DOCUMENTO TÉCNICO HABILITACIÓN DE INSTALACIONES · 3.8 plan de defensa contra contingencia extrema (pdce) y sistemas de protecciÓn multiÁrea 13 4. formato de las solicitudes 14

DOCUMENTO TÉCNICO

HABILITACIÓN DE INSTALACIONES

Versión Preliminar para Observaciones de los Coordinados

Dirección de Operación CDEC SIC

Abril de 2016

Documento Técnico “Habilitación de Instalaciones” Página 2 de 70

1. INTRODUCCIÓN 5

2. ANTECEDENTES 6

3. DEFINICIÓN DE SERVICIOS 8

3.1 CONTROL PRIMARIO DE FRECUENCIA (CPF) 8 3.1.1 DEFINICIÓN 8 3.2 CONTROL SECUNDARIO DE FRECUENCIA (CSF) 8 3.2.1 DEFINICIÓN 8 3.3 CONTROL DE TENSIÓN (CT) 9 3.3.1 DEFINICIÓN 9 3.3.2 ELEMENTOS DE GENERACIÓN 9 3.3.3 ELEMENTOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA 10 3.4 ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR SUBFRECUENCIA 10 3.4.1 DEFINICIÓN 10 3.5 ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR SUBTENSIÓN 11 3.5.1 DEFINICIÓN 11 3.6 ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR CONTINGENCIA ESPECÍFICA 11 3.6.1 DEFINICIÓN 11 3.7 PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO (PRS) 12 3.7.1 DEFINICIÓN 12 3.8 PLAN DE DEFENSA CONTRA CONTINGENCIA EXTREMA (PDCE) Y SISTEMAS DE PROTECCIÓN MULTIÁREA 13

4. FORMATO DE LAS SOLICITUDES 14

4.1 SOLICITUD DE HABILITACIÓN DE INSTALACIONES 14 4.2 SOLICITUD DE AUTORIZACIÓN DE ENSAYOS 16

5. OBJETIVO DE LOS ENSAYOS 18

5.1 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CPF 18 5.2 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DEL CSF 18 5.3 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS CON PARTIDA AUTÓNOMA 19 5.4 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE AISLAMIENTO RÁPIDO DE UNIDADES GENERADORAS 19 5.5 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE TRANSMISION DEL PRS 20 5.6 ENSAYO PARA VERIFICAR LA APTITUD TÉCNICA DE LOS SISTEMAS DE EXCITACIÓN Y PSS 20 5.7 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE INSTALACONES DE CLIENTES PARA EL EDAC 21 5.8 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE LAS INSTALACIONES DEL PDCE Y SISTEMAS DE PROTECCIÓN MULTIÁREA 21

6. ENSAYOS Y MEDICIONES REQUERIDAS 23

6.1 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CPF DEL SI 23 6.2 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CSF DEL SI 24


6.3 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS PARA EL PRS CON PARTIDA AUTÓNOMA EN EL SI 25 6.4 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO RÁPIDO DE UNIDADES GENERADORAS PARA EL PRS EN EL SI 26 6.5 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISION PARA EL PRS 26 6.6 ENSAYO PARA PRUEBAS DEL SISTEMA DE CONTROL DE LOS SISTEMAS DE EXCITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS PARA EL CONTROL DE TENSION EN EL SI 27 6.7 ENSAYO PARA PRUEBAS DE CONTROL DE LOS SISTEMAS PSS DE UNIDADES GENERADORAS EN EL SI 28 6.8 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DE CLIENTES PARA EL EDAC 28 6.9 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DEL PDCE Y DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN MULTIÁREA 29

7. PROCEDIMIENTO/METODOLOGÍA DE ENSAYOS 30

8. INSTRUMENTAL REQUERIDO 31

9. GUÍA INDICATIVA DE ENSAYOS 32

9.1 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CPF DEL SI 32 9.1.1 TIEMPO DE ESTABLECIMIENTO CON LA UNIDAD INTERCONECTADA 32 9.1.2 TIEMPO DE ESTABLECIMIENTO EN VACÍO CON LA UNIDAD AISLADA (ENSAYO OPCIONAL PARA CPF Y OBLIGATORIA PARA PARTIDA AUTÓNOMA) 33 9.1.3 MEDICIÓN DEL TIEMPO DE ESTABLECIMEINTO POR SIMULACIÓN 35 9.1.4 DETERMINACIÓN DEL ESTATISMO PERMANENTE 36 9.1.5 DETERMINACIÓN DE LA BANDA MUERTA 37 9.1.6 CPF EN OPERACIÓN NORMAL 39 9.2 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CSF DEL SI 40 9.2.1 MEDICIÓN DEL GRADIENTE NORMAL INDIVIDUAL DE REDUCCIÓN DE LA POTENCIA 40 9.2.2 MEDICIÓN DEL GRADIENTE NORMAL INDIVIDUAL DE TOMA DE CARGA 40 9.2.3 MEDICIÓN DEL TIEMPO DE ARRANQUE 41 9.2.4 VERIFICACIÓN DEL MÍNIMO TÉCNICO INDIVIDUAL DE CADA UNIDAD GENERADORA 41 9.2.5 MEDICIÓN DE LA POTENCIA MÁXIMA OPERABLE CONJUNTA DE LAS UNIDADES PARA CSF 41 9.2.6 CONTROL CONJUNTO AUTOMÁTICO DE CENTRALES PARA EL CSF 42 9.2.7 ENSAYOS DE RESPUESTA DEL AGC PARA CSF EN EL SI 44 9.2.8 DIAGRAMA DE BLOQUES Y MODELO 45 9.2.9 EQUIPAMIENTO REQUERIDO PARA CSF MANUAL 45 9.3 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE PARTIDA AUTÓNOMA DE GENERADORES 46 9.3.1 INDEPENDENCIA OPERATIVA DE LA UNIDAD GENERADORA 46 9.3.2 TIEMPO DE ESTABLECIMEINTO EN VACÍO CON LA UNIDAD AISLADA 46 9.3.3 MEDICIÓN DEL GRADIENTE DE TOMA DE CARGA 47 9.3.4 VERIFICACIÓN DEL TIEMPO DE DETENCIÓN MÁXIMO PARA ARRANQUE EN CALIENTE. 47 9.3.5 VERIFICACIÓN DEL TIEMPO MÍNIMO DE VIRADO. 48 9.3.6 MEDICIÓN DEL TIEMPO DE ARRANQUE AUTÓNOMO 48 9.3.7 VERIFICACIÓN DE LA PARTIDA AUTÓNOMA 49 9.4 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE AISLAMIENTO RÁPIDO DE UNIDADES GENERADORAS 50 9.4.1 ENSAYOS DEL SISTEMA DE BY-PASS Y/O CONMITACIÓN A AISLAMIENTO DEL GENERADOR ALIMENTANDO SUS SERVICIOS AUXILIARES 50


9.4.2 PRUEBA DE ESCALÓN EN LA REFERENCIA DE FRECUENCIA CON LA UNIDAD AISLADA DE LA RED 50 9.4.3 PRUEBA DE FUNCIONAMIENTO DE LA UNIDAD AISLADA DE LA RED 50 9.4.4 SIMULACIÓN: ENSAYO DE ESCALÓN DE CARGA CON MÁQUINA AISLADA. 50 9.4.5 TOMA DE CARGA CON LA UNIADAD GENERADORA EN ISLA 51 9.4.6 UNIDAD TURBOGÁS: INYECCIÓN DE SEÑAL DE ERROR DE FRECUENCIA 51 9.5 GUÍA DE ENSAYOS DE PROTECCIONES Y EQUIPAMIENTOS EN INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN QUE INTERVIENEN EN EL PRS 53 9.5.1 INTRODUCCIÓN 53 9.5.2 OBJETIVO DE LOS ENSAYOS EN SISTEMA DE TRANSMISIÓN PARA EL PRS 53 9.6 ENSAYOS DEL SISTEMA DE EXCITACIÓN 54 9.6.1 OBJETIVO 54 9.6.2 CONSIDERACIONES GENERALES 54 9.6.3 MEDICIONES Y ENSAYOS 54 9.7 GUÍA DE AJUSTE Y ENSAYO DE LOS ESTABILIZADORES (PSS) 57 9.7.1 OBJETIVO 57 9.7.2 CONSIDERACIONES GENERALES 57 9.7.3 CALIBRACIÓN Y PUESTA E/S DEL PSS 57 9.8 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DE CLIENTES PARA EL EDAC. 62 9.8.1 OBJETIVO 62 9.8.2 SUBTENSIÓN 62 9.8.3 SUBFRECUENCIA 62 9.8.4 SEÑAL ESPECÍFICA 62 9.8.5 INSPECCIÓN Y ENSAYO DE LOS RELÉS DE FRECUENCIA PARA EL EDAC 63 9.8.6 INSPECCIÓN Y ENSAYO DE LOS RELÉS DE TENSIÓN PARA EL EDAC 63 9.8.7 PRUEBAS DE INYECCIÓN SECUNDARIA A RELÉS QUE IMPLEMENTAN EL EDAC-BF Y EL EDAC-CEX 65 9.8.8 INSPECCIÓN Y ENSAYO DE LOS RELÉS DE SEÑAL ESPECÍFICA PARA EL EDAC 68 9.8.9 DATOS DE LA DEMANDA 68 9.8.10 PROTOCOLOS DE ENSAYO 69 9.9 ENSAYOS DE EQUIPOS QUE PARTICIPAN EN EL PDCE Y EN LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN MULTIÁREA 69

10. FORMATO DEL INFORME DE ENSAYOS 70


1. INTRODUCCIÓN

La Ley 19940 (Ley Corta I) introdujo adecuaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), que entre otros, incorporó el término de Servicios Complementarios, en adelante SSCC. Al respecto, el Artículo 150 del DFL4, inciso primero, establece “Todo propietario de instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, sean éstos empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, deberá prestar en el respectivo sistema eléctrico los servicios complementarios de que disponga, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 137º, conforme a las normas de seguridad y calidad de servicio en dicho sistema”. Por otro lado, el mismo Artículo 150 antes indicado, en su inciso cuarto, establece que “El CDEC respectivo deberá definir, administrar y operar los servicios complementarios necesarios para garantizar la operación del sistema, sujetándose a las exigencias de seguridad y calidad de servicio establecidas en la normativa vigente y minimizando el costo de operación del respectivo sistema eléctrico.” Por otro lado, el 31 de diciembre de 2012, el Ministerio de Energía publica en el Diario Oficial el DS N°130, mediante el cual aprueba reglamento que establece las disposiciones aplicables a los SSCC con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema en los términos a que se refiere el artículo 137º de la ley general de servicios eléctricos. El 01 de Agosto y el 03 de Septiembre del año 2014, los CDEC-SING y CDEC SIC enviaron a la CNE los Procedimientos de Servicios Complementarios, en adelante Procedimientos de SSCC, de acuerdo a lo establecido en el DS N°130. Dichos Procedimientos fueron informados favorablemente por la CNE el 15 de diciembre de 2014 mediante las Resoluciones Exentas N°655 a N°659 y N°660 a N°664, respectivamente. Con los Procedimientos de SSCC informados favorablemente por la CNE, se da inicio a una serie de etapas que finalizarán con la Implementación de los SSCC, siendo parte fundamental la Habilitación de éstos. Dado lo anterior, el presente Documento Técnico contiene las formalidades y descripción mínima de los ensayos o pruebas necesarias para la habilitación de las instalaciones que participen del Control de Frecuencia, Control de Tensión y PRS con el objeto de cumplir con los requerimientos mínimos establecidos en el capítulo 8 de la NT. Se incluye, para cada prueba, una descripción de la metodología a seguir en cada una de las etapas, los requerimientos que deberán cumplir los sistemas de medición y registro de variables a utilizar, las medidas de seguridad a adoptar durante las pruebas, los requerimientos generales y modelos de protocolos de ensayo, y el contenido mínimo del informe de ensayo. Además, conforme a lo requerido por el artículo 8-29 de la NT, el presente Procedimiento DO establece los términos y condiciones con los que deberán realizarse los ensayos o mediciones en las Instalaciones de Clientes para la habilitación de los automatismos y equipos requeridos para participar en el EDAC por señal específica, subtensión y subfrecuencia.


2. ANTECEDENTES

El Reglamento de SSCC, emitido mediante DS N° 130, establece las disposiciones aplicables a los SSCC con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema en los términos a que se refiere el artículo 137º de la Ley General de Servicios Eléctricos. Para ello se definen 5 Procedimientos de SSCC, siendo estos:

I. Procedimiento DO “Cuantificación Disponibilidad de Recursos y Necesidades de Instalación y/o Habilitación de Equipos para la prestación de Servicios Complementarios”

II. Procedimiento DO “Declaración de Costos de Equipos para la prestación de Servicios Complementarios”

III. Procedimiento DO “Instrucciones de Operación de Servicios Complementarios”

IV. Procedimiento DP “Remuneración de Servicios Complementarios”

V. Procedimiento DO “Verificación y Seguimiento del Cumplimiento Efectivo de Servicios Complementarios”

Dichos Procedimientos fueron emitidos favorablemente por la CNE el día 15 de diciembre de 2014. En el DS N° 130 se establece que dentro de los 30 días siguientes contados desde la emisión del informe favorable de la Comisión de los Procedimientos de SSCC, los CDEC deberán emitir el correspondiente Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios, en adelante Informe DPSSCC, a que hace referencia el artículo 6° del Reglamento, de modo de cumplir con el objetivo de coordinación de la operación a que se refiere el artículo 137° de la Ley, conforme a la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante NTSyCS. El Informe DPSSCC, el cual debe efectuarse en conformidad con los Procedimientos DO y DP indicados previamente, deberá definir los SSCC y los equipos que deban ser instalados y/o habilitados en el respectivo sistema eléctrico, que aplicará en el siguiente período anual, para dar cumplimiento a los estándares y procedimientos exigidos en la NTSyCS. Por otra parte, el Reglamento establece que el nuevo régimen de SSCC se implementará dentro de los 30 días siguientes de aprobado favorablemente por la Comisión el Informe DPSSCC.

Actualmente se encuentra publicado el Anexo Técnico llamado “Habilitación de instalaciones para Control de Frecuencia Control de tensión, EDAC y PRS” donde se definen aspectos generales del Proceso de Habilitación, basándose para ello en lo establecido en la NTSyCS. Sin embargo, el Anexo Técnico indica que para Habilitar los Equipos que prestarán los SSCC, la DO del CDEC deberá publicar un Documento Técnico


denominado “Habilitación de Instalaciones” en donde se establezcan las características de los ensayos a realizar.

El Documento Técnico “Habilitación de Instalaciones” abordará cada uno de los tipos de instalación a habilitar para la prestación del control de frecuencia, control de tensión, EDAC, Sistemas de Protección Multiárea y PRS considerando las exigencias de seguridad y calidad de servicio de la NT.

Las instalaciones del SI que deben ser habilitadas son las que se señalan a continuación:

a) Las unidades generadoras y equipos de compensación de energía activa que participan en el CPF y CSF.

b) Las unidades generadoras y equipos de compensación de energía reactiva que participan en el control de tensión.

c) Las unidades generadoras que cuentan con partida autónoma y equipos de control de potencia activa y/o medios de almacenamiento que participen en el PRS.

d) Las unidades generadoras que cuentan aislamiento rápido que participen en el PRS.

e) Las instalaciones del sistema de transmisión para control de tensión.

f) Las instalaciones o equipos que participen en los Sistemas de Protección Multiárea y EDAC.

g) Las instalaciones o equipos que la DO requiera para cumplir con las obligaciones normativas vigentes.

El referido Documento Técnico deberá contener:

a) Formato de la solicitud de habilitación.

b) Guía indicativa de los ensayos, pruebas y mediciones requeridas para la habilitación de la instalación, considerando entre otros:

i. Metodología de cada uno de los ensayos y pruebas.

ii. Requerimientos básicos que deberán cumplir los sistemas de medición.

iii. Las magnitudes a registrar.

iv. Principales medidas de seguridad a adoptar durante las pruebas.

v. Instrumental requerido.

vi. Protocolos de ensayos.

c) Formato del informe de ensayos.


3. DEFINICIÓN DE SERVICIOS

3.1 CONTROL PRIMARIO DE FRECUENCIA (CPF)

3.1.1 DEFINICIÓN

El servicio complementario de CPF corresponde a la acción de control ejercida por los Controladores de Carga/Velocidad de las unidades generadoras sincrónicas, y de los Controladores de Frecuencia/Potencia de parques eólicos, fotovoltaicos y Equipos de Compensación de Energía Activa, habilitados para modificar en forma automática su nivel de producción, y de esta manera corregir las desviaciones de frecuencia del sistema. El objetivo principal de este servicio, consiste en controlar las desviaciones instantáneas de frecuencia y establecer el equilibrio entre la generación y la demanda en un tiempo acotado ya sea en condiciones normales de operación o ante contingencias que provoquen un aumento o disminución relevante de la frecuencia del sistema. Todas las unidades sincrónicas deberán disponer del equipamiento necesario para participar en el CPF, tanto en condiciones de operación normal como ante contingencias. Los parques eólicos y fotovoltaicos deberán participar en el CPF en el rango de sobrefrecuencias.

