CDEC-SICChile
Estudio de operación deestabilizadores del sistema de
potencia - Fase II
Informe Final
Proyecto EE-2007-039Informe Técnico EE-ES-2011-435
Revisión B
FIELD TESTING AND ELECTRICAL
COMMISSIONING
ISO9001:2008 Certified
30 de Diciembre de 2011
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Ing. Fernando De Marco
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Departamento de Estudios Especiales
Ing. Alejandro Musto
Estudios Eléctricos SRL
Departamento de Estudios Especiales
Ing. Fernando Libonati
Estudios Eléctricos SRL
Departamento de Estudios Especiales
Estudios Eléctricos S.R.L.
Av. Jorge Newbery 8796
(2000) Rosario – Santa Fe - Argentina
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RESUMEN EJECUTIVO
El objetivo principal de este Estudio de Operación de Estabilizadores del Sistema de
Potencia consiste en el análisis de las condiciones de operación críticas del SIC desde el punto
de vista de la estabilidad en pequeña señal, seguido del ajuste de los estabilizadores instalados
en unidades generadoras clave seleccionadas para estabilizar modos oscilatorios poco
amortiguados. La definición del principio de funcionamiento del estabilizador de cada máquina,
sus requisitos técnicos y los ajustes a adoptar en el campo constituyen el producto final.
La Fase I de este proyecto consistió en la consolidación de la Base de Datos del SIC en la
que fueron actualizados los modelos dinámicos de los generadores sincrónicos y sus controles de
acuerdo a la mejor información disponible en ese entonces, junto con los de los equipos de
compensación estática como el STATCOM de subestación Polpaico.
En el marco de la Fase II de este proyecto, en este documento se presentan los resultados
de la aplicación de la metodología propuesta para el análisis de la estabilidad en pequeña señal
del SIC y para determinar el ajuste de los estabilizadores que deberán encontrarse en servicio
en el Sistema con el objeto de lograr un nivel de amortiguamiento que cumpla, con un adecuado
margen de seguridad, las exigencias mínimas establecidas por la Norma Técnica [1]. Se analiza
el comportamiento del modelo completo del SIC en escenarios con niveles de demanda alta,
media y baja y condiciones de red completa y con contingencia simple, siendo el horizonte de
estudio el último trimestre del año 2012. Los ajustes propuestos son validados en el dominio del
tiempo a través de la simulación de perturbaciones de gran señal implantadas, cada una a su
tiempo, a todo lo largo del Sistema.
Han sido evaluados los ajustes de un total de 62 estabilizadores a ser puestos en servicio
en generadores de gran porte1. Luego de la habilitación de todos los estabilizadores con los
ajustes actuales en algunos casos y con los ajustes propuestos en otros, fue amortiguado el
total de los modos críticos interárea y locales de planta e interplanta en los que participan
fuertemente unidades generadoras de gran porte, en conformidad con los estándares exigidos
por la Norma Técnica.
La clasificación de modos ejecutada permite caracterizar en el SIC los modos
electromecánicos interárea en el rango de frecuencias entre 0,5 Hz y 1,15 Hz, y los modos
locales de planta e interplanta típicamente en el rango de 0,9 Hz a 2,0 Hz.
1 Generador de gran porte: aquel cuya potencia nominal es mayor o igual a 30 MW. P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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Ir al índiceEn la etapa preliminar de evaluación de la calidad de la Base de Datos, se encuentran
generadores de gran y de bajo porte representados matemáticamente por modelos no
contrastados contra los resultados de ensayos en campo, cuyo modelado más realista podría
afectar sustantivamente la estabilidad en pequeña señal del Sistema. Si bien para la ejecución
de estudios sistémicos sobre el modelo completo del SIC resulta prioritaria la correcta
representación matemática de las unidades de mayor potencia nominal (por tener mayor
impacto sobre la estabilidad del Sistema en su conjunto), se recomienda la obtención de los
modelos homologados de generador y controles asociados del total de las unidades listadas en
tablas 7.2 y 7.3.
