NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO EXPOSITOR: PABLO BENARIO T. SEPTIEMBRE 2006

NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE

SERVICIO

EXPOSITOR: PABLO BENARIO T.

SEPTIEMBRE 2006

CONTENIDO

ANTECEDENTES

INTRODUCCIÓN Y CONSIDERACIONES

FUNCIONES Y ATRIBUCIONES

EXIGENCIAS A LAS INSTALACIONES

EXIGENCIAS A LA OPERACIÓN COORDINADA

HABILITACIÓN Y MONITOREO DE INSTALACIONES

ESTUDIOS PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA SyCS

ARTÍCULOS TRANSITORIOS

ANTECEDENTES

• 03/2004: Ley 19940 (Ley Corta I) Regula Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica, Régimen de tarifas para sistemas eléctricos medianos, introduce adecuaciones a la LGSE e introduce los SSCC y la NT.

• 05/2005: Ley 20018 (Ley Corta II) Modifica Marco Normativo del Sector Eléctrico, establece exigencias de seguridad y calidad de servicio homogéneas para oferentes de licitaciones de suministro regulado.

• 05/2005: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). Establece marco de exigencias para el SIC y el SING.

• 02/2006: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio Sistemas Medianos. Establece las exigencias de seguridad y calidad de servicio para aquellos sistemas eléctricos cuya capacidad instalada sea inferior a 200 MW y superior a 1500 KW.

ANTECEDENTES

• En elaboración:

Norma Técnica de Calidad de Servicio (NT CS), orientada principalmente a los Sistemas de Distribución que no son cubiertos por la NTSyCS.


Norma Técnica de Conexión y Operación (NT CO), orientada principalmente a los medios de generación que se encuentran dentro del área de concesión, esta relacionada con el reglamento Nº 244 para PMG.


Reglamento de SSCC orientado a regular las transacciones de estos servicios.

ANTECEDENTES

MARCO LEGAL

Artículo 91º bis Ley 19.940 (1)

• Obligación de todos los propietario de prestar los SSCC que dispongan conforme a las normas de seguridad y calidad de servicio.

• Las exigencias de seguridad y calidad de servicio para cada sistema serán establecidas en una norma técnica.

• Los CDEC deberán establecer los requisitos técnicos mínimos para instalaciones que se interconectan al sistema eléctrico.

• 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.

ANTECEDENTES

MARCO LEGAL

Artículo 91º bis Ley 19.940 (2)

• Los propietarios declaran los costos en que incurren por la prestación de los respectivos SSCC conforme lo determine el reglamento. Las prestaciones serán valorizadas por el CDEC correspondiente.

• El reglamento establecerá el sistema de precios de los servicios complementarios que, considerando las características de los mismos, sea compatible con los precios de energía y potencia que esta ley establece.

• Se evita duplicidad de pago por peajes y por SSCC para instalaciones pertenecientes a los STT o a los SST.

ANTECEDENTES

MARCO LEGAL

Artículo 7° Transitorio Ley 19.940

• Establece plazo (12 meses) para dictación de la norma técnica a que se refiere el artículo 91 bis.

• Plazo de 30 días a los CDECs correspondientes para proponer a la CNE la definición, administración y operación de los SSCC que se requieran, de tal modo que ésta se pronuncie favorablemente.

• Una vez que la Comisión se pronuncie favorablemente respecto a la propuesta del CDEC respectivo, éste deberá implementar las prestaciones y transferencias de los SSCC en un plazo no superior a 60 días.

• Asimismo deberá implementar los mecanismos para las transferencias de potencia entre generadores a que se refiere el artículo 91º de la Ley.

ANTECEDENTES

MARCO LEGAL

Artículo 150: Definiciones (1)

La Calidad de Servicio está determinada por tres componentes:

• Calidad del producto: se caracteriza, entre otros, por la magnitud, la frecuencia y la contaminación de la tensión instantánea de suministro.

• Calidad del suministro: se caracteriza, entre otros, por la frecuencia, la profundidad y la duración de las interrupciones de suministro.