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

3.2 CONTROL SECUNDARIO DE FRECUENCIA (CSF)

3.2.1 DEFINICIÓN

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


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

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

c) El gradiente de toma de carga por acción conjunta no deberá ser menor a 4 [MW/min].

En tanto no se implemente el AGC, el CSF en el SI se realizará en forma manual, siendo éste ejercido a través de una única unidad generadora, considerando exigencias en lo que respecta a la tasa mínima de subida/bajada de carga asociada a la unidad que realiza el CSF. Sin embargo, dependiendo de la magnitud de la variación de la frecuencia, el CDC podrá requerir el apoyo de una o más unidades generadoras para mantener estable dicha variable.

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

3.3 CONTROL DE TENSIÓN (CT)

3.3.1 DEFINICIÓN

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

3.3.2 ELEMENTOS DE GENERACIÓN

Unidades generadoras Esta prestación corresponde a la actuación del regulador de tensión de una unidad generadora sobre la salida de la excitatriz, a través de la modificación de la corriente de campo, para contribuir a mantener la tensión de operación de una barra de referencia, en régimen permanente y ante la ocurrencia de contingencia, de acuerdo a la consigna previamente establecida por la DO. Esta prestación también incluye el despacho forzado de unidades generadoras para realizar el control de tensión. Parques eólicos y fotovoltaicos Esta prestación corresponde a la actuación del regulador de tensión de un parque eólico o solar sobre sus equipos de generación o sobre equipos de suministro de potencia reactiva, para contribuir a mantener la tensión de operación en el punto de conexión, en régimen permanente y ante contingencias, de acuerdo a la consigna previamente establecida por la DO.


El equipamiento asociado a los elementos de generación para prestar el servicio de control de tensión, debe cumplir al menos con las siguientes exigencias mínimas:

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

b) Las centrales eléctricas y parques eólicos/fotovoltaicos de potencia nominal igual o superior a 50 [MW] con dos o más unidades generadoras, deberán contar con un control centralizado de potencia reactiva/tensión cuya función sea controlar la tensión en barras de alta tensión de la central ajustando un valor de consigna y efectuar una distribución proporcional de la potencia reactiva entre las unidades despachadas.

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

3.3.3 ELEMENTOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA

Esta prestación corresponde a la disponibilidad y/o utilización de compensadores estáticos de potencia reactiva, bancos de condensadores o reactores fijos y/o desconectables, compensadores sincrónicos y reguladores estáticos o dinámicos de tensión (SVC, STATCOM, etc.), entre otros, para contribuir a mantener la tensión de operación de las barras del sistema dentro de los niveles establecidos en la NT, en régimen permanente y ante la ocurrencia de una contingencia. 3.2.2 REQUERIMIENTOS Los requerimientos asociados al servicio de Control de Tensión serán determinados con periodicidad anual en función de lo establecido en el Estudio DO “Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SI que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, la DO realizará actualizaciones extraordinarias entre cada revisión anual. Respecto de los requerimientos en la operación de tiempo real, el control de tensión estará a cargo del CDC, a partir de instrucciones para el ajuste de las consignas de tensiones, la coordinación y control de la operación.

3.4 ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR SUBFRECUENCIA

3.4.1 DEFINICIÓN

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


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

b) Equipamiento con capacidad de establecer retardos adicionales de hasta 250 [ms]. c) Equipos de medición de frecuencia deben contar con registros oscilográficos de fallas y registros de

eventos sincronizados mediante GPS.

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

3.5 ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR SUBTENSIÓN

3.5.1 DEFINICIÓN

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

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

b) Equipamiento con capacidad de establecer retardos adicionales de hasta 1 [seg]. c) Equipos de medición de frecuencia deben contar con registros oscilográficos de fallas y registros de

eventos sincronizados mediante GPS.

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

3.6 ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR CONTINGENCIA ESPECÍFICA

3.6.1 DEFINICIÓN

El servicio complementario de EDAC por Contingencia Específica corresponde al esquema de control que, al detectar condiciones anormales en el SI que ponen en riesgo su seguridad, emite órdenes de desenganche sobre distintos interruptores que alimentan consumos. El procesamiento de la decisión de desenganche se


realiza en una ubicación remota, sobre la base de la detección de un cambio de estado o de variables eléctricas anormales, que pueden afectar la seguridad y calidad de servicio de un área del SI. La especificación técnica del esquema dependerá de la solución específica propuesta con el fin de mitigar la problemática detectada.

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

3.7 PLAN DE RECUPERACIÓN DE SERVICIO (PRS)

3.7.1 DEFINICIÓN

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

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

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

c) Equipos de sincronización: Permiten sincronizar dos zonas del sistema que se hayan mantenido operando o recuperado en forma de islas independientes. Las especificaciones técnicas asociadas a las prestaciones anteriores, serán definidas a través de los Estudios Específicos que establece la NT.

3.2.2 REQUERIMIENTOS Los requerimientos asociados al servicio de PRS serán determinados con periodicidad anual en función de lo establecido en el Estudio DO “Estudio para Plan de Recuperación de Servicio”. En el caso que se produzcan modificaciones en el SI que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el Estudio mencionado, el CDC en trabajo coordinado con los Centros de Control realizarán actualizaciones extraordinarias entre cada revisión anual, las que serán supervisadas y aprobadas por la DO.


3.8 PLAN DE DEFENSA CONTRA CONTINGENCIA EXTREMA (PDCE) Y SISTEMAS DE PROTECCIÓN MULTIÁREA

El PDCE corresponde al conjunto de recursos para la estabilización del SI destinados a evitar el Apagón Total ante la ocurrencia de una Contingencia Extrema. La definición del PDCE se enmarca en lo establecido en la NT y en los Estudios para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas realizados a la fecha. Los Sistemas de Protección Multiárea corresponden al conjunto de dispositivos, software y equipamiento necesarios para aplicar los recursos adicionales de control de contingencias, incluyendo los esquemas EDAC, EDAG, ERAG, o de apertura de enmallamientos, activados por órdenes remotas de Desenganche Directo. La definición de Sistemas de Protección Multiárea se enmarca en lo establecido en la NT. 3.2.2 REQUERIMIENTOS Los requerimientos asociados al PDCE serán determinados en los Estudios de Plan de Defensa contra Contingencias Extremas e instruidos para su implementación de conformidad con lo establecido en el Anexo Técnico “Proyecto de Implementación del PDCE”. Los requerimientos asociados a los Sistemas de Protección Multiárea serán determinados en los Estudios de Diseño elaborados e instruidos para su implementación por la DO.


4. FORMATO DE LAS SOLICITUDES

4.1 SOLICITUD DE HABILITACIÓN DE INSTALACIONES

Esta solicitud consiste en una carta del Coordinado dirigida a la DO del CDEC, en la que el Coordinado busca habilitar una de sus instalaciones para prestar alguno de los Servicios Complementarios. Esta debe contener:

1. Detalle de la instalación y el servicio complementario que se desea habilitar y, si la solicitud de participar en la prestación de un SSCC es requerido desde el Coordinado, debe presentar un informe que justifique la necesidad de que el servicio que solicita habilitar es necesario para el SI.

2. Documentación técnica (acta de pruebas, curvas de operación, diagramas de control y protecciones, printouts, manuales, certificaciones de fabricante, etc) requerida por la DO, necesarios para verificar la aptitud técnica de equipos, automatismos y protecciones a efectos de la habilitación para el servicio.

3. La terna de Empresas Especialistas candidatas a realizar la habilitación junto con sus antecedentes.

La documentación técnica requerida dependerá de la instalación y del servicio complementario que se quiere habilitar, no obstante, la documentación técnica mínima deberá contener:

• Diagramas unilineales.

• Planos de control.

• Información Técnica proporcionada por el fabricante (manuales).

• Certificaciones.

• Parámetros de ajustes y configuración.

• Homologación de modelos de control en formato requerido por la DO (DigSilent u otro).

• Acta de pruebas FAT.

En la tabla 1 se presenta un resumen de la documentación requerida para la habilitación desglosado por servicio complementario.

Tabla 1

Servicio Complementario

Tipo de instalación Documentación Requerida para Habilitación

Control Primario de Frecuencia

(CPF)

Generador sincrónico

Esquema de control y protecciones de la unidad

Diagrama de bloques del regulador de velocidad

Modelo homologado en DIgSILENT PF de la planta

Reporte de protecciones de sub y sobrefrecuencia

Generador estático (parques

fotovoltaicos y eólicos)

Esquema de control y protecciones del parque

Diagrama del control frecuencia/potencia de los inversores o aerogeneradores

Modelo homologado en DIgSILENT PF del controlador

Reporte de protecciones de sub y sobrefrecuencias

Equipo de Esquema de control y protecciones




Compensación de Energía Activa


Información técnica de las baterías y diagrama de bloques del sistema de control

Control Secundario de

Frecuencia (CSF)


Lazo de control turbina-caldera

Información técnica del rango de regulación provisto por el fabricante

Información de los rangos de operación continuos (rangos en los que no se requiere un tiempo adicional, por ej. para encender o apagar una unidad)

Límites de zonas prohibidas de operación

Tasa toma de carga provisto por el fabricante


Modo seteo de la consigna de generación (pulso o consigna)

Toda información que sea necesaria para la adecuada parametrización o sintonización de la unidad generadora en el AGC

Plan de Recuperación

de Servicio (PRS)


Tiempo de arranque en frío, tiempo de arranque en caliente y gradiente máximo de toma de carga provisto por el fabricante

Reporte de protecciones de sub y sobrefrecuencia


Partida Autónoma: Información técnica del generador, turbina, transformador de potencia, servicios auxiliares MT, servicios auxiliares BT, Grupo Electrógeno Auxiliar

Partida Autónoma: Documentación técnica de la central: Planos conformes a Obra, Manual de Mantenimiento, Controles Periódicos, Manual de Operación, Procedimiento de Partida Autónoma, diagrama unilineal de las instalaciones, incluyendo la conexión de los SS/AA y grupo electrógeno

Certificación de las capacidades de Partida Autónoma y Cierre Contra Barra Muerta (Guía de maniobras)

Instalaciones involucradas en el

PDCEx

Carta Gantt de implementación, Filosofía operacional, Diagramas de operación, Arquitectura, Lista de señales SITR a entregar del esquema, Especificación de equipamiento y componentes, Análisis de confiabilidad, Planos, Protocolos de pruebas FAT, Protocolo de pruebas SAT, Especificaciones Lógica de control, Especificaciones HMI, Manual de Usuario HMI, Procedimiento trabajos de montaje, Ingeniería de Comunicaciones Principal y Redundante, Manual del Sistema, Antecedentes, Informes y Minutas Operacionales

Líneas de transmisión

Manual del Relé que contiene la función de sincronización y los Printouts correspondientes

Control de Tensión (CT) y


Curva de operación PQ

Esquema de control del sistema de excitación




PSS Modelo homologado en DIgSILENT PF del sistema de excitación

Reporte de protecciones de sub y sobretensión

Modelo homologado en DIgSILENT PF del PSS

Diagrama de bloques del PSS

Generador estático (parques

fotovoltaicos y eólicos)

Curva de operación PQ

Modos de control de tensión en estado normal y ante fallas.


Diagrama de bloques del control de tensión/reactivos

Reporte de protecciones de sub y sobretensión

EDAC Instalaciones de

Clientes

Monto de cargas a desprender y ajustes de operación para cada escalón

Tipo de carga a desconectar

Curva de carga diaria (por tipo de día) para cada carga a desconectar

Manual de Relés

Lógica de selección de cargas a desprender por escalón en caso de esquemas dinámicos

Estudio de impacto de desconexión de cargas

Protecciones Multiárea

Instalaciones involucradas en el

esquema de protección

Manual de equipos de protección, especificación de equipamiento y componentes

Diseño general, diseño de detalle y arquitectura del esquema

Filosofía, lógicas y algoritmos del esquema

Especificación de los sistemas y gestión de las comunicaciones

Procedimiento de operación y mantenimiento del esquema

Carta Gantt de implementación, Lista de señales SITR a entregar del esquema, Especificación de equipamiento y componentes, Análisis de confiabilidad, Planos, Protocolos de pruebas FAT, Protocolo de pruebas SAT, Especificaciones Lógica de control, Especificaciones HMI, Manual de Usuario HMI, Procedimiento trabajos de montaje, Ingeniería de Comunicaciones Principal y Redundante, Manual del Sistema, Antecedentes, Informes y Minutas Operacionales

4.2 SOLICITUD DE AUTORIZACIÓN DE ENSAYOS

Esta solicitud debe ser enviada por al Coordinador a la DO, con al menos 15 días de anticipación a la fecha prevista para el inicio de dichos ensayos, y en la cual deberá proponer un cronograma de ensayos que contenga al menos la siguiente información:

1. Descripción de las operaciones y/o perturbaciones que se aplicarán sobre las instalaciones y el SI.

2. Modelos de los protocolos de ensayos a utilizar.


3. Duración prevista de los ensayos (horas).

4. Medidas de seguridad que se deberán adoptar.

Con respecto a las medidas Operativas de seguridad del Sistema, los ensayos se realizarán en la oportunidad que la DO los autorice, de acuerdo a las prácticas habituales utilizadas en la Programación de la Operación. El Centro de Despacho y Control del CDEC, en adelante CDC, verificará el cumplimiento de todas las condiciones sistémicas requeridas para el desarrollo de los ensayos. Para esto, coordinará con los CC que corresponda las condiciones operativas para la realización de las pruebas, las medidas de seguridad del sistema que deberán adoptarse, la fecha definitiva de realización de los ensayos y las restricciones o modificaciones al plan de ensayos propuesto. El Coordinado comunicará a la DO y a la empresa especialista seleccionada para realizar los ensayos, con la debida anticipación, las exigencias aplicables a la seguridad industrial, seguros, leyes laborales, responsabilidad civil, administrativas y otras que requiere para permitir el ingreso de dicha empresa a sus instalaciones y realizar los ensayos y mediciones requeridas.


5. OBJETIVO DE LOS ENSAYOS

A continuación se presenta una descripción de los objetivos perseguidos por los ensayos necesarios para el control de la aptitud técnica del recurso técnico asignado al CF, CT, EDAC, PRS, PDCEx y Sistemas de Protección Multiárea.

5.1 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CPF

Los ensayos para habilitar a una unidad generadora a participar en el CPF tendrán por objeto verificar la respuesta mínima de la unidad ante variaciones rápidas y pequeñas de la frecuencia, y a convalidar que el error de estado permanente esté dentro de los márgenes tolerados, una vez alcanzada la nueva condición de equilibrio, conforme a las exigencias establecidas en el TITULO 3-3 de la NT. El propietario de toda unidad generadora que solicite participar en el servicio de CPF en el SI deberá realizar ensayos y/o mediciones a efectos de demostrar que:

1. El Controlador de Carga/Velocidad, tanto de unidades de generación convencional como eólicas y solares, cumple con las exigencias mínimas de desempeño estático y dinámico definidos en el artículo 3-16 de la NT.

2. La unidad generadora sincrónica o parque eólico o fotovoltaico deberá continuar operando en forma estable conectada al SI y entregando potencia activa bajo la acción de su Controlador de Carga/Velocidad o de Frecuencia/Potencia para variaciones de frecuencia durante al menos los tiempos que se indican en el artículo 3-9 de la NT.

3. La unidad generadora está en condiciones de reducir carga o de incrementar su potencia hasta agotar la reserva en giro comprometida, en forma automática, por acción del Controlador de Velocidad de su máquina motriz o mediante Equipos de Compensación de Energía Activa ante variaciones pequeñas y medianas en la frecuencia en el SI (Art. 7-8 de la NT).

4. Se verifica la respuesta del sistema de control potencia-frecuencia de turbina y se identificaron los parámetros que permiten homologar el modelo del Controlador de Carga/Velocidad o de Frecuencia/Potencia contra registros de ensayos.

5. La unidad generadora o instalaciones de generación dispone de los equipos y medios requeridos por la DO para efectuar un adecuado monitoreo de la calidad de participación en el CPF, de acuerdo con lo establecido en los artículos 4-17, 4-27 y 7-9 de la NT.

6. El lazo de control automático de temperatura, en el caso de una unidad turbogás (TG), no provoca la desconexión del grupo frente a un abrupto descenso de la frecuencia del SI.

5.2 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DEL CSF

El propietario de toda unidad generadora que solicite participar en el CSF a través del AGC, deberá realizar ensayos y/o mediciones a efectos de verificar la respuesta de la unidad generadora o del conjunto de unidades generadoras bajo el comando del AGC y se identificaron los parámetros que permiten homologar la respuesta de la unidad. De esta manera, se debe demostrar que la unidad:

1. Dispone del equipamiento necesario para recibir una consigna de potencia desde el CDC.


2. Es capaz de seleccionar y permitir que la unidad quede bajo control del AGC (local/remoto) 3. Es capaz de enviar la información de rampas y límites al SCADA del CDC y que dicha información

representa la capacidad real de la unidad 4. Es capaz de intercambiar correctamente información entre el SCADA de la Central con el SCADA del

CDC. 5. Cumple con los requerimientos para el AGC en cuanto al tiempo de actualización y edad de la

información enviada. 6. La unidad responde de acuerdo con los parámetros de sintonización particulares (en particular, la

tasa de toma/bajada de carga, límites operacionales, bandas de operación no permitidas). 7. Las instalaciones de generación disponen de los equipos y medios requeridos por la DO para

efectuar un adecuado monitoreo de la calidad de participación en el CSF, de acuerdo con lo establecido en los artículos 4-17, 4-27 y 7-9 de la NT.