El total de los juegos finales de parámetros propuestos para el estabilizador de cada unidad
se especifica en el documento Anexo 4, junto con la verificación del desempeño electromecánico
resultante del conjunto generador-regulador automático de tensión-estabilizador, en cada caso
por separado. Es importante destacar que los parámetros producto de este estudio pueden ser
modificados mientras se obtengan desempeños equivalentes en pequeña y gran señal de los
generadores y sus controles.
En instancias ulteriores a la ejecución del presente estudio deberán ajustarse en campo los
parámetros obtenidos para los estabilizadores actualmente existentes en el SIC. Asimismo,
deberán instalarse estabilizadores en aquellas máquinas que actualmente no cuentan con uno y
que, conforme a los resultados de este estudio, deberán operarlo en servicio.
Se adjuntan a este informe la Base de Datos en formato PowerFactory utilizada para la
ejecución del proyecto en el archivo “EE-2007-39_Ajuste-Estabilizadores-SIC_21-12-
2011_1.pfd”, junto con los siguientes documentos anexos:
• EE-ES-2011-435_RevB_Anexo_1_Resultados_flujos_de_carga.
• EE-ES-2011-435_RevB_Anexo_2_Caracterizacion_de_modos_criticos.
• EE-ES-2011-435_RevB_Anexo_3_Analisis_temporal.
• EE-ES-2011-435_RevB_Anexo_4_Ajuste_estabilizadores.
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Índice1 INTRODUCCIÓN..............................................................................................................7
1.1 Alcances..................................................................................................................71.2 Programas a utilizar..................................................................................................81.3 Nomenclatura..........................................................................................................8
2 NORMATIVA..................................................................................................................102.1 Norma Técnica [1]..................................................................................................102.2 Procedimiento Dirección de Operación CDEC-SIC [2]..................................................12
3 BASE DE DATOS...........................................................................................................133.1 Análisis de modelos y controles................................................................................133.2 Preparación de la base de datos...............................................................................16
3.2.1 Incorporación de modelos.................................................................................173.2.2 Corrección de modelos.....................................................................................19
3.3 Escenarios de base.................................................................................................22
4 METODOLOGÍA DE AJUSTE DE ESTABILIZADORES............................................................244.1 Hito 1: Análisis modal y definición de escenarios........................................................244.2 Hito 2: Caracterización de modos electromecánicos críticos.........................................254.3 Hito 3: Elección de las máquinas apropiadas para el amortiguamiento del Sistema........264.4 Hito 4: Ajuste robusto de fase..................................................................................27
4.4.1 Criterios de ajuste...........................................................................................274.5 Hito 5: Ajuste sistémico de ganancias.......................................................................294.6 Hito 6: Análisis temporal en gran señal.....................................................................30
5 AJUSTE DE ESTABILIZADORES.......................................................................................315.1 Hito 1: Análisis modal y definición de escenarios........................................................315.2 Hito 2: Caracterización de modos electromecánicos críticos.........................................40
5.2.1 Modos interárea...............................................................................................425.2.2 Modos locales de planta....................................................................................475.2.3 Modos locales interplanta..................................................................................505.2.4 Modos locales de plantas de bajo porte...............................................................545.2.5 Modos observados en los ensayos del SIC...........................................................565.2.6 Impacto AVR Nehuenco I TV.............................................................................61
5.3 Hito 3: Elección de las máquinas apropiadas para el amortiguamiento del Sistema........625.4 Hito 4: Ajuste robusto de fase..................................................................................66