• Calidad de servicio comercial: se caracteriza, entre otros, por el plazo de restablecimiento de servicio, la información proporcionada al cliente, la puntualidad en el envío de boletas o facturas y la atención de nuevos suministros.

ANTECEDENTES

MARCO LEGAL

Artículo 150 : Definiciones (2)

• Confiabilidad: Cualidad de un sistema eléctrico determinada conjuntamente por la suficiencia, la seguridad y la calidad de servicio.

• Suficiencia: Atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para abastecer su demanda.

• Seguridad de servicio: capacidad de respuesta de un sistema eléctrico, o parte de él, para soportar contingencias y minimizar la pérdida de consumos, a través de respaldos y SSCC.

MARCO LEGAL

Artículo 150: Definiciones (3)

• Servicios complementarios: recursos técnicos presentes en las instalaciones de generación, transmisión, distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema.

• Son servicios complementarios aquellas prestaciones que

permiten efectuar, a lo menos, un adecuado control de frecuencia, control de tensión y plan de recuperación de servicio, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias.

ANTECEDENTES

MARCO LEGALArtículo 79º

• La calidad de servicio de las empresas distribuidoras en sistemas superiores a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación, en cuanto a tensión, frecuencia, disponibilidad y otros, corresponderá a estándares normales con límites máximos de variación que serán los que determinen los reglamentos.

• En los sistemas cuyo tamaño es inferior o igual a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación, la calidad de servicio será establecida de común acuerdo entre el concesionario y la Municipalidad.

• Los usuarios no podrán exigir calidades especiales de servicio por sobre los estándares que se establezcan a los precios fijados, siendo de la exclusiva responsabilidad de aquellos que lo requieran el adoptar las medidas necesarias para lograrlas.

ANTECEDENTES

MARCO LEGAL

Materias Pendientes:

• Reglamento para funcionamiento de SSCC• ¿Cómo se remunerarán los SSCC?• Definición de Transacciones en CDEC• ¿Participan los Clientes?

• Reglamento CDEC : Artículo 150 b• Cada CDEC contará con un Directorio que estará compuesto por

las empresas generadoras y transmisoras troncales y de subtransmisión y por un representante de los clientes libres del respectivo sistema, conforme se determine en el reglamento.

• Artículo 1-10 NT SyCS y Transitorio 10-3• Primera Evaluación del funcionamiento de la NT: Informe DO

antes del 30 de junio de 2007.

ANTECEDENTES

CONTENIDO

ANTECEDENTES

INTRODUCCION Y CONSIDERACIONES








ALGUNAS DEFINICIONES (Art. 1-7)

• Confiabilidad: Cualidad de un Sistema Eléctrico determinada conjuntamente por la Suficiencia, la Seguridad y la Calidad de Servicio.

• Calidad de Servicio: Atributo de un sistema eléctrico determinado conjuntamente por la Calidad del Producto, Calidad del Suministro y Calidad del servicio Comercial.

• Seguridad de Servicio: Capacidad de respuesta de un sistema eléctrico para soportar contingencias y minimizar la pérdida de consumos, a través de respaldo y Servicios Complementarios.

• Coordinados: Propietarios u operadores de las instalaciones a las que aplica la NT.

• Estudios Específicos: Se analizan condiciones específicas para dar cumplimientos a las exigencias de establecidas por la NT, son desarrollados por la DO y son públicos. Participan con observaciones y comentarios los Coordinados.


ALGUNAS DEFINICIONES (Art. 1-7)

• Procedimientos DO /DP: Metodologías elaboradas por la DO y/o DP en las cuales se establecen los criterios, consideraciones y requerimientos de detalle para cumplir con las exigencias de la NT. La DO y/o DP propondrán dichas metodologías a la Comisión para su aprobación.

• Punto de Conexión: Instalaciones que conectan unidades generadoras o consumos a instalaciones del STT, SST. Si las unidades generadoras o consumos se conectan a STA de propiedad de terceros, el punto de conexión corresponderá a las instalaciones que la conecten a dicho sistema.