5.3 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS CON PARTIDA AUTÓNOMA

El propietario de toda unidad generadora que solicite participar en el PRS como grupo generador con partida autónoma deberá realizar ensayos y/o mediciones a efectos de demostrar que:

1. Dispone de capacidad de operación independiente del resto de las unidades generadoras de la Central.

2. Dispone de todo el equipamiento necesario para una adecuada implementación del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas y PRS que elabore la DO.

3. Es capaz de operar establemente con el controlador velocidad –potencia en el modo control de carga.

4. Cumple con todos los requisitos técnicos establecidos en el Artículo 8-19 de la NT para habilitar una unidad generadora o conjunto de ellas a participar en la Partida Autónoma del PRS.

5.4 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE AISLAMIENTO RÁPIDO DE UNIDADES GENERADORAS

El propietario de toda unidad generadora o instalación de generación que deba participar en el PRS como grupo generador con capacidad de aislamiento rápido, deberá realizar ensayos y/o mediciones a efectos de demostrar que:

1. Dispone de la capacidad de mantener alimentación de sus servicios auxiliares ante un Apagón Total o Apagón Parcial del SI.

2. Dispone de la coordinación de las protecciones y automatismo de la unidad con las protecciones del resto de la isla eléctrica.

3. Dispone de la capacidad de operar en forma estable alimentando sólo sus servicios auxiliares durante un tiempo mínimo específico definido por la DO.

4. Cumple con todos los requisitos técnicos establecidos en el Artículo 8-20 de la NT.


5.5 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE TRANSMISION DEL PRS

EL objetivo de los ensayos en sistemas de transmisión para el PRS es verificar el ajuste y operación de las protecciones eléctricas, automatismos y demás instalaciones que intervienen en el PRS. Los ensayos tienen por finalidad verificar la selectividad y tiempos de respuesta de las protecciones, así como comprobar el correcto estado de funcionamiento de accionamientos, SSAA, aparatos de maniobra, equipos se sincronización y sistemas de comunicación en condiciones críticas operativas luego de un colapso parcial o total del SI. El propietario de toda instalación de transmisión que solicite participar en el PRS del SI, además de los objetivos a los que se refiere el Artículo 8-29 de la NT, deberá realizar ensayos y/o mediciones a efectos de demostrar que:

1. Dispone de los equipamientos necesarios para una adecuada implementación del PRS establecidos en el Artículo 3-29 de la NT.

2. Dispone de los equipamientos necesarios para comunicaciones, supervisión y control de las instalaciones afectadas al PRS, conforme a los requerimientos del artículo 7-44 de la NT.

3. Las protecciones cumplen con los requisitos mínimos de seguridad, selectividad y velocidad, conforme a lo establecido en el artículo 8-26 de la NT.

4. Los tiempos de actuación de las protecciones principales aseguran el efectivo despeje de las fallas en tiempos inferiores a los máximos definidos en el artículo 5- 45 de la NT.

5. Se dispone de sincronizadores automáticos adecuados.

5.6 ENSAYO PARA VERIFICAR LA APTITUD TÉCNICA DE LOS SISTEMAS DE EXCITACIÓN Y PSS

El propietario de toda unidad generadora que deba certificar la aptitud técnica de sus sistemas de excitación y PSS ante la DO, deberá realizar pruebas y/o mediciones a efectos de demostrar que:

1. Se verificó la respuesta de los controles incorporados al sistema de excitación de la unidad generadora (Controlador de tensión –AVR– y limitadores del sistema de excitación), e identificados los parámetros y lazos de control que permiten homologar el modelo para simulaciones de transitorios electromecánicos ante grandes perturbaciones en el SI.

2. Las protecciones permiten operar a la unidad generadora dentro de los límites de operación de sobretensión y subtensión establecidos para el SI en el capítulo 5 de la NT.

3. La respuesta de la unidad ante variaciones rápidas de la tensión, frente a fallas en la red de transmisión, cumple con las exigencias mínimas establecidas en el artículo 3-11 de la NT.

4. El sistema de excitación de los parques eólicos y fotovoltaicos de potencia nominal total igual o superior a 50 [MW] cuenta con un sistema de control que permite recibir una señal proveniente de un control conjunto de potencia reactiva/tensión, cuya función sea controlar la tensión en barras de alta tensión del parque a un valor ajustado por el operador (artículo 3-12 de la NT).

5. El sistema de excitación de toda unidad generadora sincrónica de potencia nominal igual o superior a 50 [MW] cuenta con un limitador de mínima excitación, que en operación normal, impida que la corriente de campo del generador descienda hasta valores que puedan causar la pérdida de sincronismo o la actuación de la protección de pérdida de excitación (artículo 3-13 de la NT).


6. El sistema de excitación de toda unidad generadora sincrónica de potencia nominal igual o superior a 50 [MW] cuenta con un estabilizador del sistema de potencia (PSS), correctamente calibrado, que mejora el amortiguamiento de los modos de oscilación electromecánicos (artículo 3 -13 de la NT), sin afectar significativamente la regulación de tensión. A este último efecto, mediante pruebas se deberá probar que el lazo de regulación automática de velocidad presenta una muy baja participación en la banda de frecuencias correspondiente a las oscilaciones electromecánicas.

7. Las unidades generadoras sincrónicas pertenecientes a centrales eléctricas de potencia nominal igual o mayor a 100 [MW] con dos o más unidades, deberán disponer de un sistema de excitación que permita recibir una señal proveniente de un control conjunto de potencia reactiva/tensión, cuya función sea controlar la tensión en barras de alta tensión de la central a un valor ajustado por el operador y efectuar una distribución proporcional de la potencia reactiva entre las unidades generadoras que se encuentren operando.

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

5.7 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE INSTALACONES DE CLIENTES PARA EL EDAC

Todo Cliente del SI que deba habilitar sus instalaciones para el EDAC, deberá realizar ensayos y/o mediciones a efectos de demostrar que:

1. Dispone de los equipamientos y automatismos suficientes para participar en el EDAC por señal específica, subfrecuencia y/o subtensión, en la magnitud que la DO determine, como resultado del Estudio de EDAC especificado en el Capítulo Nº 6 de la NT o de los Estudios Específicos que se realicen.

2. Dispone de adecuados sistemas de comunicaciones con el CDC para el monitoreo y control en tiempo real de la operación del SI, de acuerdo con los requerimientos del artículo 3-45 de la NT.

3. Los relés de subfrecuencia para el EDAC verifican las prestaciones técnicas mínimas establecidas en el artículo 5-15 de la NT.

4. Los relés de subtensión para el EDAC verifican las prestaciones técnicas mínimas establecidas en el artículo 5-18 de la NT.

5. Los relés de señal específica para el EDACxCE verifican las prestaciones técnicas mínimas establecidas en el artículo 5-20 de la NT y en el respectivo Estudio Específico.

6. Dispone de relés de señal específica, subfrecuencia y subtensión adecuados para implementar el EDAC, conforme al diseño del mismo, de acuerdo con el artículo 6-53 de la NT.

5.8 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE LAS INSTALACIONES DEL PDCE Y SISTEMAS DE PROTECCIÓN MULTIÁREA

EL objetivo de los ensayos en sistemas de transmisión, generación y clientas para el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas y los Sistemas de Protección Multiárea es verificar la adecuada implementación, tanto individual de cada uno de los componentes, como implementación global del esquema o sistema. Lo anterior, a través de verificar que:


1. Dispone de los equipamientos necesarios para una adecuada implementación del esquema o

sistema. 2. Dispone de los equipamientos necesarios para comunicaciones, supervisión y control de las

instalaciones. 3. Las protecciones y algoritmos de control cumplen con los requisitos mínimos de redundancia,

confiabilidad, seguridad, selectividad y velocidad, conforme a lo requerido para cada esquema o sistema.

4. El algoritmo del esquema o sistema implementado cumplen con las especificaciones de diseño elaborado por la DO.

5. Los tiempos de actuación del esquema o aseguran su efectiva actuación en tiempos acordes con la adecuada coordinación de protecciones del resto de las instalaciones.

6. Las pruebas FAT y SAT de cada uno de los equipos o componentes del esquema o sistema fueron realizadas de manera exitosa.

7. Se cumple con el correcto estado de funcionamiento de accionamientos. 8. Los errores máximos de las mediciones utilizadas por el esquema o sistema cumple con los

requerimientos establecidos por la DO. 9. Se cumple con la adecuada gestión de las comunicaciones. 10. El esquema o sistema en su conjunto aprobó la etapa de marcha blanca o prueba de disponibilidad.

En caso que el PDCE o Sistema Protección Multiárea incluya la implementación de EDAC, se deberán realizar los ensayos considerados en el presente documento para esos esquemas de desprendimiento de carga.


6. ENSAYOS Y MEDICIONES REQUERIDAS

Las inspecciones, ensayos y mediciones requeridas para la Verificación de la Aptitud Técnica de recursos técnicos para CF, CT, EDAC y PRS en instalaciones del SI deberán comprender, como mínimo aquellas que se describen en los siguientes puntos del presente Documento Técnico.

6.1 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CPF DEL SI

Mediante mediciones en campo, se requiere verificar el desempeño del controlador de velocidad de la unidad generadora frente a pequeñas perturbaciones en la consigna de velocidad o potencia. Para la habilitación de cada unidad generadora que el Solicitante ofrezca para el CPF, se requiere como mínimo:

a) Medir el estatismo permanente del lazo automático de control de velocidad. b) Medir la máxima “Banda muerta” del controlador de velocidad. c) Medir el Tiempo de establecimiento del lazo de Control de frecuencia frente a un pequeño escalón

en la consigna de frecuencia o potencia. d) Evaluar el amortiguamiento del lazo de control de velocidad en todos los modos de operación

posibles. e) Mostrar la capacidad de tomar o reducir carga, en forma automática, por acción del Controlador de

Velocidad de su máquina motriz ante una variación de frecuencia en el SI. f) Mostrar la capacidad de reducción contralada de potencia de un parque eólico o fotovoltaico, por

acción del Controlador Frecuencia/Potencia para las sobrefrecuencias en el SI. g) Para el caso de unidades generadoras impulsadas por turbinas de gas: Evaluar la respuesta del

sistema de control velocidad-potencia de la máquina motriz y del lazo de control de temperatura, frente a una señal en la consigna de frecuencia que simule un importante y abrupto descenso de la frecuencia del SI.

h) Identificar y registrar las magnitudes y parámetros principales que permiten “homologar” el modelo del Controlador de velocidad.

i) Determinar la inercia mecánica del conjunto generador-máquina motriz. Se debe verificar la respuesta esperada ante un estímulo, dado por un cambio de consigna, operado mediante la inyección de una rampa automática de toma de carga, o a partir de un desvío previo de la frecuencia. La respuesta del control deberá resultar aceptable, en concordancia con la necesidad de recuperar el margen original de reserva para el CPF y restablecer la frecuencia a la banda de tolerancia definida para el Estado Normal.


Los estímulos de cambio de consigna podrán estar dados por señales provenientes de un Control Automático Distribuido, o por la aplicación manual de una señal por parte del operador de la unidad generadora que corresponda. Los ensayos deberán realizarse en la oportunidad que la DO lo autorice, previa solicitud y coordinación entre el CDC y el CC que corresponda.

En el numeral 9.1 del presente Documento Técnico se presenta una guía indicativa de los ensayos y mediciones requeridas.

6.2 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CSF DEL SI

Mediante mediciones en campo, se requiere verificar el desempeño del controlador secundario o control conjunto de frecuencia de la/s unidad/es generadora/s. Para cada unidad generadora o grupo de unidades generadoras, habilitadas para el CPF en el SI, comandadas por un control conjunto, que el Solicitante ofrezca habilitar para el CSF del SI se requiere como mínimo:

a) Medir el gradiente de reducción de potencia de la unidad generadora [MW/min]. b) Medir el gradiente de toma de carga de la unidad generadora [MW/min]. c) Medir el gradiente de toma de carga [MW/min] correspondiente a la pendiente de aumento de la

potencia total de generación del grupo de generadores operados en forma conjunta para el CSF. Medir el gradiente de reducción de carga [MW/min] correspondiente a la pendiente de disminución de la potencia total de generación del grupo de generadores operados en forma conjunta para el CSF.

d) Medir el tiempo de arranque hasta el sincronismo con el SI de cada unidad generadora que participa del CSF.

e) Medir el tiempo de retardo, que corresponde al tiempo transcurrido desde que el AGC envía la consigna a la unidad y hasta que el mismo AGC verifica que la unidad ha comenzado a responder según la característica que haya sido levantada en las pruebas de habilitación y sintonización de unidades.

f) Medir el rango de operación en AGC de cada unidad que participa en el CSF, tomando en cuenta las zonas prohibidas de las distintas configuraciones.

g) Verificar el mínimo técnico informado de cada unidad generadora que participa del CSF.

Verificar la precisión de transductores y software dedicado al monitoreo local del factor de eficiencia de la regulación secundaria de frecuencia (puede obviarse si la DO lo determina).

Para aquellas unidades de generación que se integrarán al AGC, mediante pruebas se requiere verificar el correcto desempeño de la unidad generadora de acuerdo con los requerimientos establecidos por la DO y los parámetros de sintonización particular de cada unidad generadora.

Para la habilitación de cada unidad generadora en el AGC se requiere como mínimo realizar: a) Verificación de señal de control Local/Remoto.


b) Validación del comportamiento de la lógica de identificación que la unidad está en servicio para los fines del AGC.

c) Verificación de envío de consigna. d) Verificación de rampas Subir/Bajar. e) Verificación de límites. f) Pruebas de pérdida de funcionalidad y comunicaciones. g) Pruebas de los modos de operación en que participará la unidad (automático, base, manual, etc.) h) Verificación de las comunicaciones y tiempos requeridos. i) Verificación de cada uno de los parámetros de sintonización de la unidad (zonas de operación

prohibidas, tiempos de respuestas, etc).


6.3 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS PARA EL PRS CON PARTIDA AUTÓNOMA EN EL SI

Mediante mediciones en campo, se requiere verificar el desempeño de los servicios auxiliares de las instalaciones de generación y del equipamiento instalado para la partida autónoma de la unidad generadora. Para la habilitación de cada unidad generadora que el Solicitante ofrezca para el PRS con partida autónoma, se requiere, además de los requisitos establecidos en el Artículo 8-19 de la NT, los siguientes requisitos mínimos:

a) Realizar las maniobras operativas que se requieran, a efectos de demostrar que la unidad generadora dispone de capacidad de operación independiente del resto de las unidades generadoras de las instalaciones de generación.

b) Evaluar la estabilidad del lazo de Control de frecuencia frente a un pequeño escalón en la consigna de frecuencia, con la unidad operando en red aislada.

c) Evaluar la estabilidad y gradiente de toma de carga del Control de Velocidad en el modo control de carga, frente a un pequeño incremento de generación.

d) Arrancar la unidad generadora desde tensión cero, sin alimentación de servicios auxiliares desde el SI.

e) Medir el tiempo de arranque en frío. f) Medir el tiempo de arranque en caliente. g) Medir el gradiente máximo de toma de carga.



6.4 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO RÁPIDO DE UNIDADES GENERADORAS PARA EL PRS EN EL SI

Mediante mediciones en campo, se requiere verificar el desempeño de los servicios auxiliares de la unidad generadora y del equipamiento instalado para aislamiento rápido para el PRS del SI. Para la habilitación de cada unidad generadora para el PRS con capacidad de aislamiento rápido, se requiere, además de los requisitos establecidos en el Artículo 8-20 de la NT, los siguientes requisitos mínimos:

a) Demostrar la capacidad de mantener alimentación de sus servicios auxiliares ante un Apagón Total o Apagón Parcial del SI.

b) Verificación del sistema de “by-pass” y/o conmutación de alimentación de servicios auxiliares de la unidad generadora.

c) Verificar la coordinación de las protecciones y automatismo de la unidad con otras protecciones del SI.

d) Demostrar la capacidad de operar en forma estable alimentando sólo sus servicios auxiliares durante un tiempo mínimo específico.

e) Para el caso de unidades de turbinas a vapor: Ensayar el sistema de cierre rápido de válvulas o “fast-valving” frente a un rechazo de carga superior al 50 % de la potencia nominal.

f) Evaluar la estabilidad del lazo de Control de frecuencia frente a un pequeño escalón en la consigna de frecuencia, con la unidad operando en red aislada.

g) Para el caso de unidades de turbina a gas: Evaluar la estabilidad del lazo de Control de Frecuencia-Temperatura-Aceleración frente a un abrupto descenso o aumento de la frecuencia.