5.4.1 Casos particulares............................................................................................675.4.2 Validación ante tomas de carga.........................................................................705.4.3 Sumario del ajuste...........................................................................................72
5.5 Hito 5: Ajuste sistémico de ganancias.......................................................................755.5.1 Análisis post-ajuste de los modos interárea........................................................78
5.6 Hito 6: Análisis temporal en gran señal.....................................................................805.6.1 Criterios de evaluación de desempeño dinámico..................................................805.6.2 Contingencias..................................................................................................82
6 ESPECIFICACIÓN PARÁMETROS DE LOS ESTABILIZADORES..............................................94
7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES...........................................................................95
8 APÉNDICES.................................................................................................................100
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Ir al índice8.1 Apéndice A - Relevamiento de modelos...................................................................1008.2 Apéndice B - Validación modelos de equipos de compensación...................................105
8.2.1 Controlador de STATCOM Cerro Navia..............................................................1058.2.2 Controlador de CER Polpaico............................................................................108
8.3 Apéndice C -Despacho de generación por caso de estudio.........................................1108.4 Apéndice D -Rangos de frecuencias críticas.............................................................113
9 REFERENCIAS.............................................................................................................115
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1 INTRODUCCIÓN
En este documento se presentan los resultados de la aplicación de la metodología
propuesta para el análisis de la estabilidad en pequeña señal del SIC y para determinar el ajuste
de los estabilizadores que deberán encontrarse en servicio en el Sistema tal que se logre un
nivel de amortiguamiento que cumpla, con un adecuado margen de seguridad, las exigencias
mínimas establecidas por la Norma Técnica [1]. Se analiza el comportamiento en pequeña señal
del modelo lineal completo del SIC, en base al cual son ajustados los estabilizadores dispuestos
en unidades generadoras clave. Los ajustes propuestos son validados sobre el modelo completo
no lineal del SIC a través de la simulación en el dominio del tiempo de perturbaciones de gran
señal implantadas, cada una a su tiempo, a todo lo largo del Sistema.
Previamente a la obtención de resultados numéricos, se acondiciona la Base de Datos del
SIC en formato PowerFactory de acuerdo a la mejor información disponible al momento de
comenzar a ejecutar esta Fase II del estudio.
En la sección 2 de este documento se adjuntan las exigencias de la normativa técnica
vigente respecto a la evaluación de la estabilidad en pequeña señal del SIC y a los
requerimientos de los equipos estabilizadores. En la sección 3 se documentan los cambios
practicados en la etapa de acondicionamiento de la Base de Datos, junto con el relevamiento de
los estabilizadores actualmente instalados en el SIC. En la sección 4 se describe la metodología
propuesta para el ajuste de los estabilizadores del SIC, mientras que los resultados de su
aplicación son reportados en la sección 5. En la sección 6 se elaboran algunas consideraciones
respecto de la especificación de los parámetros de ajuste de los equipos. Se sintetizan en la
sección 7 las principales conclusiones y recomendaciones emanadas de la ejecución del presente
estudio.
1.1 Alcances
El objetivo de esta segunda parte del estudio consiste en la recalibración de los
estabilizadores del sistema de potencia (en adelante PSS o estabilizador) actualmente instalados
en el SIC, de modo de lograr el amortiguamiento satisfactorio de los modos electromecánicos
de la red. Si bien en el Artículo 3-15 de [1] se exige que todas las unidades de potencia nominal
mayor o igual a 50MW deben contar con un PSS activo, se presta en este estudio especial
atención a aquellas que presentan gran influencia sobre los modos poco amortiguados del SIC.
En aquellos casos en los que se considera necesario, se emiten recomendaciones acerca
del cambio de la tecnología de los equipos actuales y de la instalación de nuevos estabilizadores
en unidades generadoras con elevada participación en los modos oscilatorios críticos.
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Ir al índiceComo resultado del estudio, son provistos en cada caso particular los parámetros de ajuste
en el formato de cada controlador. Vale decir, se hace referencia al parámetro particular del
sistema de control y no a un parámetro general de un modelo simplificado.
