C. A. Maipo 0.05 0.2 1.6

C. Colbún 0.04 0.2 1.6

C. Machicura 0.045 0.2 1.9

C. Pehuenche 0.045 0.4 0.3

C. Ralco 0.03 0.7 1.75

C. Antuco 0.4 0.5 2.0

C. Angostura 0.4 0.5 2.0

107

B Escenarios de Operación de Sistema SIC-SING B.1 Escenario de Operación hidrología húmeda

Tabla B-14: Escenario de Operación SIC-SING 2021 hidrología húmeda.

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] MIN. TEC.

(MW) MAX. TEC.

(MW) POTENCIA

(MW)

C. ALFALFAL 95 20 89 80


C. COLBUN 500 100 474 400

C. MACHICURA 106 18,6 95 60

C. PEHUENCHE 580 120 570 500

C. RAPEL 380 40 302 300

C. RALCO 804 90 700 640

C. RUCUE 408 32 390 340

C. ANTUCO 320 10 320 260

C. E. TORO 420 cero 410 300

C. PANGUE 480 100 467 440

C. ANGOSTURA 350 34,9 278 280

C. CANUTILLAR 140 40 130 100


NORGENER 313 65 290 250

C. CB MEJILL 700 315 s/i 370

C. GUACOLDA 862 75 760 520

S. MARIA 468 240 350 350

TOC U1415 294 75 245 200

CTM2 197 90 154 150

CTM1 176 90 149 130

ANGAMOS 660 150 544 345

C.COCHRANE 560 106 514 500

B Escenarios de Operación de Sistema SIC-SING

108

B.2 Escenario de Operación hidrología seca

Tabla B-15: Escenario de Operación SIC-SING 2021 hidrología seca.

CENTRAL CAP. GEN.

[MW] MIN. TEC.

(MW) MAX. TEC.

(MW) POTENCIA

(MW)

C. ALFALFAL 95 20 89 50


C. COLBUN 500 100 474 250

C. MACHICURA 106 18,6 95 50

C. PEHUENCHE 580 120 570 260

C. RAPEL 380 40 302 190

C. RALCO 804 90 700 222

C. RUCUE 408 32 390 210

C. ANTUCO 320 10 320 160

C. E. TORO 420 cero 410 230

C. PANGUE 480 100 467 230

C. ANGOSTURA 350 34,9 278 195

C. CANUTILLAR 140 40 130 100


NORGENER 313 65 290 280

C. CB MEJILL 700 315 s/i 600

C. GUACOLDA 862 75 760 600

S. MARIA 468 240 350 350

TOC U1415 294 75 245 240

CTM2 197 90 154 140

CTM1 176 90 149 130

CTAH 420 100 330 200

C. TARAPACA 186 100 159 100

C. N. VENTAN 660 264 600 400

ANGAMOS 660 150 544 450

C.COCHRANE 560 106 514 290

C.BOCAMINA 444 205 400 380

NEHUENCO TG2 300 160 256,7 220

NEHUENCO TV2 164 90 141,5 130

Byron Camilo Meneses Hevia Control de Frecuencia...

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