6.5 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISION PARA EL PRS

Mediante mediciones en campo, se requiere verificar el desempeño de las protecciones eléctricas, y de las instalaciones del Sistema de Transmisión que intervienen en el PRS del SI. Para la habilitación de cada instalación y/o equipamiento de transmisión que participe en el PRS, en virtud de lo establecido en el Artículo 8-25 de la NT, se requiere como mínimo:

a) Realizar las maniobras operativas que se requieran, a efectos de demostrar la aptitud técnica del equipamiento que participa del PRS.

b) Demostrar el correcto funcionamiento de las comunicaciones, equipamiento de supervisión y control de las instalaciones afectadas al PRS, conforme a los requerimientos del artículo 7-44 de la NT.

c) Inspección de los ajustes y medición de los tiempos de actuación de las protecciones de las instalaciones que participarán en el PRS.

d) Medir los tiempos de actuación de las protecciones principales. e) Medir los tiempos de interrupción de la corriente eléctrica en aquellos equipos dedicados a la

conformación automática de islas eléctricas.


f) Evaluar la selectividad de las protecciones eléctricas dedicadas al PRS.

g) Inspección de servicios auxiliares, sistemas de corriente continua, partida autónoma de grupos generadores de emergencia, capacidad de abastecimiento de aire comprimido para accionamientos y los equipos de sincronización (Artículo 8-29 de la NT).

Para la habilitación de cada instalación y/o equipamiento del Sistema de Transmisión que participe del PRS, considerado clave para este servicio, de acuerdo con los estudios específicos, la DO podrá requerir, para demostrar el correcto funcionamiento de las protecciones en cuanto a seguridad, selectividad y velocidad, la realización de ensayos que comprendan la aplicación de perturbaciones controladas en los Sistemas de Transmisión Troncal y Sistemas de Subtransmisión. Los tipos de perturbaciones a aplicar y su ubicación serán definidas por la DO, conforme a los requerimientos del artículo 8-26 de la NT. En el numeral 9.5 del presente Documento Técnico se presenta una guía indicativa de los ensayos y mediciones requeridas.

6.6 ENSAYO PARA PRUEBAS DEL SISTEMA DE CONTROL DE LOS SISTEMAS DE EXCITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS PARA EL CONTROL DE TENSION EN EL SI

Mediante mediciones en campo, se requiere identificar la respuesta de los controladores que intervienen en el lazo de control de la excitación de la unidad generadora, y verificar los parámetros que permitirán “homologar” los modelos de estos controladores para estudios de transitorios electromecánicos frente a pequeñas y grandes perturbaciones en el SI. A este fin se requiere:

a) Identificar/Verificar la función transferencia del AVR (Art. 8-48 de la NT). b) Evaluar la respuesta temporal del lazo de regulación de tensión con el generador operando en vacío

y no sincronizado a la red (Art. 3-11 de la NT) sobre la base de la: 1. Medición del tiempo de crecimiento: intervalo de tiempo que demora la tensión en los

terminales de la unidad generadora para aumentar del 10 % al 90 % de su valor final, luego de aplicación de un pequeño escalón en la referencia de tensión del AVR.

2. Medición del tiempo de establecimiento del AVR (Art. 8-48 de la NT) (Art. 3-11 de la NT): 3. Intervalo de tiempo que demora la tensión en los terminales de la unidad generadora para

ingresar y permanecer dentro de una banda de ± 5 % en torno a su valor final o de régimen, luego de aplicación de un pequeño escalón en la referencia de tensión del AVR.

4. Medición de tensiones máximas o extremas de corriente o tensión de campo del generador (techos de excitación) y límites electrónicos del AVR. (Art. 8-48 de la NT)

c) Evaluar la respuesta temporal del lazo de regulación de tensión (Art. 3-11 de la NT) con el generador operando en carga, en sincronismo con el SI (Art. 8-48 de la NT) sobre la base de la:

1. Evaluación del amortiguamiento del “modo local de oscilación electromecánico” de la unidad generadora sin PSS.

2. Evaluación de la respuesta del sistema de excitación del generador bajo el control del/los limitador/es de subexcitación, en caso de disponer de los mismos (Art. 8-48 de la NT).

3. Evaluación de la respuesta del sistema de excitación del generador bajo el control del/los limitador/es de sobrexcitación, en caso de disponer de los mismos (Art. 8-48 de la NT).


d) Verificación de estados operativos de régimen permanente extremos del diagrama de capacidad P-Q del generador en operación normal y de alerta.

En el numeral 9.6 del presente Documento Técnico se presenta una guía indicativa de las pruebas y mediciones requeridas.

6.7 ENSAYO PARA PRUEBAS DE CONTROL DE LOS SISTEMAS PSS DE UNIDADES GENERADORAS EN EL SI

Toda unidad generadora de potencia nominal igual o superior a 50 [MW], o que requiera estar equipada con PSS según establece el Artículo 3-13 de la NT, que se conecte al SI, adicionalmente deberá realizar las pruebas y/o mediciones siguientes:

a) Evaluación de la respuesta del sistema de excitación del generador bajo el control del/los limitador/es de subexcitación.

b) Evaluación de la respuesta del sistema de excitación del generador bajo el control del/los limitador/es de sobreexcitación.

c) Evaluación de la respuesta del sistema de excitación del generador frente a la actuación del limitador de sobreflujo magnético (Volt/Hz).

d) Obtención de la respuesta en frecuencia de la función transferencia del PSS. e) Respuesta temporal del lazo de regulación de tensión con el generador operando en carga, en

sincronismo con el SI y el PSS conectado. Evaluación del amortiguamiento del “modo local de oscilación electromecánico” de la unidad generadora.

f) Determinación de la ganancia máxima del PSS y ajuste de la ganancia óptima. g) Evaluación del efecto del controlador de velocidad turbina sobre el control de la tensión de la

unidad generadora debido al PSS. h) Evaluación del desempeño del PSS en bajas frecuencias de oscilación (modos interáreas). Esta

evaluación podrá ser realizada mediante un simulador de transitorios electromecánicos con las condiciones que se detallan en el numeral 9.7 del presente Documento Técnico.

i) Determinación de los efectos de las variaciones rápidas de la potencia mecánica de la máquina motriz sobre el desempeño del PSS.

En el numeral 9.7 del presente Documento Técnico se presenta una guía indicativa de los estudios, pruebas y mediciones requeridas.

6.8 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DE CLIENTES PARA EL EDAC

Mediante mediciones en campo, se requiere verificar el desempeño de las instalaciones de Clientes que participan del EDAC del SI. Para la habilitación de cada instalación y/o equipamiento de Clientes que participan en el EDAC se requiere como mínimo:

a) Inspección de las instalaciones para demostrar que disponen de los equipamientos y automatismos suficientes para participar en el EDAC por subfrecuencia y subtensión, en la magnitud y tipo de señal que la DO determine.


b) Inspección del ajuste de las protecciones de frecuencia y tensión del EDAC. c) Inspección de la lógica y ajuste de las protecciones para el EDAC por señal específica. d) Demostrar que las instalaciones cuentan con los automatismos de control necesarios que permiten

reducir el nivel de perturbación causado al SI frente a una reducción abrupta del consumo, de manera tal que la desconexión de carga programada para el EDAC no origina variaciones de tensión locales que exceden los estándares establecidos en el Capítulo Nº 5 de la NT.

e) Medir los tiempos de respuesta de los relés dedicados/instalados para el EDAC por señal específica, subfrecuencia o subtensión en el SI.

f) Ensayar los relés dedicados/instalados para el EDAC por señal específica, subfrecuencia o subtensión, a efectos de evaluar su correcto y preciso funcionamiento en la medición de niveles absolutos de la señal específica, la frecuencia o la tensión, así como también en la medición de la tasa de variación de estas magnitudes.

g) Evaluación del tiempo de medición de los relés de tensión, para los niveles absolutos de tensión y tasas de variación de la misma.


6.9 ENSAYO PARA HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DEL PDCE Y DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN MULTIÁREA

El detalle de los ensayos para la habilitación de instalaciones que participan en el PDCE y en los Sistemas de Protección Multiárea dependerá de las características particulares que cada uno de esos esquemas o sistemas tenga y deberán ser definidas, en cada caso, por la DO.


7. PROCEDIMIENTO/METODOLOGÍA DE ENSAYOS

En el presente Documento Técnico se realizan sugerencias y se establecen algunos requisitos obligatorios sobre las formalidades y metodología de cada uno de los ensayos mencionados en el presente Documento Técnico. Para cada prueba se proporciona una guía indicativa de la metodología de ensayo en campo a seguir, los requerimientos básicos que deberán cumplir los sistemas de medición, las magnitudes a registrar y las principales medidas de seguridad a adoptar durante las pruebas. Para aquellos ensayos que, por su complejidad o riesgos operativos para el SI, deberán ser “simulados” mediante un simulador de transitorios electromecánicos, se indican los requisitos mínimos que deben verificar los modelos de los principales controladores de las unidades generadoras.


8. INSTRUMENTAL REQUERIDO

En relación con el instrumental requerido, se define las características técnicas (hardware y software) del equipamiento necesario para cada una de las pruebas según las dinámicas a registrar. En cada caso el Coordinado a ensayar deberá indicar el instrumental utilizado para las pruebas, justificando las diferencias respecto de estos requerimientos, si las hubiera. Como mínimo el equipamiento utilizado deberá ser capaz de:

a) Almacenar los valores capturados en unidades de medida (por ejemplo V, mA) sin ser afectados por escalas, filtrado u otras adaptaciones.

b) Registrar las variables medidas con una frecuencia de muestreo tal que garantice la legibilidad del proceso observado. En general el tiempo entre muestras deberá ser menor que tres veces la menor constante de tiempo del sistema físico bajo ensayo.

c) Poseer una resolución mayor o igual a 12 bits. d) Presentar un error máximo a fondo de escala de 0.5%.

Para el caso de variables medidas mediante transductores -potencia eléctrica, tensión, etc., éstos deberán ser de Clase 0.5 o superior. En los casos en los que los sistemas de control sean de tecnología digital, se podrán utilizar los registros tomados directamente del sistema de control, siempre y cuando se verifique que la frecuencia de muestreo y la resolución con se almacenan los valores, son acordes con lo indicado en este ítem.


9. GUÍA INDICATIVA DE ENSAYOS

9.1 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CPF DEL SI

OBJETIVO

Los ensayos que se detallan en esta sección tienen por finalidad:

1. Evaluar la respuesta del controlador potencia-frecuencia (GOV) y turbina de las máquinas sincrónicas, el controlador de Frecuencia/Potencia o el controlador de los Equipos de Compensación de Energía Activa.

2. Determinar los parámetros y obtener registro en campo que permitan verificar el cumplimiento de los requisitos técnicos para la habilitación de una unidad generadora o equipo de compensación de energía activa en el CPF del SI y validar el modelo de este controlador para estudios de transitorios electromecánicos en el SI.

9.1.1 TIEMPO DE ESTABLECIMIENTO CON LA UNIDAD INTERCONECTADA

La medición de este parámetro tiene como objeto medir la duración del transitorio de respuesta del lazo de regulación de velocidad (GOV) de la unidad generadora, considerando como entrada la velocidad de la máquina y como salida la potencia mecánica entregada en el eje de la misma.

Para este ensayo se puede considerar como señal entrada a la frecuencia y como salida a la potencia eléctrica, ambas medidas en bornes del generador.

El ensayo consiste en perturbar al GOV, simulando un escalón en la frecuencia de la red, con la unidad generadora operando en carga interconectada al SI.

Un escalón en la frecuencia del SI tendrá el mismo efecto que un escalón en sentido contrario en la consigna de velocidad (o frecuencia) o en la consigna de carga, siempre y cuando ésta última actúe antes del regulador primario de velocidad.

La magnitud del escalón aplicado debe ser tal que provoque una variación final de potencia apreciable, del orden del 5 al 10 % de la potencia nominal de turbina, y de un signo tal que la generación aumente.

Se registrarán simultáneamente la perturbación, la posición de válvulas de control, la potencia eléctrica y toda otra variable que permita “homologar” adecuadamente el modelo del GOV.

El Tiempo de establecimiento será medido como el lapso de tiempo que transcurre, desde el instante en que se aplica el escalón, hasta que la potencia ingresa dentro de una banda del ± 5 (del escalón) centrada


alrededor de un valor de potencia igual a la consigna final (potencia inicial más el escalón), y permanece dentro de ella.

El Tiempo de Establecimiento determinado en este ensayo es el que se requiere a los efectos de la habilitación de la unidad generadora para CPF.

Las condiciones del SI para este ensayo deben acordarse previamente con el CDC.

9.1.2 TIEMPO DE ESTABLECIMIENTO EN VACÍO CON LA UNIDAD AISLADA (ENSAYO OPCIONAL PARA CPF Y OBLIGATORIA PARA PARTIDA AUTÓNOMA)

Con la unidad generadora operando aislada del SI a una frecuencia de 49,5 Hz, y con la turbina girando en vacío, se aplica un pequeño escalón (≈ 2%) en la consigna de velocidad registrando el comportamiento de la frecuencia/velocidad de la unidad generadora.

Sobre los registros obtenidos se mide el sobrevalor y tiempo de establecimiento (± 10%). El objetivo del ensayo es evaluar la calidad del control de frecuencia que tiene la unidad durante la operación en red aislada.

Para este ensayo, partiendo de una velocidad correspondiente a 50 Hz, debe modificarse la consigna de velocidad a 49,5 Hz y esperar que la frecuencia se estabilice durante algunos minutos. Posteriormente se debe incrementar la consigna de velocidad de 49,5 a 50,5 Hz en un único paso (escalón), registrando el comportamiento de la frecuencia o velocidad.

Como resultado se obtienen registros como el de la Figura 1.


Figura 1

Como ejemplo: A partir del registro de velocidad medida y de referencia de velocidad de la figura 1, se calcularon los siguientes parámetros:

Tiempo de establecimiento ≈ 6 segundos

Tiempo de crecimiento ≈: 2 segundos

Sobrevalor ≈ 45 % En el caso que el tiempo de establecimiento sea determinado por ensayo, éste parámetro debe utilizarse para homologar el modelo del controlador (GOV). HOMOLOGACIÓN DEL MODELO DEL GOV En caso que el escalón requerido para los ensayos 9.1.1 o 9.1.2 no se pueda aplicar, ya sea porque el punto es inaccesible, o porque se introduce alguna dinámica adicional, se podrá recurrir a métodos indirectos para la determinación del tiempo de establecimiento basados en simulaciones temporales. Para que las simulaciones temporales sean válidas, se debe disponer de un modelo homologado del GOV contra registros de ensayos (por ejemplo: ensayos de rechazos de carga realizados para la medición del tiempo de lanzamiento) o contra registros de la potencia eléctrica y frecuencia obtenidos automáticamente en bornes de la unidad generadora frente a variaciones de la frecuencia del SI. Si el Sistema de control potencia-frecuencia de la unidad generadora, frente a una condición de sobrefrecuencia o señal de telecomando conmuta a un modo de regulación específico para operación en sistema aislado, este lazo de control adicional deberá ser incorporado al modelo del GOV con sus parámetros y ajustes ‘homologados”, acordando con la DO la metodología de ensayo.


9.1.3 MEDICIÓN DEL TIEMPO DE ESTABLECIMEINTO POR SIMULACIÓN

La simulación para la medición del tiempo de establecimiento en cualquier condición operativa de la unidad generadora se realizará introduciendo una perturbación en escalón en la consigna de velocidad o frecuencia. En todos los casos se graficará como mínimo el transitorio que presentan magnitudes como: escalón aplicado, velocidad, potencia eléctrica, posición de válvulas y la potencia mecánica, sobre la cual se medirá el valor del tiempo de establecimiento en los diferentes estados operativos de la unidad generadora. Adicionalmente se deberá convenir con la DO el formato en que se deberán proveer los registros de ensayos y de las simulaciones en medio magnético.

9.1.3.1 Simulación: Tiempo de establecimiento con máquina aislada.

Para medir la duración del transitorio del lazo de regulación de frecuencia de cada unidad generadora ofrecida para CPF, se requiere evaluar la respuesta del GOV y turbina para el hipotético caso que la unidad generadora opere aislada, alimentando una carga local de potencia constante. La simulación consistirá en un aumento del 5% de la potencia eléctrica demandada (Pelec) y registrar la evolución de la velocidad retórica y la potencia mecánica entregada por la turbina (Pmec). Esta simulación se realizará utilizando el modelo homologado del GOV, para cada unidad generadora que el Solicitante ofrezca para el CPF. Cuando la unidad generadora opera aislada, la banda muerta puede originar una oscilación mecánica sostenida denominada ciclo límite. En este caso el tiempo de establecimiento en red aislada se define como el tiempo en que la potencia mecánica ingresa dentro de una banda de ± 5 % del escalón alrededor del valor final de consigna (o estado permanente), entendiendo por tal a la banda interna del ciclo límite y considerando como valor final al promedio de los valores máximo y mínimo de esta banda. Esta simulación será realizada para el modo de regulación y ajustes del GOV con el cual participará en el CPF del SI, a efectos de evaluar el amortiguamiento del lazo de control de frecuencia.

9.1.3.2 Simulación: Tiempo de establecimiento en operación interconectada.

El Tiempo de establecimiento máximo en operación interconectada (< 30 segundos para unidades generadoras termoeléctricas y < 120 segundos para unidades generadoras hidroeléctricas) constituye un requisito esencial para la habilitación de la unidad en el CPF. Por este motivo la simulación debe ser realizada con un modelo preciso, apto para el simulador de Transitorios electromecánicos que utiliza la DO.