Materias asociadas a esta definición: Control de Factor de Potencia, Evaluación del desempeño de Control de Tensión y Control de la Calidad de suministro y Producto.

• Sistema de Transmisión: Líneas y Subestaciones que forman parte de un Sistema Eléctrico en un nivel de tensión nominal superior a 23 kV, en el cual se pueden distinguir instalaciones del STT, SST y STA.


• Instalaciones de Generación que operen en sincronismo.

• Instalaciones del Sistema de Transmisión.

• Barras de Consumo de usuarios no sometidos a regulación de precios abastecidos directamente desde instalaciones del Sistema de Transmisión, y según corresponda, las Instalaciones de Clientes.

INSTALACIONES A LAS QUE SE APLICA LA NTSyCS (Art. 1-4)


• Los propietarios de las instalaciones a las que se aplica la NTSyCS.

• El CDEC de cada Sistema.• La DO y la DP de cada CDEC.• El CDC de cada CDEC.• Los CC de las empresas propietarias de las instalaciones

sujetas a la coordinación del CDEC.

LA NORMA TÉCNICA SE APLICA A LAS FUNCIONES Y ACTIVIDADES QUE DEBEN CUMPLIR (Art. 1-5):

CONTENIDO

ANTECEDENTES








FUNCIONES Y ATRIBUCIONESFUNCIONES DO (Art. 2-3)

• Desarrollar estudios establecidos en el Capítulo Nº6 de la NT incluyendo las exigencias de SyCS establecidas en la NT.

• Verificar disponibilidad de recursos.• Solicitar información para informes de falla.• Elaborar procedimientos DO. • Programar la operación cumpliendo exigencias. • Administración situaciones que requieran restringir a

coordinados.• Elaborar estudios específicos.• Habilitar las instalaciones y equipamientos para CPF, CT y

PRS.• Efectuar Monitoreo y control operación del SI.• Determinar índices de continuidad.• Coordinar la desconexión de aquellas instalaciones que no

cumplan, si está en riesgo la SyCS del SI.• Informar a SEC incumplimientos de las instrucciones que

afecten la aplicación de la NT. • Coordinar la desconexión de consumo o generación cuando el

SI opere en un estado distinto al Normal.


ATRIBUCIONES DO (Art. 2-4)

• Solicitar información requerida para los estudios.• Realizar los controles necesarios para asegurar

cumplimientos de instrucciones.• Solicitar a los Coordinados una Auditoria Técnica de sus

instalaciones cuando una función no haya sido prestada, o haya sido entregada en forma deficiente, informado a la SEC de los resultados.


FUNCIONES DP (Art. 2-5)

• Desarrollar estudios establecidos en el capítulo Nº 6 de la NT.

• Elaborar procedimientos DP• Determinar y actualizar el cálculo de Índices de Continuidad.• Informar a la Superintendencia el incumplimiento de las

instrucciones que afecten a la aplicación de las exigencias de la NT.


ATRIBUCIONES DP (Art. 2-6)

• Solicitar toda la información técnica para mantener debidamente actualizada la información del sistema.

• Solicitar información complementaria para realizar los estudios señalados en el capítulo Nº 6 de la NT.

• Solicitar información estadística para determinar el cumplimiento de las instrucciones.


ATRIBUCIONES COORDINADOS (Art. 2-8)

• Permanecer conectados al SI en la medida que cumplan con las exigencias de SyCS de la NT.

• Solicitar a la DO los Estudios de Falla enviados a la SEC.

• Participar con observaciones y comentarios en la elaboración de los Estudios Específicos que debe desarrollar la DO.


TODOS LOS COORDINADOS• Cumplir exigencias mínimas.• Mantener condiciones de Seguridad en Instalaciones.• No producir perturbaciones de frecuencia.• Cumplir formalidades.• Entregar Información Técnica.• Entregar información Informes de Falla.• Entregar información necesaria para Estudios Específicos.• Realizar Auditorias Técnicas solicitadas por la DO.

GENERADORES• Disponer de los medios necesarios para ejercer el Control de

Frecuencia y Control Tensión.