El estudio se realiza para un horizonte que comprende el último trimestre del año 2012,
por lo que serán consideradas las instalaciones existentes y las instalaciones previstas para el
SIC hasta el término del periodo indicado – horizonte del estudio -, de acuerdo con el programa
de obras indicado en el Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precios de Nudo de la última
fijación de precios de nudo vigente (abril de 2011).
En instancias ulteriores a la ejecución del presente estudio deberán ajustarse en campo los
parámetros obtenidos para los estabilizadores actualmente existentes en el SIC. Asimismo,
deberán instalarse estabilizadores en aquellas máquinas que actualmente no cuentan con uno y
que, conforme a los resultados de este estudio, deberán operarlo en servicio.
1.2 Programas a utilizar
Se utiliza para la resolución de flujos de carga y para la ejecución de análisis modales y
simulaciones en el dominio del tiempo sobre el modelo completo del SIC el software
PowerFactory de DIgSILENT GmbH en su versión 14.0.
Para el ajuste individual de los estabilizadores a través del Método de Ajuste Robusto de
Fase [6] se utiliza el software PSSDesigner versión 3.0 de ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL.
Los resultados del análisis modal obtenidos con PowerFactory son procesados con rutinas
programadas en lenguaje Python.
1.3 Nomenclatura
• AVR: Regulador automático de tensión.
• BD: Base de Datos para estudios de transitorios electromecánicos en formato
PowerFactory.
• CDEC: Centro de Despacho Económico de Carga.
• CH: central hidráulica de generación.
• Contingencia simple o condición de red “N-1”: Falla intempestiva de un elemento del SI,
pudiendo ser éste una unidad generadora, un consumo o un Elemento Serie del Sistema
de Transmisión, que puede ser controlada con los Recursos Generales de Control de
Contingencias. [1]
• CT: central térmica de generación.
• DO: Dirección de Operación del CDEC-SIC.P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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Ir al índice• E/S: elemento en servicio.
• F/S: elemento fuera de servicio.
• Generador de gran porte: máquina sincrónica de potencia nominal mayor a 30MW.
• GOV: regulador automático de velocidad.
• MARF: Método de Ajuste Robusto de Fase [6].
• Modo crítico: modos oscilatorios que no cumplen los criterios de mínimo amortiguamiento
relativo especificado en [1].
• NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio [1].
• PSS: Estabilizador del sistema de potencia.
• RCF: Rango de compensación de fase (definido en el MARF).
• SIC: Sistema Interconectado Central.
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2 NORMATIVA
Se presentan en este punto las exigencias del CDEC-SIC respecto al amortiguamiento de
oscilaciones electromecánicas en el SIC y la instalación de estabilizadores en generadores
sincrónicos. Las mismas regirán la Fase II del estudio.
2.1 Norma Técnica [1]
Artículo 3-15
El sistema de excitación de toda unidad generadora sincrónica de potencia nominal igual o
superior a 50 [MW] deberá contar con un limitador de mínima excitación y protección contra
pérdida de excitación. El limitador de mínima excitación deberá impedir que durante el estado
de operación normal, la corriente de excitación descienda hasta valores que puedan causar la
pérdida de sincronismo o la actuación de la protección de pérdida de excitación.
Asimismo, todas las unidades generadoras de más de 50 [MW] deberán estar equipadas
con un PSS. En el caso que unidades menores a 50 [MW] o un conjunto de ellas provoquen
oscilaciones indeseadas de potencia en el SI, ellas o un conjunto de ellas deberán estar
equipadas con equipos PSS que permitan el control de dichas oscilaciones.
Artículo 5-47
Luego de ocurrida una Contingencia Simple, el factor de amortiguación (ζ) de las
oscilaciones electromecánicas, medido sobre las oscilaciones de potencia activa en la línea de
transmisión que transporta mayor potencia y cuya localización sea la más cercana al lugar de
ocurrencia de la contingencia, deberá tener un valor mínimo del 5 %.