La perturbación es similar a la que se aplica en 9.1.3.1, con la unidad generando al 95% de la potencia nominal de turbina. En este caso se deben incluir los modelos homologados de AVR, PSS y GOV de la unidad generadora y la red deberá ser simulada con un modelo completo del SI o como un equivalente dinámico del mismo, aprobado por la DO, donde: la demanda, el generador y el GOV equivalente que representan al resto del SI permitan reproducir en forma aproximada la pendiente de caída de frecuencia y el aporte total del CPF frente al desenganche de un módulo de generación igual al 5% de la demanda total. Se deben aportar los resultados de todas las simulaciones realizadas, ya sea con la máquina interconectada al SI o fuera de paralelo en vacío.

9.1.4 Determinación Del estatismo permanente

Para la habilitación de una unidad generadora sincrónica en el CPF, se requiere que el estatismo permanente del lazo de control potencia-frecuencia se encuentre:

I. Para unidades hidráulicas: de 0 a 8%. II. Otras unidades sincrónicas: de 4 a 8%.

III. Para parque eólicos o fotovoltaicos, en el caso de sobrefrecuencia, la acción del controlador de frecuencia / potencia dará lugar a una reducción proporcional de la producción de potencia con un gradiente de hasta el 55 por ciento de la potencia activa disponible por cada Hertz de desviación de frecuencia, a partir de los 50,2 [Hz] hasta 51,5 [Hz]. Sin embargo, la reducción de potencia deberá estar de acuerdo a lo indicado en el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas vigente.

Este parámetro debe ser representativo del comportamiento de la unidad dentro de la banda de regulación en que resulte normalmente despachada.

9.1.4.1 Estatismo permanente

Se define el estatismo permanente (R o KDROOP) a la inversa de la ganancia de régimen permanente del lazo de control de frecuencia. Normalmente este parámetro puede ser modificado por el operador desde la consola o pantalla de mando. El método tradicional de determinación de R se basa en la medición de la variación de velocidad entre una condición de plena carga y vacío, para el mismo ajuste del variador de carga, mediante la expresión:

1000

[%]

N

C

N

cv

P

P

f

ff

R

Dónde:

fN = 50 Hz fv = frecuencia o velocidad en vacío


fc = frecuencia o velocidad a la potencia Pc PN = Trate = Potencia nominal de turbina

De esta forma se obtiene el estatismo permanente global o promedio entre plena carga y vacío. Si existe una relación lineal entre las variaciones de frecuencia y la potencia, este estatismo resultará igual al efectivo en la banda de regulación. Es frecuente que el regulador, los servos, las válvulas y la relación entre el caudal y la potencia no sea lineal. De modo tal que la característica estática potencia-frecuencia resulta genéricamente una curva no lineal. Por este motivo puede resultar el estatismo permanente efectivo en la banda de regulación, diferente del global, motivo por el cual se solicita en el presente Procedimiento DO la identificación de la curva característica de válvula/s. En el caso de los parques fotovoltaicos o eólicos, se inyectan valores de frecuencia ficticios en el control de planta y se registra la reducción de potencia para cada señal de sobrefrecuencia inyectada. Se debe partir de una señal de frecuencia de 50 Hz, en pasos de a lo más 200 mHz, hasta que se desconecten los inversores a causa de las protecciones de sobrefrecuencia o hasta los 52 Hz, frecuencia a la cual la potencia activa debe ser nula. El requerimiento de estatismo para los distintos tipos de tecnologías de las unidades generadoras del presente Documento Técnico se refiere al estatismo efectivo en la banda de regulación y no al global.

9.1.4.2 Procedimiento de ensayo de medición de estatismo global

Se opera la unidad generadora a velocidad nominal y con carga nominal. Para esta condición se registra la posición del variador de velocidad. La frecuencia medida en este caso corresponde al valor fc. Posteriormente se opera la unidad fuera de paralelo en vacío, con el variador de velocidad en la misma posición registrada en el paso anterior. En estas condiciones se mide el valor fv que alcanza la frecuencia de la unidad. En el caso que por alguna causa, no se pueda realizar el presente ensayo, se pondrá a consideración de la DO otra metodología, acordando el/los ensayo/s y/o los estudios que se deban realizar para cumplir con este requerimiento. Se podrá recurrir a métodos alternativos para la determinación del estatismo permanente, basados en la obtención automática (disparos por umbral de frecuencia) de registros de potencia y frecuencia en bornes de máquina frente a variaciones apreciables de la frecuencia del SI, con excursiones fuera de la nominal suficientemente prolongadas para evaluar el valor de régimen permanente.

9.1.5 DETERMINACIÓN DE LA BANDA MUERTA

Algunos reguladores de velocidad tienen la posibilidad de incluir una banda muerta ajustable en la medición de frecuencia o velocidad, pero también pueden presentarse bandas muertas o ciclos de histéresis en el regulador, producto del desgaste de partes mecánicas tanto en el regulador como en las servoválvulas.


Cualquiera de ellas puede representarse por una banda muerta o ciclo de histéresis equivalente en la medición de frecuencia. Para la habilitación de una unidad generadora en el CPF, se requiere que la banda muerta en frecuencia sea menor que el 0.1 % (± 25 mHz). Este parámetro debe ser representativo del comportamiento de la unidad dentro de la banda de regulación en que resulte normalmente despachada. Para la habilitación de los parques eólicos y fotovoltaicos, la banda muerta del controlador de frecuencia/potencia deberá ser de 200 mHz.

9.1.5.1 Medición de la banda muerta

Pueden adoptarse cualquiera de los métodos siguientes: 1. • MÉTODO XY: Se debe registrar velocidad (o frecuencia) y posición del servomotor principal (o potencia

de salida), con un registrador tipo X-Y. La banda muerta puede determinarse directamente, como la mayor longitud del trazo que muestre una variación de frecuencia sin ningún movimiento del servomotor.

Figura 2

La tangente de β constituye el estatismo permanente efectivo.


2. • MÉTODO Y1, Y2: Se debe registrar simultáneamente ambas magnitudes, en función del tiempo, para

determinar los valores de variación de la frecuencia en correspondencia con el intervalo en el cual el servomotor estuvo inactivo.

Figura 3

En ningún caso se debe accionar el variador de velocidad o de carga.

9.1.6 CPF EN OPERACIÓN NORMAL

A efectos de evaluar la aptitud del GOV para el CPF, se propone como ensayo evaluar el normal funcionamiento de la unidad generadora, con el regulador liberado y despachada en la banda de regulación ante las variables de frecuencia normalmente presentes en el sistema. En estas condiciones de operación se debe registrar como mínimo la frecuencia de red, la potencia eléctrica y otra variable indicativa de la variación de potencia mecánica de turbina o la posición de válvulas de control. En el caso de los parques eólicos y fotovoltaicos, como el CPF es solo para controlar sobrefrecuencias, se deberá ingresar al controlador de frecuencia/potencia, una señal de frecuencia que abarque un rango de frecuencia que parta de 50 Hz y llegue hasta 53 Hz, en pasos que permitan verificar el estatismo efectivo de la unidad. Para la habilitación, se verificará que el estatismo efectivo sea el especificado por la DO en el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas vigente.


9.2 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE UNIDADES GENERADORAS EN EL CSF DEL SI

OBJETIVO

De acuerdo a lo establecido en el artículo 8-16 de la NT, los ensayos para habilitar una unidad generadora a participar en el CSF, tendrán por objeto verificar que las instalaciones de generación cumplan con las especificaciones técnicas mínimas establecidas en el TITULO 3-3 de la NT.

Los ensayos que se detallan en esta sección tienen por finalidad evaluar la respuesta conjunta de los controladores de potencia-frecuencia (GOV) de las unidades generadoras que realizan el CSF del SI, identificar los parámetros del controlador secundario de frecuencia y obtener registros en campo que permitan verificar el cumplimiento de los requisitos técnicos para la habilitación de cada unidad generadora en el CSF del SI.

9.2.1 MEDICIÓN DEL GRADIENTE NORMAL INDIVIDUAL DE REDUCCIÓN DE LA POTENCIA

Este ensayo tiene la finalidad de verificar que la unidad generadora puede reducir en forma controlada su generación.

Para la realización de la prueba se debe operar el generador a plena potencia. En estas condiciones el operador opera un cierre paulatino de válvulas, a efectos de verificar cual es la velocidad de reducción de la potencia mecánica [MW/min] de la misma.

Se deberá registrar la tensión terminal (Vt), Potencia activa, frecuencia, posición de válvulas y toda variable que permita inferir la variación de potencia mecánica del grupo.

9.2.2 MEDICIÓN DEL GRADIENTE NORMAL INDIVIDUAL DE TOMA DE CARGA

Este ensayo tiene la finalidad de verificar que la unidad generadora puede aumentar en forma controlada su generación.

Para la realización de la prueba se debe operar el generador con la máxima reserva rotante asignada para el CSF. En estas condiciones el operador opera una apertura gradual de válvulas, a efectos de verificar cual es la velocidad de aumento de la potencia mecánica [MW/min] de la misma.



9.2.3 MEDICIÓN DEL TIEMPO DE ARRANQUE

Se define como Tiempo de Arranque de una unidad generadora, al tiempo requerido desde que el operador recibe la orden de puesta en marcha, hasta que el generador realiza el efectivo sincronismo con el SI, considerando que las maniobras en la red no agregan demoras.

El Solicitante deberá definir y fundamentar el Tiempo de Arranque en base a resultados de ensayos, información del fabricante y análisis de las operaciones requeridas durante el arranque de la unidad.

9.2.4 VERIFICACIÓN DEL MÍNIMO TÉCNICO INDIVIDUAL DE CADA UNIDAD GENERADORA

Para cada unidad generadora ofrecida para el CSF del SI el Solicitante deberá definir y fundamentar la mínima potencia activa con que el grupo puede permanecer en sincronismo con el SI por tiempo indefinido en base a resultados de mediciones en campo e información del fabricante.

9.2.5 MEDICIÓN DE LA POTENCIA MÁXIMA OPERABLE CONJUNTA DE LAS UNIDADES PARA CSF

Este ensayo tiene la finalidad de verificar el límite máximo de la Banda de Regulación Secundaria de Frecuencia (9.2.5.1) del conjunto de las unidades generadoras que realizan el CSF.

Para la realización de la prueba se debe operar el conjunto de unidades generadoras con la máxima reserva rotante asignada para el CSF.

En horas de demanda alejado de los peaks de carga y en una hora que sin variaciones programadas del despacho de generación, se programará la salida controlada (reducción de carga en forma de rampa > 5 MW/min) de un generador o grupo de generadores del SI de una potencia cercana a la reserva informada para dicha hora en el CSF.

Por acción conjunta de las unidades que realizan el CSF, la frecuencia media deberá permanecer en un valor igual a la consigna o superior, durante un lapso no inferior a 30 minutos.

La potencia máxima operable del conjunto de generadores del CSF será aquel valor generado luego de 15 minutos de iniciada la rampa de disminución de carga y sostenido durante un lapso de 15 minutos.

Este ensayo deberá ser coordinado con el CDC a efectos de minimizar la perturbación al SI. Se deberá registrar la tensión terminal (Vt), Potencia activa, frecuencia, posición de válvulas y toda variable que permita inferir la variación de potencia mecánica de los generadores.

9.2.5.1 Reserva mínima para el CSF banda de regulación secundaria de frecuencia


La banda de regulación para el CSF está dada por la diferencia entre la máxima y mínima potencia que el regulador secundario de frecuencia es capaz de comandar en forma automática por acción conjunta sobre las unidades controladas.

Para una central (o conjunto de ellas) el valor máximo que puede tomar esta banda, es la diferencia entre la suma de las potencias máximas operables y la suma de los mínimos técnicos de las unidades comandadas en forma conjunta para el CSF.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 6-52 de la NT, la reserva para el CSF será establecida por la DO en función del mayor error estadístico en la previsión de la demanda y de las contingencias más probables.

TIEMPO DE RESPUESTA DE LA CSF Y COMPROMISO DE GENERACIÓN

El empleo de reservas operativas en giro y frías implica numerosas comunicaciones operativas e intervenciones manuales que insumirán tiempos prolongados, durante los cuales la frecuencia media del SI permanecerá debajo del valor de consigna, con los riesgos y efectos sobre la calidad de servicio que ello implica.

Resulta esencial contar con el suficiente margen de reserva para RSF en centrales cuyo gradiente de carga sea relativamente elevado, para absorber los desvíos en el menor tiempo posible y restablecer así la frecuencia al valor de consigna y la reserva para RPF, mejorando así la calidad de la frecuencia y la calidad de servicio.

El tiempo de respuesta de la reserva para CSF despachada en el parque térmico, puede ser del orden de varios minutos, dependiendo de las características de gradiente de carga de la central asignada a tal función, no pudiendo exceder los 15 minutos, y a su vez debe ser sostenible durante 30 minutos.

Si la CSF es realizada manualmente, la eficacia de este control dependerá de la reacción del Operador. Por este motivo, la NT privilegia el empleo de sistemas de Control Automático para CSF a efectos de mejorar la calidad de la Regulación de Frecuencia.

9.2.6 CONTROL CONJUNTO AUTOMÁTICO DE CENTRALES PARA EL CSF

Si la reserva asignada para CSF resulta insuficiente en magnitud o en velocidad de respuesta, la frecuencia permanecerá durante algunos minutos en valores menores que el de consigna, provocando que algunos generadores térmicos, por sus características de diseño, comiencen a disminuir su potencia entregada, originando mayores descensos de la frecuencia y, eventualmente, la operación del EDAC.

Cuanto mayor sea la demanda del SI y el aporte de centrales ERNC de carácter intermitente, mayor será la potencia total (en MW) requerida para los servicios de CPF y CSF. De este modo cada año se requerirá una mayor potencia total regulante (CPF y CSF).


En principio la central asignada al CSF debería tener la capacidad de poder restituir la totalidad de la reserva “regulante” del generador que participa del CPF.

En diversos escenarios operativos, si el CSF se asigna a una sola Central, será imposible contar con la reserva suficiente para restablecer la totalidad de la reserva para CPF.

Cuando no sea posible alcanzar el volumen de reserva requerido para el CSF con una sola Central, el déficit de reserva para este servicio puede solucionarse mediante el aporte de varias Centrales simultáneamente, operando bajo un Control Conjunto Automático para CSF que incluya como datos los márgenes de reserva rotante de cada grupo, limites técnicos y sus gradientes de variación de carga.

Teniendo en consideración las posibles restricciones del Sistema de transmisión, será conveniente que las Centrales a agrupar bajo un Control Conjunto pertenezcan a una misma área “eléctrica”.

9.2.6.1 Equipamiento Mínimo Para CSF Automático

De acuerdo con lo establecido en el artículo 7-12 de la NT, cuando un grupo de unidades generadoras o centrales eléctricas pertenecientes a un mismo propietario estén habilitadas para participar en el CSF, estas podrán ejercer el CSF de manera conjunta siempre y cuando dispongan de un controlador centralizado de generación que esté habilitado por la DO para ejercer esa función.

Las unidades generadoras ofrecidas para el CSF, deben prever la incorporación de los dispositivos necesarios para comandar la toma de carga en forma automática desde un sistema de control conjunto de generación.

9.2.6.2 Regulador Secundario De Frecuencia

En el caso de que más de una unidad generadora participe o aporte al CSF, o se trate de una única central compuesta de varias unidades generadoras, cada una de estas deberá estar integrada a un control centralizado que esté habilitado para cumplir con el CSF.

Para realizar automáticamente el CSF las unidades generadoras asignadas a esta función deben ser comandadas por un regulador secundario de frecuencia, cuya salida actúe en forma conjunta sobre la consigna de potencia de las unidades de la/s central/es, como se indica en la siguiente figura:


Figura 4

El controlador deberá ser de tipo integral, preferentemente acción proporcional más integral a efectos de corregir los desvíos del valor medio de régimen permanente de la frecuencia y deberá ajustarse de forma tal que el gradiente de carga máximo del conjunto de generadores del CSF permita actuar eficazmente a las máquinas que participan en el CPF.

El controlador será ajustado considerando que el gradiente mínimo de toma de carga conjunto del grupo de generadores para CSF debe superar los 4 MW/min y que la reserva para el CSF debe poder ser aportada a la red en un tiempo máximo de 15 minutos.

Para el caso de que el CSF se realice con unidades generadoras de distintas centrales, todas ellas deberán estar comandadas por un único regulador secundario o AGC.

9.2.7 ENSAYOS DE RESPUESTA DEL AGC PARA CSF EN EL SI

Estos ensayos tienen la finalidad de verificar la estabilidad operativa (estabilidad en tensión y en frecuencia) de las diferentes centrales comandadas por un AGC. Como paso previo ineludible a la realización de las pruebas en campo el Solicitante deberá presentar a la DO un estudio con el simulador de transitorios electromecánicos, incluyendo el modelo del AGC, a efectos de demostrar que este control está correctamente ajustado y al mismo tiempo estimar las máximas variaciones en las tensiones, frecuencia y flujos de potencia que ocasionarán las mismas. Para la realización de la prueba se debe operar el conjunto de unidades generadoras con la máxima reserva rotante asignada para el CSF. En horas de demanda alejadas de los peaks de carga y en una hora sin variaciones programadas del despacho de generación, se programará:

El ensayo 9.2.5para la medición de la potencia máxima operable conjunta de las unidades para CSF

La desconexión de un generador integrante del “pool” comandado por el AGC para el CSF, con una carga previa cercana a la reserva para CSF del resto de las unidades del “pool”.