CLIENTES Y SUBTRANSMISIÓN• Disponer de los medios necesarios para implementar el EDAC por

subfrecuencia o subtensión según se requiera.

FUNCIONES COORDINADOS (Art. 2-7)

CONTENIDO

ANTECEDENTES








EXIGENCIAS MÍNIMAS A LAS INSTALACIONES

•Exigencias Mínimas para el Diseño de Instalaciones

•Exigencias Mínimas para Sistemas de Información y Comunicaciones.

Se refiere a una serie de exigencias o estándares mínimos para las instalaciones.

•Propios de la instalación•Protecciones•Comunicaciones y monitoreo•Asociados a procesos de control de frecuencia, voltaje o plan de recuperación de servicio.


DISEÑO DE INSTALACIONES

Instalaciones de unidades generadoras y del sistema de transmisión (art. 3-3)

• Diseño, fabricación e instalación se aplican Normas Chilenas. En donde no existan se aplicarán normas IEC, IEEE, ISO, CCITT, DIN/VDE, ASTM/ANSI.

• Calidad asísmica en el diseño se aplican Normas Chilenas. En donde no existan se aplicará la ETG-1020 o la IEEE Std 693-1997.

• Permitir al SI operar cumpliendo las exigencias de la NT.• Soportar nivel de cortocircuito en cada punto del SI.• Debida coordinación de aislación en los puntos de conexión.



EXIGENCIAS INSTALACIONES DE LOS CLIENTES

• Mantener el FP en cada punto de conexión al SI establecido en los estándares de SyCS.

• Instalar y mantener disponible equipamiento y automatismo suficiente para participar en EDAC por subfrecuencia y/o subtensión.

• Contar con un sistema de Comunicación para proveer al CDC de toda la información de medición, señalización, estado de equipos de maniobra, etc.

• Poseer equipamiento necesario en los Puntos de Conexión para implementar el Plan de Defensa contra Contingencia Extremas y PRS.



SISTEMAS REQUERIDOS•Tx de datos SITR bidireccional con 99,5% de

disponibilidad.•Comunicaciones de Voz operativas.•Sistema de monitoreo y control.

EXIGENCIAS•Redundancia de Comunicaciones•Sistemas de medición clase 2 ANSI o mejor.•Respaldo para sistemas TI.•Sincronización horaria con CDC con error mínimo de ± 5

[ms]•Acceso a base de datos SITR del CDC en menos de 10 [s]

desde ocurrencia.


SISTEMAS DE INFORMACIÓN Y CONTROL

CONTENIDO

ANTECEDENTES








•Los estándares son exigencias mínimas aplicables de acuerdo al estado en que se encuentra operando el SI: Normal, Alerta y Emergencia (Art. 5-3).

•Existencia de un compromiso entre costos y beneficios para la operación coordinada.(Art. 5-4).

•Planificación debe mantener márgenes y reservas operacionales necesarias para garantizar que una Contingencia Simple no se propague a todo el sistema (Art. 5-5).

•Art. 5-10 y 5-11

EXIGENCIAS GENERALES

EXIGENCIAS MÍNIMAS PARA ESTANDARES DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO

Inductivo - Capacitivo

<100kV 0,96 0,98

Vn≥ 100 kV 0,98 1

<100kV 0,96 0,98

Vn≥ 100 kV 0,98 1

Transmisión Adicional

Tipo de Instalación

Tensión Nominal Punto de Conexión

Factor de Potencia*

Subtransmisión

*Medido en intervalos integrados de 60 minutos


ESTÁNDARES PARA CLIENTES

• Instalaciones que participen en EDAC por Subfrecuencia no podrán participar en el EDAC por Subtensión.

• Propietarios de Instalaciones de Clientes son responsables de administrar e instalar los equipamientos necesarios para cumplir con los % de participación de EDAC por Subfrecuencia o Subtensión.