Artículo 5-48
La determinación del factor de amortiguación ( ζ ) se realizará a través de la medición de
los máximos de la onda de potencia activa en la línea de transmisión evaluada, correspondientes
a dos semiciclos consecutivos de igual signo, ya sea positivo o negativo, sean A1 y A2
respectivamente, y a continuación, se calculará el coeficiente RA mediante el cociente entre A2
y A1. El factor ζ resultará de aplicar la siguiente fórmula:
En el caso que las oscilaciones iniciales tengan una forma irregular y en situaciones que
ello aplique se podrán utilizar metodologías para descomponer señales irregulares en sus
componentes oscilatorias y amortiguadas. En este caso, se adoptará como valor de
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Ir al índiceamortiguamiento el correspondiente al modo de oscilación amortiguada dominante, es decir
aquel que tiene un período similar a la oscilación irregular. En el caso de no ser posible la
descomposición anterior el factor de amortiguamiento se calculará luego que la forma de onda
presente un comportamiento oscilatorio amortiguado, luego del tiempo irregular de la onda.
Artículo 5-54
Con el SI operando en Estado Normal o Estado de Alerta, el valor del factor de
amortiguación de las oscilaciones electromecánicas en régimen permanente de pequeña señal,
deberá ser como mínimo 10 %, a partir de lo cual se establecerá el margen de estabilidad
oscilatoria que cumpla con dicha exigencia.
La Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible en cada Elemento Serie,
considerando el margen de estabilidad oscilatoria que se adopte, estará dada por la Plímite que
permite cumplir con la condición anterior.
Artículo 8-49
Con el fin de verificar las características del lazo de control y la capacidad del PSS para
amortiguar eficientemente las oscilaciones electromecánicas comprendidas dentro de una banda
de frecuencias de perturbación de 0,2 [Hz] a 2,5 [Hz] de cada unidad generadora, la DO podrá
solicitar ensayos para el PSS que estime pertinente, los cuales incluirán como mínimo las
siguientes pruebas:
a) Obtención de la respuesta en frecuencia de la función transferencia del PSS.
b) Medición del amortiguamiento del modo local de oscilación.
c) Determinación de la ganancia máxima del PSS y ajuste de la ganancia óptima.
d) Determinación de los efectos de las variaciones rápidas de la potencia mecánica de la
máquina motriz sobre el desempeño del PSS.
Artículo 8-50
Sin perjuicio de lo indicado en el artículo precedente, la DO determinará bajo qué
circunstancias y en qué unidades generadoras deberá estar operativo el PSS, de acuerdo a los
requerimientos del SI.
Tal decisión deberá ser debidamente justificada y fundamentada en base a los estudios del
Capítulo Nº 6 y los Estudios Específicos de la presente NT, a partir de los cuales la DO definirá el
principio de estabilización y los requisitos técnicos que deberán cumplir estos equipamientos.
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2.2 Procedimiento Dirección de Operación CDEC-SIC [2]
F.1. OBJETIVO
Toda unidad generadora de potencia nominal igual o superior a 50 MW que se conecte al
SIC 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.
F.2 CONSIDERACIONES GENERALES
• 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.
• La señal de proceso (potencia acelerante o integral de potencia acelerante) podrá ser
obtenida a partir de la medición local de la velocidad de deslizamiento del rotor y la
potencia activa generada.
• El ESTABILIZADOR (PSS) deberá operar modulando la referencia del regulador de tensión
(AVR) y poseer suficiente flexibilidad para el ajuste de sus parámetros (constantes de
tiempo y ganancias).
• La señal de salida del PSS se inyectará en el punto se suma (referencia de tensión) del
regulador individual de tensión -AVR-.
• 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.
• 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 SIC. Estas lógicas de control deberán ser incluidas en el diagrama de bloques y modelo
dinámico del PSS.