Este ensayo deberá ser coordinado con el CDC a efectos de minimizar la perturbación al SI. Se deberá registrar la tensión terminal (Vt) en nodos de alta tensión de cada una de las centrales del “pool”, Potencia


activa total generada por cada central, frecuencia, flujos de potencia activa y reactiva por las líneas de transmisión que vinculan las centrales que participan del CSF conjunto.

El detalle de los ensayos para la habilitación de unidades generadoras al AGC, se especifican en el procedimiento de sintonización y puesta en servicio de las unidades para ser incorporadas al AGC.

9.2.8 DIAGRAMA DE BLOQUES Y MODELO

El Solicitante debe suministrar el diagrama de bloques completo del esquema de control automático para el CSF del SI, incluyendo el regulador secundario de frecuencia y los reguladores primarios de CPF. Se deberá incluir cualquier limitador de toma de carga que se incorpore a efectos de repartir equitativamente el esfuerzo de regulación entre las distintas máquinas que participan del CSF. Cuando participan unidades generadoras de distintas centrales, con máquinas primarias y GOV de diferentes características, deberá proporcionarse el modelo de AGC, para el simulador de transitorios electromecánicos que utiliza la DO, incluyendo el enlace de la señal de mando entre el regulador secundario de frecuencia y el GOV de todas las unidades que participan en el CSF.

9.2.9 EQUIPAMIENTO REQUERIDO PARA CSF MANUAL

Se admitirá CSF manual sólo cuando por razones técnicas, debidamente aprobadas por la DO, éste sea ejercido por una única unidad generadora del SI (artículo 3-17 de la NT). En el caso de una central, hasta tanto el grupo de unidades generadoras habilitadas para CSF dispongan del equipamiento necesario para realizar este control en forma centralizada automática, a pedido del CDC, podrá realizar el control del valor medio de la frecuencia del SI en forma manual si cuenta con:

I) Un registrador de frecuencia, preferentemente digital, con los niveles de los límites extremos de frecuencia del SI en los cuales el operador debe accionar sobre las unidades generadoras dispuestas para el CSF aumentando la generación cuando la frecuencia alcanza el Límite Inferior (LI) y reduciendo cuando supera el Límite Superior (LS) que conforman la banda de variación de la Frecuencia establecida para condiciones normales de operación del SI.

II) Pantalla en la consola de mando donde el operador visualice el valor total de la potencia generada y el total de la potencia máxima operable del conjunto de unidades generadoras que realizan el CSF.

III) Alarmas e información suficientes para el operador de todos los eventos que pudieran ocurrir en los equipos que él comanda y que limiten la posibilidad de cumplir eficazmente con el CSF.


9.3 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE PARTIDA AUTÓNOMA DE GENERADORES

OBJETIVO Los ensayos que se detallan en esta sección tienen por finalidad evaluar la respuesta del controlador potencia-frecuencia (GOV), protecciones, y servicios auxiliares de la unidad generadora, a efectos de determinar la capacidad de Partida Autónoma de la misma, luego de un colapso parcial o total del SI.

9.3.1 INDEPENDENCIA OPERATIVA DE LA UNIDAD GENERADORA

El Solicitante deberá poner a disposición la documentación técnica y toda otra que el Auditor requiera para verificar que la unidad generadora dispone de capacidad de operación independiente del resto de las unidades generadoras de las instalaciones de generación.

9.3.2 TIEMPO DE ESTABLECIMEINTO EN VACÍO CON LA UNIDAD AISLADA

Con la unidad generadora operando aislada del SI a una frecuencia de 49,5 Hz, y con la turbina girando en vacío, se aplica un pequeño escalón (≈ 2%) en la consigna de velocidad registrando el comportamiento de la frecuencia/velocidad de la unidad generadora.

Sobre los registros obtenidos se mide el sobrevalor y tiempo de establecimiento (± 10%). El objetivo del ensayo es evaluar la calidad del control de frecuencia que tiene la unidad durante la operación en red aislada.

Para este ensayo, partiendo de una velocidad correspondiente a 50 Hz, debe modificarse la consigna de velocidad a 49,5 Hz y esperar que la frecuencia se estabilice durante algunos minutos. Posteriormente se debe incrementar la consigna de velocidad de 49,5 a 50,5 Hz en un único paso (escalón), registrando el comportamiento de la frecuencia o velocidad. Como resultado se obtienen registros como el de la Fig. 5


Figura 5

Como ejemplo: A partir del registro de velocidad medida y de referencia de velocidad de figura 2, se calcularon los siguientes parámetros: Tiempo de establecimiento ≈ 6 segundos, Tiempo de crecimiento ≈ 2 segundos, Sobrevalor ≈ 45 %.

9.3.3 MEDICIÓN DEL GRADIENTE DE TOMA DE CARGA

Este ensayo tiene la finalidad de verificar que la unidad generadora puede aumentar en forma controlada su generación. Para la realización de la prueba se debe operar el generador al mínimo técnico. En estas condiciones el operador opera una apertura gradual de válvulas, a efectos de verificar cual es la velocidad de aumento de la potencia mecánica [MW/min] de la misma.


9.3.4 VERIFICACIÓN DEL TIEMPO DE DETENCIÓN MÁXIMO PARA ARRANQUE EN CALIENTE.

Se define como “Tiempo de detención máximo para arranque en caliente” al lapso máximo desde la detención del eje de la unidad generadora (condición velocidad: 0%) durante el cual la máquina puede ser re-arrancada sin necesidad de un virado previo (típico 20 min).


Este es un parámetro informado por el Solicitante que debe ser confirmado mediante pruebas de campo.

El ensayo comienza con un rechazo de carga, consistente en la desconexión programada de la unidad generadora a baja carga, hasta constatar la detención completa del rotor (condición velocidad: 0%). A partir de este instante se contabilizará el tiempo.

Transcurrido el lapso declarado por el Solicitante como Tiempo de detención máximo para arranque en caliente, se procederá a la secuencia normal de arranque de la unidad.

Se registrará el tiempo transcurrido desde la orden de arranque hasta el sincronismo con el SI como “Tiempo de arranque en caliente”.

9.3.5 VERIFICACIÓN DEL TIEMPO MÍNIMO DE VIRADO.

Si la detención del eje de la máquina ha ocurrido (condición velocidad: 0%) y ha transcurrido un tiempo superado el Tiempo de detención máximo para arranque en caliente desde la detención del eje, no deberá intentarse un arranque sin un virado previo mínimo (típico 2 horas). La prueba de campo de verificación de este parámetro consiste en repetir las maniobras detalladas en 9.3.4 o, durante una detención programada de la unidad generadora superior al tiempo de detención máximo para arranque en caliente.

En estas condiciones, el operador procederá a la secuencia normal de arranque de la unidad a la máxima velocidad posible, registrando el tiempo mínimo de virado. Se registrará el tiempo transcurrido desde la orden de arranque hasta el sincronismo con el SI como tiempo mínimo de arranque en frío.

9.3.6 MEDICIÓN DEL TIEMPO DE ARRANQUE AUTÓNOMO

Se define como “Tiempo de arranque autónomo” de una unidad generadora, al tiempo requerido desde que el operador recibe la orden de puesta en marcha, hasta que el generador energiza las barras de alta tensión de la central o realiza el efectivo sincronismo con el SI, sin alimentación externa de los servicios auxiliares, considerando que las maniobras en la red no agregan demoras.

El Solicitante deberá definir y fundamentar el Tiempo de Arranque Autónomo en base a resultados de ensayos, información del fabricante y análisis de las operaciones requeridas durante el arranque de la unidad.

Como mínimo se deberán medir y verificar los siguientes tiempos insumidos en el proceso de Partida Autónoma:

Tiempo de arranque de los grupos electrógenos.


• Este tiempo incluye el arranque de la unidad motogeneradora, la estabilización de tensión y frecuencia hasta el cierre del interruptor.

Tiempo de restablecimiento de auxiliares.

• Tiempo de restablecimiento de servicios auxiliares de la unidad generadora desde cero tensión.

Tiempo total de energización de barra de media tensión.

• Tiempo total de energización de barra de media tensión.

Tiempo arranque en frío autónomo del generador principal.

• Tiempo de arranque de la unidad generadora (desde la detección de falta de tensión en barras de media tensión).

• Tiempo de verificación y alimentación eléctrica a los auxiliares de la unidad generadora.

• Tiempo de arranque de la unidad generadora.

• Tiempo de energización: Comprende el cierre del interruptor en condición de “Barras Muertas” y energización instalaciones de alta tensión.

9.3.7 VERIFICACIÓN DE LA PARTIDA AUTÓNOMA

Esta prueba consiste en la verificación de la Partida Autónoma de la unidad generadora desde tensión cero, sin alimentación de servicios auxiliares desde el SI.

El Auditor deberá constatar el arranque autónomo de la unidad siguiendo el plan indicado en el manual de operaciones eligiendo por sorteo y/o según requerimiento del CDC uno de los posibles escenarios (arranque en frío o arranque en caliente) en los que puede ser requerido el arranque de la unidad.


9.4 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE AISLAMIENTO RÁPIDO DE UNIDADES GENERADORAS

OBJETIVO Los ensayos que se detallan en esta sección tienen por finalidad evaluar la respuesta del controlador potencia-frecuencia (GOV), protecciones, y servicios auxiliares de la unidad generadora, a efectos de determinar la capacidad de Aislamiento Rápido de la misma, ante grandes perturbaciones en el SI.

9.4.1 ENSAYOS DEL SISTEMA DE BY-PASS Y/O CONMITACIÓN A AISLAMIENTO DEL GENERADOR ALIMENTANDO SUS SERVICIOS AUXILIARES

Esta prueba se aplica a aquellas instalaciones de generación que disponen de automatismos de cierre rápido de válvulas (“fast-valving”). Mediante ensayos de “rechazos de carga” a plena potencia se debe verificar la aptitud técnica de los sistema de “by pass” y servomecanismos previstos para soportar la desconexión de las unidad generadora de la red y reducir carga muy rápidamente, manteniendo el suministro a sus propios servicios auxiliares, operando estable durante varios minutos hasta que se den las condiciones para recuperar carga. Se deberá verificar el correcto funcionamiento de los dispositivos asociados al “fastvalving” y la coordinación con otros sistemas y protecciones de la unidad y la red. Es necesario coordinar este ensayo con el CDC a efectos de minimizar la perturbación al SI. Se deberá registrar la tensión terminal (Vt), Potencia activa, Frecuencia eléctrica del rotor, posición de válvulas y toda variable que permita inferir la variación de potencia mecánica del grupo.

9.4.2 PRUEBA DE ESCALÓN EN LA REFERENCIA DE FRECUENCIA CON LA UNIDAD AISLADA DE LA RED

Esta prueba consiste en realizar una modificación de la consigna de velocidad de 49,5 Hz a aproximadamente 50,5 Hz registrando el comportamiento de la frecuencia/velocidad de la unidad. Se determinará el sobrepaso y tiempo de establecimiento. El objetivo del ensayo es evaluar la calidad del control de frecuencia que tiene la unidad durante la operación en red aislada.

9.4.3 PRUEBA DE FUNCIONAMIENTO DE LA UNIDAD AISLADA DE LA RED

Con la unidad operando aislada de la red se registrará, la tensión en bornes, la frecuencia y los parámetros críticos (temperaturas, etc.) para el funcionamiento de la unidad. Se debe verificar que la tensión en bornes permanezca en la banda de ± 1% y la frecuencia ± 0.1Hz. La habilitación de una unidad generadora para participar con Aislamiento Rápido en el PRS deberá cumplir lo establecido en el Título 6-11 de la NT.

9.4.4 SIMULACIÓN: ENSAYO DE ESCALÓN DE CARGA CON MÁQUINA AISLADA.


Se requiere evaluar la respuesta del GOV y turbina para el hipotético caso que la unidad generadora opere aislada, alimentando una carga local de potencia constante. La simulación consistirá en un aumento del 5% de la potencia eléctrica demandada (Pelec) y registrar la evolución de la velocidad retórica y la potencia mecánica entregada por la turbina (Pmec). Esta simulación se realizará utilizando el modelo homologado del GOV, para cada modo de operación del GOV.

9.4.5 TOMA DE CARGA CON LA UNIADAD GENERADORA EN ISLA

De ser factible, se coordinará con el Transmisor y el CDC la alimentación de una carga aislada del SI desde la unidad generadora en ensayo. El CDC solicitará incrementar la carga de la unidad con escalones de carga inferiores al 5% de la potencia nominal de turbina con una rampa de ascenso no superior al gradiente normal de toma de carga de la unidad. El Operador de la Central deberá verificar las condiciones de Frecuencia y Tensión de la isla eléctrica, luego de cada conexión de Carga, y comunicar la situación, en comunicación a teléfono abierto con el centro de control del Transmisor y el CDC.

9.4.6 UNIDAD TURBOGÁS: INYECCIÓN DE SEÑAL DE ERROR DE FRECUENCIA

El presente ensayo tiene como registrar la respuesta del sistema de control de velocidad-temperatura-aceleración de las turbogás frente a grandes y rápidas caídas de frecuencia. Con la unidad generadora TG generando al 95% de la potencia máxima correspondiente a la temperatura ambiente, con una reserva rotante del 5%, operando en modo regulación de frecuencia, se introduce una señal “escalonada” (conforme a la tabla 2), en la referencia de frecuencia del GOV de la TG. La señal de frecuencia a inyectar debe aproximarse a lo indicado en la tabla siguiente:

Tabla 2

Se deben registrar: la perturbación aplicada, las señales que compiten por el control de la válvula de admisión de combustible a la cámara de combustión (salidas de los controles de velocidad, temperatura y aceleración), posición de válvula, caudal de aire de entrada al compresor, temperatura de gases exhaustos, potencia eléctrica, frecuencia, y toda otra variable necesaria para homologar el modelo del GOV de la TG apto para grandes excursiones de la frecuencia en el SI. Además de ser necesario para la homologación del GOV, este ensayo tiene la finalidad de verificar el adecuado funcionamiento del lazo de control de temperatura a efectos de garantizar que el grupo


generador no será desconectado por la protección de máxima temperatura durante grandes caídas de la frecuencia en el SI.


9.5 GUÍA DE ENSAYOS DE PROTECCIONES Y EQUIPAMIENTOS EN INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN QUE INTERVIENEN EN EL PRS

9.5.1 INTRODUCCIÓN

Con posterioridad a un Apagón Total o Apagón Parcial del SI, el CDC aplicará el Plan de Recuperación del Servicio (PRS) a efectos de permitir, de una manera segura y organizada, restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en el menor tiempo posible, iniciando las acciones con la Partida Autónoma de las unidades generadoras disponibles, continuando con la reconstrucción de la estructura topológica de cada isla hasta su posterior vinculación con el resto del SI, abasteciendo en forma prioritaria las denominadas Cargas Críticas. De acuerdo a lo establecido en el artículo 6-60 de la NT, la DO realizará un Estudio para el PRS, con periodicidad anual.

9.5.2 OBJETIVO DE LOS ENSAYOS EN SISTEMA DE TRANSMISIÓN PARA EL PRS

Proporcionar una guía de ensayos a realizar en las instalaciones del Sistema de Transmisión a efectos de verificar el ajuste y operación de las protecciones eléctricas, automatismos, y demás instalaciones que intervienen en el PRS. Estos ensayos tienen por finalidad verificar la selectividad y tiempos de respuesta de las protecciones, así como comprobar el correcto estado de funcionamiento de accionamientos, servicios auxiliares, aparatos de maniobras, equipos de sincronización y sistemas de comunicaciones en condiciones operativas críticas luego de un colapso parcial o total del SI.

Artículos de la NT SyCS que deben ser considerados: 5-45, 7-44, 8-26, 8-27, 8-28 y 8-29.


9.6 ENSAYOS DEL SISTEMA DE EXCITACIÓN

9.6.1 OBJETIVO

Estos ensayos tienen por finalidad verificar la respuesta de los controles incorporados al sistema de excitación de la unidad generadora (Controlador de tensión –AVR– y limitadores del sistema de excitación), e identificar los parámetros y lazos de control que permitan homologar un modelo apto para simulaciones de transitorios electromecánicos ante grandes perturbaciones en el sistema de transmisión.

9.6.2 CONSIDERACIONES GENERALES

Los ensayos del sistema de excitación y regulador de tensión serán realizados de acuerdo a la normativa y metodologías descriptas en la norma IEEE 421.2-1990.

9.6.3 MEDICIONES Y ENSAYOS

9.6.3.1 Verificación de la función transferencia

Mediciones para verificación de la función transferencia del Controlador de tensión (AVR), y limitadores de la excitación. Estas pruebas se pueden hacer con la unidad detenida si lo admite el sistema de control. En general estas pruebas consisten en la perturbación con una variación en forma de escalón en la referencia de tensión del regulador con la unidad operando en vacío, a diferentes niveles de tensión. Adicionalmente y en el caso de contar con compensadores de carga se realizan perturbaciones con la unidad en carga.

9.6.3.2 Art. 3-11 de la NT - Respuesta temporal del lazo de regulación de tensión

Verificación del desempeño de la regulación de tensión con el generador en vacío, por aplicación de un escalón de pequeña amplitud (5%) en la referencia de tensión del AVR, a partir de un estado operativo con tensión y velocidad de rotación nominal. Se aplicará un escalón en la referencia de tensión, de amplitud inferior al 5% de la tensión nominal de generación, y de una duración suficiente para permitir medir el establecimiento de la tensión terminal de la unidad. Se registrará el pulso aplicado, la tensión terminal, la tensión de campo y la corriente de campo. Sobre el registro de la tensión terminal se medirán los tiempos de crecimiento y establecimiento, y el valor de la sobreoscilación de acuerdo a las definiciones de estos parámetros descriptas en la norma IEEE 421.2-1990.