• EDAC por Subfrecuencia Demanda total disponible no menor a 30% Demanda

conjunta SI. Medir Frecuencia absoluta localmente t<=150[ms]

• EDAC por Subtensión Demanda total disponible no menor a 20% Demanda

conjunta SI. Medir Tensión t<=100[ms]

ESTÁNDARES PARA CLIENTES

• Factor de Potencia (medido en intervalos integrados de 60 minutos) en los Puntos de Conexión al Sistema de Transmisión para cualquier condición de carga.


Inductivo - Capacitivo

Vn<30kV 0,93 0,96

30kV≤Vn<100kV 0,96 0,98

Vn≥ 100 kV 0,98 1

Tipo de Instalación

Tensión Nominal Punto de Conexión

Factor de Potencia*

Clientes

*Medido en intervalos integrados de 60 minutos

VARIACIONES DE FRECUENCIA

INTERRUPCIONES DE SUMINISTRO

EVALUACIÓN DE DESEMPEÑO CF

•FMIK Frecuencia media de interrupciones•TTIK Tiempo total cada interrupción

•FECF Factor Evaluación Control de Frecuencia


99% del Tiempo

de cualquier periodo de Control

EstadoVariaciones

respecto de fnRango de

Frecuencia [Hz]

Normal y Alerta ±0,4% 49,8≤ f ≤50,2

Emergencia ±1% 49,5≤ f ≤50,5

EXIGENCIAS

• Estándares de G y T para estado normal y alerta / estado de emergencia

• Límites de Tx en estado normal y alerta / estado de emergencia

• Estándares de Recuperación Dinámica en estado normal y alerta / estado de emergencia

• Márgenes de Estabilidad en estado normal y alerta / estado de emergencia


CONTENIDO

ANTECEDENTES








HABILITACIÓN Y MONITOREO

• Establecen los criterios y consideraciones para la habilitación de instalaciones y equipamientos que deberán prestar SSCC.

• Criterios y consideraciones para el monitoreo de instalaciones y equipamientos.

• Criterios y metodologías para realizar las Auditorias Técnicas.


HABILITACIÓN DE INSTALACIONES

• Habilitar unidades generadoras para participar en Control de Frecuencia (CPF o CSF), en la Partida Autónoma del PRS y en el Aislamiento Rápido del PRS.

• Habilitar instalaciones del Sistema de Transmisión mediante ensayos a las protecciones y a las instalaciones que participen en el PRS.

• Habilitar Instalaciones de Clientes que participen en el EDAC por subfrecuencia o subtensión y en el PRS.


MONITOREO DE INSTALACIONES

• Monitoreo Control de Frecuencia, verificar desempeño de CPF y del CSF por parte de las unidades generadoras y de los EDAC por subfrecuencia mediante el SITR.

• Monitoreo Control de Tensión, supervisión del aporte de Q de unidades generadoras, desempeño de equipos de compensación y control de tensión, y funcionamiento de EDAC por subtensión, factor de potencia en Puntos de Conexión.

• Monitoreo del PRS, verificar desempeño de Partida Autónoma de unidades generadoras y equipamiento del ST.

• Monitoreo de Protecciones, comprobar estado y mantenimiento de protecciones eléctricas verificando calibración y ajustes.

CONTENIDO

ANTECEDENTES








ESTUDIOS PARA PROGRAMACIÓN DE LA SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO

• CONTINUIDAD (anual)

• Calcula valores esperados de índices de continuidad FMIK y TTIK del SI, para los próximos 12 meses

• RESTRICCIONES EN EL SISTEMA DE TRASMISIÓN (anual)

• Análisis de contingencias ante diferentes estados del SI y resuelve sobre potencia máxima a transmitir por líneas más críticas

• PROTECCIONES (anual)

• Verifica la coordinación de las protecciones de las instalaciones de los Coordinados.

• CONTROL DE TENSION Y REQUERIMIENTOS DE Q (anual)

• Define las reservas de Q frente a contingencias, evalúa los recursos y asignación para el Control de Tensión y establece correcciones a políticas de seguridad operativa.


• CONTROL DE FRECUENCIA Y RESERVAS (anual)

• Define los requerimientos de reserva para el CPF y el CSF, asignación entre unidades generadoras, evaluación de recursos y correcciones en políticas de seguridad operativa.