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3 BASE DE DATOS
Previamente a la implementación de la metodología de propuesta para el ajuste de los
estabilizadores, la BD producto de la Fase I de este estudio es actualizada conforme a la mejor
información disponible a la fecha de inicio de esta Fase II.
La Base de Datos (BD) consolidada por ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL para la ejecución del
estudio incluye el modelado necesario y suficiente para una apropiada representación de los
comportamientos estático y dinámico de las instalaciones del SIC consideradas en el estudio, y
verifica los requerimientos de los artículos 6-20, 6-21 y 6-22 de la NTCSyC.
Las tareas de preparación de la BD se orientan a mejorar la consistencia de la Base de
Datos REFERENCIAL del SIC e identificar aquellos modelos que pudiesen ser críticos en los
estudios y que, en función de la experiencia de ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL y de la información
disponible, puedan ser mejorados.
3.1 Análisis de modelos y controles
Se utiliza para los análisis sistémicos el modelo completo del SIC proporcionado por el
CDEC-SIC en formato PowerFactory versión 13.2. Se analiza en esta sección la calidad de los
modelos dinámicos de las unidades generadoras incluidas en la Base de Datos a utilizar en el
estudio. De acuerdo a la información disponible, se indica para las unidades generadoras de gran
porte del SIC (consideradas como tales aquellas de potencia nominal mayor o igual a 30MW) si
sus modelos y los de sus controles representados en la Base de Datos han sido obtenidos a
través de homologación contra resultados de ensayos en campo. Se revisan especialmente los
modelos de los sistemas automáticos de control de tensión de los generadores y todo aquel
componente de impacto sustantivo sobre los resultados del análisis de las oscilaciones
electromecánicas y evaluación de la operación de estabilizadores en el SIC.
Se presenta en el Apéndice A de este informe una tabla en la que se indica con qué
modelos cuenta cada unidad generadora de gran porte del SIC y cuáles de ellos han sido
homologados a través de ensayos en campo.
Se relevan además las características de cada uno de los PSS actualmente instalados en el
SIC en base a datos consignados en campo, planos de fabricante e información proporcionada
por las compañías generadoras. Se listan en Tabla 3.1 las unidades generadoras modeladas en
la BD que cuentan con estabilizador; para cada una de las cuales se indica la marca, el modelo y
el principio de funcionamiento del equipo. En total, se contabilizan 64 unidades generadoras con
estabilizador instalado, distribuidas en 31 centrales del SIC.
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Ir al índiceUNIDADES CON ESTABILIZADOR RELEVADO
Unidad AVR PSS OBSERVACIONES[MVA] MODELO HOM. Marca Modelo Entrada402
EE EE ALSTOM MICROREC K4.1 EE402
Nueva Ventanas 330 EE EE ANSALDO - EE Estabilizador tipo IEEE PSS3B.305 EE EE MELCO 5 EE Tiene tres bloques de compensación de fase.
N. Renca TG 304 EE EE GE EX2000 EE -300 EE EE GE EX2000 EE -290 EE EE REIVAX PWX600 RVX290
284 EE EE - NO
273 EE EE SEMIPOL EEN. Renca TV 251 EE EE GE EX2000 NO -
250 IITREE IITREE S/D IITREE
240 EE EE GE SILCO 5N EE -240179 EE EE
Mitsubishi D-AVR EE179 EE EE177 EE EE177 EE EE
175 NO - SEMIPOL NO
Quintero TG1A 170 EE EE VATECH THYNE EE Estabilizador tipo IEEE PSS2B.Quintero TG1B 170 EE EE165
EE EE ALSTOM S/D S/D165
Los Vientos 165 S/D MICROREC K4.1 NO -164 EE EE ALSTOM ALSPA C80-35 EE -163 EE EE MELCO 5 EE Tiene tres bloques de compensación de fase.