9.6.3.3 Ensayos de techos de excitación y límites electrónicos.

Estos ensayos tienen por objeto relevar las tensiones máximas y mínimas de la excitación y también los límites del Regulador de tensión. Se requiere medir las tensiones de “techo” positivo y negativo de excitación, y el tiempo de demora en alcanzarlos. El ensayo consiste en aplicar en la referencia de tensión del regulador (AVR) un escalón de amplitud aproximada al 20% de la tensión nominal del generador, y cuya duración sea del orden de 0.5 segundos.


Deberá realizarse con el generador en vacío a tensión y velocidad de rotación nominal, y regulación individual de tensión en automático. Se registrarán: tensión terminal (Vt), tensión de campo (Vf) y, de ser posible, tensión de salida del regulador (VR). Para determinar la tensión de campo máxima (VFmax) - techo positivo - se partirá con el generador al 80% de la tensión nominal, aplicándose el pulso en la referencia de tensión con polaridad positiva. Para determinar el techo negativo se partirá con el generador al 100% de la tensión nominal, aplicándose el pulso con polaridad negativa. Si el escalón del 20% no alcanzara para llegar a los techos, se incrementará en pasos del 5%, hasta el valor máximo posible. Las tensiones de campo mínima y máxima obtenidas con este ensayo serán consideradas como las tensiones de techo mínima y máxima respectivamente a los efectos de estudios de grandes perturbaciones en el SI. Dado que estos parámetros del modelo del sistema de control de la excitación sólo son necesarios para estudios de grandes perturbaciones, donde se evalúa la estabilidad del parque generador, bastará con comprobar que las tensiones de techo están más allá de los valores medidos e informados en el modelo.

9.6.3.4 Respuesta del sistema de excitación con actuación de los limitadores de subexcitación.

Con el generador en carga se verificará la respuesta del sistema excitación bajo el control del limitador de subexcitación (UEL). Se partirá de una condición cercana al límite de subexcitación del diagrama de capacidad P-Q del generador y se aplicará un escalón en la referencia de tensión, de amplitud inferior al 3% de la tensión nominal de generación, cuya duración sea de 20 segundos o más para permitir el establecimiento de la tensión terminal de la unidad cuando actúa el limitador de subexcitación. A efectos de evitar la actuación de protecciones del generador se podrá modificar para el ensayo el ajuste de la característica estática del UEL. Se registrará el pulso aplicado, la tensión terminal, la potencia reactiva, la tensión de campo y tensión de salida del regulador (VR). El objetivo de este ensayo consiste en mostrar un control rápido y estable por parte del UEL, y una acción efectiva para limitar la potencia reactiva generada, además de verificar una adecuada coordinación con las protecciones de mínima excitación del generador.

9.6.3.5 Respuesta del sistema de excitación con actuación de los limitadores de sobreexcitación.

Con el generador en carga se verificará la respuesta del sistema excitación bajo el control del limitador de sobrexcitación (OEL). Se partirá de una condición cercana al límite de sobrexcitación del diagrama de capacidad P-Q del generador y se aplicará un escalón en la referencia de tensión, de amplitud inferior al 3% de la tensión nominal de generación, cuya duración sea de 20 segundos o más para permitir el establecimiento de la tensión terminal de la unidad cuando actúa el limitador de sobrexcitación. A efectos de evitar la actuación de protecciones del generador se podrá modificar para el ensayo el ajuste de la característica estática del OEL. Se registrará el pulso aplicado, la tensión terminal, la potencia reactiva, la tensión de campo y tensión de salida del regulador (VR). El objetivo de este ensayo consiste en mostrar un control rápido y estable por parte del OEL, y una acción efectiva para limitar la potencia reactiva generada, además de verificar una adecuada coordinación con las protecciones de máxima corriente de armadura del generador.


9.6.3.6 Respuesta del sistema de excitación con actuación de los limitadores de sobreflujo (VOLT/Hz).

El objetivo de este ensayo consiste en mostrar un control rápido y estable por parte del limitador de sobreflujo magnético del generador, y una acción efectiva para evitar la desconexión del grupo generador frente a las máximas excursiones de tensión y frecuencia establecidas en el capítulo 5 de la NT. Dado que normalmente el ajuste de este limitador se ubica por sobre 1.05 p.u y que la tensión en bornes del generador no puede superar este valor, para realizar este ensayo será necesario modificar el ajuste del limitador V/Hz, de manera que actúe en 1.03 p.u aproximadamente ya que la frecuencia del sistema se mantiene normalmente en un entorno reducido alrededor de 50 [Hz]. El ensayo consiste en perturbar con una variación de tipo escalón la referencia de tensión de amplitud tal que el limitador tome el control de la excitación. Se debe registrar la tensión en bornes del generador, la tensión de campo, la tensión de salida del regulador y toda variable interna que resulte de interés.


9.7 GUÍA DE AJUSTE Y ENSAYO DE LOS ESTABILIZADORES (PSS)

9.7.1 OBJETIVO

Toda unidad generadora de potencia nominal igual o superior a 50 [MW] que se conecte al SI deberá contar con un Estabilizador del Sistema eléctrico de potencia (PSS) incorporado al lazo de control de la excitación, con el objeto de realizar un aporte eficaz al amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas del subsistema inercial del grupo generador. El PSS debe ser capaz de realizar aportes positivos al amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas dentro de una banda de frecuencias comprendidas entre 0,2 Hz y 2,5 Hz, a efectos de amortiguar modos de oscilación: locales, intraplanta e interplantas, y también contribuir con el amortiguamiento de modos electromecánicos más lentos como los interáreas.

9.7.2 CONSIDERACIONES GENERALES

1. El esquema de estabilización del PSS se basará en los principios de la estabilización por potencia acelerante, con dos canales de entrada: (1) velocidad de deslizamiento rotórica o frecuencia eléctrica y (2) Potencia activa generada por el grupo.

2. La señal de proceso (potencia acelerante o integral de la potencia acelerante) podrá ser obtenida a partir de la medición local de la velocidad de deslizamiento del rotor y la potencia eléctrica activa generada.

3. El estabilizador (PSS) deberá operar modulando la referencia de tensión del regulador de tensión (AVR) y poseer suficiente flexibilidad para el ajuste de sus parámetros (constantes de tiempo y ganancias).

4. La señal de salida del PSS se inyectará en el punto de suma (referencia de tensión) del regulador individual de tensión –AVR-.

5. Los transductores de las señales de deslizamiento rotórico y potencia eléctrica deberán garantizar una adecuada linealidad de las señales en el rango de operación y presentar constantes de tiempo inferiores a 40 mseg.

6. El estabilizador deberá contar con lógicas de control que minimicen su efecto adverso sobre la cupla sincronizante del generador ante grandes excursiones de la frecuencia en el SI. Estas lógicas de control deberán ser incluidas en el diagrama de bloque y modelo dinámico del PSS.

9.7.3 CALIBRACIÓN Y PUESTA E/S DEL PSS

La calibración y puesta en servicio de cada PSS deberá ser realizada en forma coordinada con la DP y DO del CDEC. Estudios: Previo a la conexión de un nuevo grupo generador al SI, mediante estudios, el Coordinado propietario de la unidad generadora, deberá mostrar que la conexión de dicha máquina, no ocasionará un desmejoramiento del amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas. Los estudios deben demostrar la capacidad de los PSS para contribuir a amortiguar los:


1. Modos de oscilación electromecánicos rápidos (local e intraplanta), de una frecuencia comprendida en la banda de 0.7 a 2.5 Hz.

2. Modos de oscilación electromecánicos lentos (interplanta e interárea), de una frecuencia comprendida en la banda de 0.2 a 0.7 Hz.

Ensayos: Los ensayos en campo deben demostrar como mínimo la eficacia del PSS para el amortiguamiento del modo local de oscilación de la central v/s el resto del SI. Asimismo, mediante ensayos se deberá probar que: el ajuste del filtro “ramp tracking” del PSS permite minimizar el efecto del lazo de regulación automática de velocidad (GOV) sobre la tensión de generación, en la banda de frecuencias correspondiente a las oscilaciones electromecánicas.

9.7.3.1 Estudios para análisis de la precalibración de los PSS

El Solicitante deberá presentar a la DO los estudios suficientes, mediante el empleo de técnicas de respuesta en frecuencia y/o simulaciones de transitorios electromecánicos, para analizar el comportamiento del PSS en todo el rango de frecuencias de interés.

9.7.3.1.1 Contribución del PSS al amortiguamiento del “modo local”:

Las simulaciones deben ser realizadas con la unidad generadora operando a potencia plena y tensión nominal. En este escenario se simula un pequeño escalón en la referencia de tensión del AVR, con el PSS desconectado. Como resultado del estudio se debe documentar, en un lapso de 30 segundos posteriores a la perturbación, las excursiones de magnitudes como la velocidad de deslizamiento rotórico, potencia activa, potencia reactiva, tensión en bornes de máquina y la tensión de salida del PSS. Se debe repetir la simulación con el PSS en servicio y graficar las mismas magnitudes. Este estudio debe probar que el PSS mejora el amortiguamiento del modo local de oscilación del rotor del grupo generador.

9.7.3.1.2 Contribución del PSS al amortiguamiento de los “Modos Interáreas”:

Considerando el modelo completo de la unidad generadora y sus principales controles (AVR, GOV y PSS) “homologados”, se deberá mostrar, mediante simulaciones que el PSS, contribuye positivamente al amortiguamiento de modos de oscilación comprendidos entre 0,2 y 0,7 Hz. A este efecto se repite la simulación detallada en 9.7.3.1.1 aumentando la reactancia de vinculación de la central con el SI hasta obtener una frecuencia de oscilación típica interárea del SI con la red completa (red N), de acuerdo a los estudios de la DO. Se gráfica para un lapso de 30 segundos posteriores a la perturbación, las magnitudes antedichas. Esta simulación debe repetirse con el PSS desconectado, a efectos de demostrar que el PSS mejora el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas de baja frecuencia. Para asegurar la robustez del ajuste propuesto para el PSS debe repetirse el estudio para frecuencias de oscilación más bajas que las típicas interárea de red N. También deben considerarse diferentes estados de potencia activa y reactiva del generador. En todos los casos el PSS debe mostrar una contribución significativa al amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas.


9.7.3.1.3 Desempeño del estabilizador ante rápidas caídas de frecuencia en el SI:

A fin de evaluar el efecto sobre la tensión y estabilidad transitoria del generador, será necesario simular una caída de frecuencia de red y graficar la evolución de la tensión terminal del generador, potencia reactiva y tensión de campo. Esta simulación deberá ser realizada a partir de los modelos “homologados” del AVR, PSS y control de potencia/frecuencia de turbina. Este estudio además tiene por finalidad verificar la actuación de las eventuales lógicas de desconexión transitoria de los PSS. A este fin el modelo del PSS debe incluir la protección on/off y, en caso de disponer, de la lógica de control denominada “reset no lineal” con el ajuste realizado en campo para la misma. Esta simulación debe repetirse con el PSS desconectado a efectos de cuantificar con exactitud la influencia del PSS en las variaciones de tensión y potencia reactiva.

9.7.3.2 Recomendaciones para los ensayos del PSS

Para estos ensayos, el Solicitante deberá acordar previamente un programa de trabajo en campo con el CDC y acordar con la DO una presentación normalizada del informe técnico. Estos ensayos podrán ser supervisados por la DO, quién que se reserva el derecho de fiscalización en campo de las pruebas.

1. Antes de proceder a conectar el PSS se debe verificar la coherencia de los signos de las distintas señales de entrada al PSS, así como la señal que el PSS inyectará en la referencia del AVR.

2. Se debe verificar las ganancias de los transductores que proveen las señales de entrada para el PSS y el AVR. Normalmente los modelos empleados en los estudios agrupan en un solo valor la ganancia del PSS y del AVR y los refieren a bases comunes. Es necesario determinar el factor de proporcionalidad entre la ganancia del modelo y la ganancia de ajuste real del equipo.

3. Se debe contar con un monitoreo permanente como mínimo de la potencia activa generada (Pg) por la unidad ensayada y de la tensión de salida del PSS (Uss).

4. Se debe poder habilitar y deshabilitar en forma local el PSS. 5. Se debe evaluar previamente la amplitud y signo del escalón a aplicar en la referencia del AVR.

9.7.3.3 Ensayos

9.7.3.3.1 Respuesta en frecuencia del PSS

Con el PSS a lazo abierto (desconectado) se deberá obtener la respuesta en frecuencia de la función transferencia del PSS: “Uss/ei” (ei: señal de entrada al PSS). En el rango de frecuencias comprendido entre 0.1 Hz y 10 Hz se deberá verificar una muy buena aproximación, tanto en fase como en el módulo, entre el modelo utilizado en los estudios y la función de transferencia del PSS

9.7.3.3.2 Medición del amortiguamiento del MODO LOCAL

Con la unidad generadora operando a plena potencia, tensión y velocidad nominal, el PSS desconectado y en ausencia de oscilaciones visibles en la red, se deberá aplicar el mínimo escalón (entre el 2 y 5%) en la tensión de referencia del AVR, que permita excitar en forma apreciable el modo local de oscilación. Luego de un lapso de aproximadamente 30 segundos se quitará el escalón, registrándose como mínimo Uss, Pg, Vt y Qg


al aplicar y al quitar el escalón. Se deberá determinar el período de oscilación y el amortiguamiento relativo con el PSS desconectado. Se comparan estos valores con los obtenidos en las simulaciones previas. En caso de importantes discrepancias, se deberán profundizar los ensayos de identificación de todo el lazo de control de la excitación de la unidad generadora, incluyendo regulador de velocidad y parámetros del generador. En caso de un adecuado ajuste entre el modelo y los registros en campo, se conectará el PSS con una baja ganancia y se repetirá el ensayo. El amortiguamiento relativo no debe ser inferior al medido con el PSS desconectado. Se deberá monitorear la potencia activa generada y tensión de generación, durante un lapso superior a 10 minutos observando atentamente que no se evidencien oscilaciones de baja frecuencia. En este caso se deberá aumentar progresivamente la ganancia del PSS hasta el valor recomendado por los estudios, volviendo a repetir en cada caso el ensayo. En todos los casos debe observarse un aumento del amortiguamiento de la oscilación local sin deteriorar el amortiguamiento de las oscilaciones más lentas.

9.7.3.3.3 Ganancia máxima del PSS

Debido a que los modos de oscilación eléctricos y/o electrónicos (de alta frecuencia, F> 2hz) normalmente están fuera de la banda de frecuencias de los modelos de estudio, se aconseja determinar experimentalmente la máxima ganancia del PSS. Para esto, con el generador operando a potencia reducida, se debe incrementar gradualmente (con un monitoreo permanente de Pg, Vt, Uss y Vf) la ganancia del PSS hasta que se observan oscilaciones pobremente amortiguadas de alta frecuencia en la tensión y/o corriente de campo. Se deberá registrar este valor de ganancia límite. El valor de ganancia máximo recomendado para utilizar en el PSS será aquel que resulta de dividir el valor límite por un factor igual a 3, de manera de obtener un adecuado margen de seguridad.

9.7.3.3.4 Desempeño del PSS para bajas frecuencias de oscilación electromecánicas.

En el caso de probar la eficacia del PSS frente a modos interárea mediante la maniobra de equipos del SI, se deberá coordinar el ensayo con el CDC y el Transmisor. Como condición necesaria previa, el Coordinado deberá simular, mediante el empleo un programa de estabilidad transitoria multimáquina, con un adecuado grado de detalle de la red, la maniobra a realizar, a efectos de mostrar la seguridad operativa del SI ante el ensayo. Estos estudios deberán ser aprobados por la DO. Los ensayos para verificar el desempeño de los PSS ante modos interárea de oscilación, presentan mayor dificultad que aquellos establecidos para el modo local, puesto que los modos interáreas involucran a numerosos generadores de un área que oscilan contra grupos de generadores remotos. Si se provoca una perturbación en una unidad generadora de pequeña potencia no se excitará un modo interárea. A este efecto será necesario realizar maniobras como la desconexión de una fase de una línea de alta tensión, conexión/desconexión de un reactor shunt, etc. Aún en el caso que mediante maniobras de equipos del SI se excite un modo interárea, es posible que el efecto del PSS ensayado sea poco significativo, y que su contribución al amortiguamiento del modo interárea esté dentro de la banda normal de ruidos de medición.

9.7.3.3.5 Medición de la contribución del PSS al amortiguamiento de modos interárea mediante Simulaciones


De no ser factible medir en campo la contribución del PSS para amortiguar modo “lentos” se admitirá documentar la misma mediante simulaciones de transitorios electromecánicos. Para asegurar un correcto ajuste del PSS en un amplio rango de frecuencias de oscilación, sin recurrir a estudios de análisis modal multiárea y multimáquina, es necesario contar con un preciso modelo dinámico del lazo de control completo conformado por PSS, AVR, excitatriz y generador, apto para estudios de transitorios electromecánicos y de respuesta en frecuencia. Para que los estudios del aporte del PSS al amortiguamiento de los modos interáreas sean aprobados por la DO resulta obligatorio haber realizado previamente, aquellos ensayos que permiten garantizar la validez u homologación del modelo.