• EDAC (anual)

• Define las características de los EDAC por Subfrecuencia y Subtensión necesarios para preservar la SyCS frente a fallas que deriven a condiciones de subfrecuencia y subtensión respectivamente.


Estudio Control de Frecuencia: Resultados


RESERVA EN GIRO

377 MW

CSF122 MW

CPF250 MW

SALIDAS INTEMPESTIVAS DE GENERACIÓN

200 MW(RESERVA ÓPTIMA)

FLUCTUACIONES INSTANTANEAS DE LA DEMANDA

50 MW

CPF: EN UNA UNIDAD CPF: REPARTIDO EN VARIAS UNIDADES


ESTUDIO CF SIMULACIÓN:

DEMANDA5890 MW

DEMANDA3140 MW

•Salida Intempestiva Nehuenco II 380 MW

•Reserva en Giro 200 MW

Contingencias Múltiples y Black Out SIC


Estudio EDAC: Esquema Propuesto


Estudio EDAC : Falla de 3 CCC (1000MW)


• PRS (anual)• Define maniobras para restablecer suministro

eléctrico, partidas autónomas de unidades generadoras disponibles, reconstrucción topológica del SI y abastecimiento de cargas críticas. Define las funciones de la DO, el CDC, los CC y Centros de Operación (CO) de los Coordinados, así como también se evalúa la calidad y cantidad de los medios disponibles para llevar a cabo un proceso de recuperación de servicio.

• ANALISIS DE FALLA• Registro de información y análisis



Estudios Quién? Periodicidad Plazo de Publicación(Primera Versión Art. 10-14 NT)

Estudio EDAC DO Al menos anual 31 de Octubre de 2005Estudio PRS DO Al menos anual 31 de Diciembre de 2005Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas DO Al menos anual 30 de Abril de 2006Estudio de Verificación de Protecciones DO Al menos anual 31 de Diciembre de 2006

Estudio de Control de Tensión y Determinación de Reservas de Potencia Reactiva DO Al menos anual 30 de Junio de 2006Estudio para Plan de Defensa Contra Contingencias Extremas DP

Al menos cada4 años 31 de Diciembre de 2007

Estudios de Continuidad DP Al menos anual 30 de Diciembre de 2006Estudio de restricciones del Sistema de Transmisión DO Al menos anual 28 de Febrero de 2006

Estudio para Análisis de Falla DOFalla con Interrupción de Suministro

A partir de 31 de Octubre de 2005

CONTENIDO

ANTECEDENTES









• Requerimientos información técnica – 31 agosto 2005(10-13).• Sistema control estadístico instalaciones - 1 octubre 2005(10-15). • Estudios EDAC – 31 octubre 2005(10-14)• Estudios PRS – 31 diciembre 2005(10-14)• Indicar adecuación de instalaciones – 31 marzo 2006(10-2)• Procedimientos DO y DP – 31 marzo 2006(10-12)• Estudios de Control de Frecuencia y Requerimientos de Potencia

Reactiva – 30 abril 2006(10-14)• Implementación EDAC por sub-frecuencia – 30 junio 2006(10-20).• Cumplimientos estándares calidad de servicio – 01 julio 2006(10-

26).• Exigencias de factor de potencia en instalaciones de transmisión

adicional y consumo – 01 agosto 2006(10-22).• Factibilidad de implementar AGC 30 septiembre 2006 (10-33).• Implementación EDAC por sub-tensión – 31 diciembre 2006(10-

21).• Sistema Información en Tiempo Real – 1 enero 2007(10-30).

FLUJO DE INFORMACIÓN

jun-05 jul-05 ago-05 sep-05 oct-05 nov-05 dic-05 ene-06 feb-06 mar-06

EXI GENCI AS MÍ NI MAS

Solicitud de Información

Entrega de Información

Análisis de Antecedentes

I NFORMACI ÓN TÉCNI CA

Solicitud de Información

Entrega de Información

Publicación WEB DP

DO

Coordinados

Coordinados

DP

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