162 EE EE - NO
160 EE EE REIVAX PMX600 NO160Candelaria 1 160
IITREE IITREE GE EX2100 IITREECandelaria 2 160
Bocamina 147,00 EE EE REIVAX PWX600 RVX
Los Pinos 139 EE EE GE EX2100 EE -El Toro 1 105
EE EE GE EX2100 EEEl Toro 2 105El Toro 3 105El Toro 4 105Alfalfal 1 95,00
EE EE - - - NOAlfalfal 2 95,00
90 EE EE REIVAX PWX600 RVX
88 EE EE RG3 NO
86 BD NO GE EX2100 NO
SnHom.
Ralco 1Pelec
El PSS tiene sólo un bloque de compensación de fase. Modelado según P:EE-ES-2004-038/I: EE-ES-2005-150_RevA de EE, Dic. 6 de 2005.Ralco 2
Pelec/FrecSan Isidro II TG Mitsubishi Pelec
Int.Pot.Acel.Nehuenco II TG Int.Pot.Acel.Pehuenche 1 Int.Pot. Acel PSS homologado por REIVAX en 2007,
Suministro: F06038 y F07006.Pehuenche 2
San Isidro TG Mitsubishi Pelec/Frec(Int.Pot. Acel)
Se cuenta con datos del fabricante con parámetros recomendados para el PSS en el documento JETA-PF5480, Mitsubishi, 16 Feb. 2007. Se identifica como “PSS2B”.
Nehuenco I TG Siemens Pelec PSS con dos lead lags.Int.Pot.Acel.
Colbun 1Siemens Pelec
Se tienen datos del modelo de PSS (IL 005-2004-Rev.1, Ensayo de homologación, IITREE) pero no del equipo.Colbun 2
Pangue 1 Int.Pot. AcelPangue 2Guacolda 1
PelecLos PSS deben ser reemplazados de acuerdo a los resultados del estudio de PDCE. Serán readaptados por Mitsubishi a Int.Pot.Acel. con una lógica de desconexión ad hoc.
Guacolda 2Guacolda 3Guacolda 4
Nehuenco I TV Siemens PelecSegún datos de fabricante tiene GOV, PSS y AVR marca SIEMENS, pero no están modelados ni homologados. Fuente: Información enviada por CDEC-SIC.
Pelec/Frec(Int.Pot. Acel)
Taltal 1Pelec.
El PSS consiste en la realimentación de la Pelec a través de una ganancia, sin redes de adelanto-atraso de fase.Taltal 2
Alstom Alstom PelecNehuenco II TV Int.Pot.Acel.San Isidro II TV Mitsubishi Pelec
San Isidro TV Mitsubishi Pelec/Frec(Int.Pot. Acel)
Datos del fabricante con parámetros recomendados para el PSS (PSS2B) en JETA-PF5480, Mitsubishi, 16 Feb. 2007.
Antuco 1 Pelec/Frec(Int.Pot. Acel) PSS Reivax, Suministro: F06038, año 2007.Antuco 2
Int.Pot. Acel Ensayo de homologación realizado por IITREE, Inf: IL 002-2006, enero de 2006.
Int.Pot. Acel PSS homologado por REIVAX en 2007, Suministro: F06038-02-02-04-04-Rev 001-E.
Int.Pot.Acel.
Int.Pot.Acel. AVR y PSS actualizados según proyecto EE-2008-013 de EE.
Según AES Gener las unidades cuentan con estabilizador; se desconoce el principio de funcionamiento.
Curillinque Int.Pot. Acel PSS homologado por REIVAX en 2007, Suministro: F06038 y F07006.
Valdivia Siemens PelecInformación del PSS enviada por Arauco Generación al CDEC-SIC el Julio 30 de 2007. Según el fabricante, se representa como un IEEE PSS3B.
PetroPower Int.Pot.Acel.Información del PSS proporcionada por PetroPower Energía Limitada al CDEC-SIC el 26/12/2011.