9.7.3.3.6 Efecto de la variación de la potencia mecánica de la turbina, sobre la regulación de tensión, debido al PSS

El objetivo de este ensayo consiste en verificar que la calibración de los filtros del PSS, permiten minimizar el efecto de las variaciones rápidas de potencia mecánica en el control de la tensión de la unidad generadora. Es necesario coordinar este ensayo con CDC a efectos de perturbar mínimamente el SI. Se deberá registrar Vt, Potencia activa, Frecuencia eléctrica del rotor, Uss, Potencia mecánica inferida y toda variable que permita inferir la variación de potencia mecánica del grupo.


9.8 GUÍA DE ENSAYOS PARA LA HABILITACIÓN DE INSTALACIONES DE CLIENTES PARA EL EDAC.

9.8.1 OBJETIVO

Los ensayos e inspecciones que se detallan en esta sección tienen por finalidad evaluar las Instalaciones de Clientes, para habilitar las protecciones y/o automatismos que participan del EDAC por señal específica, subfrecuencia y/o subtensión, conforme a las exigencias establecidas en la NT y el presente Procedimiento DO.

9.8.2 SUBTENSIÓN

De acuerdo a lo establecido por el Artículo 5-39 de la NT en Estado Normal o Estado de Alerta y luego de ocurrida una Contingencia Simple o Severa, la tensión no deberá descender transitoriamente por debajo de 0,70 por unidad, en ninguna barra del Sistema de Transmisión, excepto durante el tiempo en que la falla esté presente. Además la tensión tampoco podrá permanecer por debajo de 0,80 por unidad, por un tiempo superior a 1 segundo. Con este fin los Clientes del SI deberán instalar los equipamientos y automatismos suficientes para participar en el EDAC por subtensión, en la magnitud que la DO determine, como resultado del Estudio de EDAC especificado en el Capítulo Nº 6 de la NT.

9.8.3 SUBFRECUENCIA

De acuerdo a lo establecido por el Artículo 5-40 de la NT, en el caso de una Contingencia Simple o Severa, la frecuencia mínima admitida en instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal será igual a 48,30 [Hz], aceptándose en instalaciones de Sistemas de Subtransmisión o Sistemas de Transmisión Adicional, un descenso transitorio de la frecuencia por debajo de 48,30 [Hz] durante un tiempo inferior a los 200 [ms]. Con este fin los Clientes del SI deberán instalar los equipamientos y automatismos suficientes para participar en el EDAC por subfrecuencia en la magnitud que la DO determine, como resultado del Estudio de EDAC especificado en el Capítulo Nº 6 de la NT.

9.8.4 SEÑAL ESPECÍFICA

De acuerdo con lo establecido por el Artículo 5-20 de la NT, los propietarios de las Instalaciones de Clientes serán responsables de administrar e instalar, los equipamientos necesarios para cumplir con la participación que le corresponda en el EDAC por señal específica que defina la DO en base a criterios técnicos y económicos para cumplir con las exigencias de la presente NT. Se implementará el aporte al EDAC por señal específica a través de la instalación de equipamientos que detecten un cambio de estado predefinido en el SI o mediante la recepción de una señal específica que dé cuenta de la ocurrencia de la contingencia que se desea controlar. Detectado el cambio de estado los equipamientos deberán en forma instantánea dar la señal de apertura a los interruptores que desconectan los consumos que participan del EDAC por señal específica.


9.8.5 INSPECCIÓN Y ENSAYO DE LOS RELÉS DE FRECUENCIA PARA EL EDAC

El Solicitante deberá poner a disposición del Auditor los manuales y/o documentación técnica a efectos de demostrar que dispone de los equipamientos y automatismos suficientes para participar en el EDAC por subfrecuencia, en la magnitud y tipo de señal (frecuencia absoluta y/o tasa de variación de la misma) que la DO determine. Cada relé de frecuencia que el Solicitante instale para el EDAC será ensayado a efectos de demostrar que:

1. El tiempo de muestreo de la frecuencia absoluta y por gradiente de frecuencia del SI en forma local se realiza en un tiempo no mayor a 250 [ms].

2. Cuando la frecuencia desciende por debajo del umbral de disparo, se envía en forma instantánea la señal de apertura a los interruptores que desconectan los consumos y cargas que participan del EDAC.

3. Los niveles de frecuencia absoluta y gradiente de frecuencia de disparo se corresponden con las etapas de activación del EDAC por subfrecuencia definido por la DO en el Estudio EDAC.

4. El tiempo total de actuación de cada escalón o etapa del EDAC por baja frecuencia es menor al máximo tiempo requerido por la NT y al tiempo crítico establecido por la DO.

5. Los algoritmos de cálculo y filtrado de señal permiten una operación confiable de estos equipos, ante perturbaciones en el SI que no ameriten lo operación del esquema.

9.8.6 INSPECCIÓN Y ENSAYO DE LOS RELÉS DE TENSIÓN PARA EL EDAC

El Solicitante deberá poner a disposición del Auditor los manuales y/o documentación técnica a efectos de demostrar que dispone de los equipamientos y automatismos suficientes para participar en el EDAC por subtensión, en la magnitud que la DO determine. Cada relé de tensión que el Solicitante instale para el EDAC será ensayado a efectos de demostrar que:

1. El tiempo de medición de la tensión en el punto de conexión con el SI se realiza en un tiempo no mayor a 100 [ms].

2. Cuando la tensión desciende por debajo del umbral de tensión de disparo, y permanece bajo este nivel transcurrido el TIEMPO DE TEMPORIZACIÓN, se envía en forma instantánea la señal de apertura a los interruptores que desconectan los consumos y cargas que participan del EDAC.

3. Los niveles de tensión de disparo se corresponden con las etapas de activación del EDAC por subtensión definido por la DO.

4. El tiempo total de actuación de cada escalón o etapa del EDAC BF es menor al máximo tiempo requerido por la NT y al tiempo crítico establecido por la DO.

9.8.6.1 Inspección Preliminar

Se debe verificar visualmente que, en cada uno de los circuitos involucrados, el cableado e identificación de equipos estén conforme a plano.

- Circuitos de medición y/o adquisición - Circuitos de control y disparo de interruptores - Esquemas de comunicación - Se debe verificar en planta si se dispone de los recursos necesarios para establecer la comunicación

con los relés involucrados. - PC y Software


- Cables de conexión - Personal con conocimiento para la operación.

9.8.6.2 Prueba de Medición de la Calidad de Energía

Se deberá conectar a la entrada del relé un equipo de calidad de energía, por un periodo de tiempo mínimo de 24 horas.

- Si la medición es correcta, es decir, si los niveles de armónicos cumplen con lo establecido en el artículo 5-73 de la NT SyCS, se debe proceder a la ejecución de los ensayos mediante inyección secundaria.

- Si la medición es deficiente, en el caso de que sea posible, se desconectará el circuito secundario de medición de tensión en los bornes de los TP asociados, para así realizar la medición directamente en bornes secundarios de dichos TP.

- Si persiste la mala calidad de la señal, se informará que el inconveniente proviene del sistema y se recomendará realizar un estudio de calidad de producto eléctrico.

- Si la señal es de buena calidad, se concluye que el inconveniente se presenta en el cableado o equipos asociados al circuito secundario de medición de tensión. Teniendo en cuenta lo anterior, se medirá en diferentes puntos para poder aislar el equipo o tramo de circuito que genera el inconveniente.

9.8.6.3 Prueba de Inyección Secundaria

Mediante inyección secundaria se procederá a la determinación de los valores de actuación del relé (pick-up y tiempos de actuación). La tensión normal de prueba será la correspondiente a la del relé bajo ensayo. Los ensayos comprenderán tres grandes grupos:

- Inyección de rampas de valores definidos y sin armónicos. - Inyección de tensión a valores nominales con distorsión armónica. - Generación de archivos COMTRADE a partir de registros oscilográficos de fallas reales, o en su

defecto, a partir de fallas simuladas, que permitan evaluar la actuación de estos equipos ante condiciones sistémicas de interés.

Previo a los ensayos anteriormente descritos, se deberá comprobar las salidas de cada relé mediante un escalón en frecuencia. Para las pruebas de inyección de tensiones con distorsión armónica, se tendrán que utilizar dos tipos de señales, con niveles de THDV de 7% y 15% respectivamente, las componentes armónicas a considerar en cada caso se describen en las siguientes figuras:


Figura 6. Armónicos para señal con THDV = 7%

Figura 7. Armónicos para señal con THDV = 15%

9.8.7 PRUEBAS DE INYECCIÓN SECUNDARIA A RELÉS QUE IMPLEMENTAN EL EDAC-BF Y EL EDAC-CEX

A continuación se detallan los pasos descritos en el punto anterior para la verificación y habilitación de relés que participen en los esquemas EDAC-BF y EDAC-CEx.


9.8.7.1 Escalones operados por frecuencia absoluta y gradiente de frecuencia

a) Mediante la inyección de tensiones de amplitud constante, equilibradas y sin armónicos, se determinará:

- Pick-up de frecuencia absoluta y pick-up de gradiente de frecuencia Partiendo de una frecuencia superior y una pendiente menor al arranque de la protección, se aplicarán rampas en el gradiente de la frecuencia con pasos de -0,025Hz/seg hasta encontrar el pick-up.

Figura 8. Escalones evaluar los relés de frecuencia absoluta y gradiente de frecuencia.

- Tiempos de Actuación

Para determinar el tiempo de actuación, considerando los valores de pick-up de frecuencia absoluta y de pick-up de gradiente de frecuencia determinados anteriormente, se inyectará al relé señales con las siguientes características:

- Frecuencia: pick-up – 0,5 Hz - Gradiente de frecuencia: pick-up – 0,4 Hz/s

b) Se repetirán las determinaciones del literal a), para tensiones del 90% y 110% de la tensión nominal

de trabajo. c) Pruebas mediante archivos COMTRADE.

Los archivos COMTRADE a utilizar pueden ser registros disponibles de actuaciones previas o generados en base a simulaciones, a fin de lograr las evoluciones de interés.

- Evolución de la frecuencia que alcance valores mínimos cercanos al pickup (no actuación). - Evolución de la frecuencia que alcance valores mínimos inferiores al pickup (actuación), tanto en

valores absolutos de frecuencia como en gradientes de frecuencia.


Para otros esquemas de desprendimiento de carga por baja frecuencia, que operen por activación de frecuencia absoluta y gradiente de frecuencia, se deberán generar archivos COMTRADE similares, considerando los respectivos ajustes de las etapas a evaluar.

9.8.7.2 Escalones operados solo por frecuencia absoluta

a) Mediante la inyección de tensiones de amplitud constante, equilibradas y sin armónicos, se determinará:

- Pick-up de frecuencia absoluta Se varía la frecuencia inyectada considerando un tiempo superior al retardo de cada escalón de la protección (por ejemplo 1s), con el objeto de permitir la actuación de la misma. Las rampas tendrán un paso de 0,1 Hz, partiendo de un valor superior al ajuste hasta encontrar el pick-up.

Figura 9. Rampas para evaluar el módulo de frecuencia

- Tiempos de actuación Para determinar el tiempo de actuación, considerando el valor de pick-up de frecuencia absoluta determinado anteriormente, se inyectará al relé una señal con las siguientes características:

- Frecuencia: Pick-up absoluto – 0,5 Hz.

b) Mediante la inyección de tensiones de amplitud constante, equilibradas y con niveles elevados de THDV, se realizarán las mediciones del literal a).

- Condiciones de no actuación: Frecuencia igual al pickup + un delta de 0,1 Hz (no actuación) se inyectará THDV = 7% THDV = 15%

- Condiciones de actuación:


Frecuencia igual al pickup - un delta de 0,1 Hz (actuación) se inyectará THDV = 7% THDV = 15%

c) Se repetirán las determinaciones del literal a), para tensiones del 90% y 110% de la tensión nominal

de trabajo. d) Pruebas mediante archivos COMTRADE.

Los archivos COMTRADE a utilizar pueden ser registros disponibles de actuaciones previas o generados en base a simulaciones a fin de lograr las evoluciones de interés.

- Evolución de la frecuencia que alcance valores mínimos cercanos al pickup (no actuación). - Evolución de la frecuencia que alcance valores mínimos inferiores al pickup (actuación).

9.8.8 INSPECCIÓN Y ENSAYO DE LOS RELÉS DE SEÑAL ESPECÍFICA PARA EL EDAC

El Solicitante deberá poner a disposición del Auditor los manuales y/o documentación técnica a efectos de demostrar que dispone de los equipamientos y automatismos suficientes para participar en el EDAC por señal específica, en la magnitud que la DO determine. Cada relé que el Solicitante instale para el EDACxCE será ensayado a efectos de demostrar que:

1. El tiempo de medición de la señal específica se realiza en un tiempo no mayor al determinado en el Estudio Específico respectivo.

2. Cuando se cumple la lógica de actuación del EDAC, y, si es el caso, permanece bajo este nivel transcurrido el tiempo de temporización, se envía en forma instantánea la señal de apertura a los interruptores que desconectan los consumos y cargas que participan del EDACxCE.

3. Se producen adecuadamente los disparos del relé para cualquier configuración o estado del sistema y que estos se corresponden con las etapas de activación del EDACxCE definido por la DO.

4. El tiempo total de actuación de cada escalón o etapa del EDACxCE es menor al máximo tiempo requerido por la NT y al tiempo crítico establecido por la DO.

9.8.9 DATOS DE LA DEMANDA

De acuerdo a lo establecido en el artículo 9-19 de la NT los propietarios de Instalaciones de Clientes deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:

1. Identificación de los puntos de conexión al SI a través de los cuales retira energía en términos físicos, no comerciales.

2. Capacidad de sus instalaciones para el Control de Tensión. 3. Consumo de energía y potencia previstas en períodos mensuales, bajo diferentes hipótesis (más

probable, alta y baja). 4. Características de las curvas de carga típicas. 5. Demanda en horas de máxima carga. 6. Posibilidades de demanda flexible (interrumpible).


7. Dependencia de la carga, en sus componentes activa y reactiva, con las variaciones de frecuencia y tensión.

8. Características dinámicas de la carga en sus componentes activa y reactiva.

9.8.10 PROTOCOLOS DE ENSAYO

En la Tabla 3, se resume los ensayos y documentación técnica requerida, a efectos de facilitar el proceso de habilitación de los automatismos y equipos de las instalaciones de Clientes, requeridos para la participación en esquemas de baja frecuencia. En la columna “Ensayo” se describen sintéticamente las mediciones y pruebas de campo, mientras que en la columna “criterio de evaluación de aptitud técnica” se sintetiza la respuesta esperada para aquellos recursos técnicos aptos para participar en el esquema.

Tabla 3

Ensayo Evaluación

A Evaluación del tiempo de medición de los relés de frecuencia, para los niveles absolutos de frecuencia y tasas de variación de la misma.

Tiempos de medición debajo de los máximos admitidos por la NT para el EDAC por baja frecuencia correspondiente.

B Ensayos recomendados por el fabricante del relé. Resultados en conformidad a lo especificado en

los respectivos manuales de puesta en servicio de cada fabricante.

C Inspección del ajuste de las protecciones de frecuencia del EDAC

Valores verificados conforme a lo solicitado por el presente Protocolo.

D Ensayo de la/s protección/es de señal específica, baja frecuencia instalada/s para el EDAC.

Operación correcta y precisa.

E

Evaluación del tiempo de Apertura de interruptores asociados a cada escalón o etapa del EDAC.

Tiempo máximo de operación del EDAC de acuerdo con lo establecido en el Estudio EDAC, Plan de Defensa contra Contingencias Extremas y los Estudios Específicos de la NT.

F Evaluación del tiempo total de actuación de cada uno de los escalones o etapas del EDAC-BF.

Tiempo máximo de operación del EDAC de acuerdo con lo establecido en el Estudio EDAC, la NT y los Estudios Específicos.

G Evaluación de la calidad de las señales eléctricas que se inyectan al relé.

Valores de THDV debajo de los máximos admitidos por la NT.

9.9 ENSAYOS DE EQUIPOS QUE PARTICIPAN EN EL PDCE Y EN LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN MULTIÁREA

El detalle de los ensayos para la habilitación de instalaciones que participan en el PDCE y en los Sistemas de Protección Multiárea dependerá de las características particulares que cada uno de esos esquemas o sistemas tenga y deberán ser definidas, en cada caso, por la DO.


10. FORMATO DEL INFORME DE ENSAYOS

Una vez realizado los ensayos, la empresa especialista a cargo de los ensayos, en adelante Empresa Especialista, deberá presentar un Informe Final de los Ensayos, el que deberá incluir al menos:

1. Resumen Ejecutivo 2. Descripción de la instalación ensayada. 3. Objetivo de los ensayos. 4. Instrumentación utilizada. 5. Acta de ensayos. 6. Verificación del cumplimiento de los requisitos establecidos por la DO y la NTSyCS para prestar el

servicio complementario.

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DOCUMENTO TÉCNICO HABILITACIÓN DE INSTALACIONES · 3.8 plan de defensa contra contingencia extrema (pdce) y sistemas de protecciÓn multiÁrea 13 4. formato de las solicitudes 14