Tabla 3.1. Unidades generadoras con estabilizador relevado.1
1 EE: modelo homologado por ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL.S/D: Sin datos.BD: No hay más datos que los de la Base de Datos en PowerFactory.FAB: Datos del Fabricante.IITREE: Modelo homologado por el IITREE de la Universidad Nacional de La Plata, Argentina.COL: Modelo homologado por Colbún SA.RVX: Modelo homologado por REIVAX.
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UNIDADES CON ESTABILIZADOR RELEVADOUnidad AVR PSS OBSERVACIONES[MVA] MODELO HOM. Marca Modelo PrincipioCampanario 1 81,13
AVR-A30 BD PRISMIC T20 NOCampanario 2 81,13Campanario 3 81,13
76
EE GE EX2100 EE
767676
76
70EE EE ABB UNITROL 6080 EE
70
64 EE EE BRUSH PRISMIC T20 NO El PSS se debe modelar como PSS2B.64
60 NO EE ELIN THYNES S/D NO
Blanco 56 EE EE BRUSH PRISMIC T20 EE
38,00
COL BD S/D NO - NO
38,00
33 EE/FAB NO ABB UNITROL F NO
Horcones 31 EE EE ABB UNITROL F EE -
Cipreses 1 31,00
EE EE REIVAX RTVX NOCipreses 2 31,00
Cipreses 3 31,00
SnHom.
Brush Int.Pot. Acel Información del PSS enviada por Campanario Generación SA al CDEC-SIC, el Julio 27 de 2007.
Rapel 1
EX2100 (ST4BC) Int.Pot.Acel.
PCU, AVR, OEL y PSS actualizados según EE, proy. EE-2008-013.
Rapel 2Rapel 3Rapel 4
Rapel 5 AVR homologado por EE en P:EE-2008-013, I:EE-EN-2011-027.
Canutillar 1Int.Pot. Acel
Actualización de AVR + PSS según EE, Proy. EE-2009-017, Inf. EE-EN-2011- 043, 15 de Feb. de 2011.Canutillar 2
Antilhue 1 Int.Pot. AcelAntilhue 2
HornitosEl modelo de AVR fue homologado por EE pero su versión en PowerFactory no fue generada.No se conocen marca, modelo y diagrama de bloques del PSS.
Int.Pot. Acel Homologación del PSS: Proyecto EE-2008-040.
Quilleco 1Tiene PSS pero no se cuenta con datos del mismo. De acuerdo a la información enviada por el CDEC-SIC, existe un modelo homologado por Colbún SA de AVR (SDO N°025/07, 26/10/07), pero no se cuenta con su código en PowerFactory.
Quilleco 2
Palmucho Int.Pot. AcelEl estudio EE-2010-016 tiene el modelo de AVR confeccionado por EE en base a información del Fabricante; no fue homologado.
Int.Pot. Acel
Int.Pot. AcelLos modelos son antiguos. Fueron modernizados los controles al integrado REIVAX RTVX (AVR + GOV + PSS). El PSS sería igual al PMX600. No se cuenta aún con modelos.
Tabla 3.1. Unidades generadoras con estabilizador relevado (cont.).1
De acuerdo con los resultados obtenidos en [12], se considera el cambio de los
estabilizadores existentes en las cuatro unidades de Central Guacolda a estabilizadores que
funcionen bajo el principio de integral de potencia acelerante y que posean una lógica
automática de desconexión ante grandes desviaciones de las variables de entrada y salida. Se
utiliza para los mismos el modelo matemático empleado en las simulaciones de [12].
Visto que la información disponible del estabilizador de la unidad Nehuenco 2 TV es
confusa, se considerará que el modelo del mismo es un IEEE PSS2B, en base al cual también
serán especificados los parámetros de ajuste. El caso es que los diagramas de bloque y listados
de parámetros presentados en el informe de homologación y en la información proporcionada
por el fabricante son inconsistentes.
Se listan en Tabla 3.2 las unidades generadoras de gran porte modeladas en la BD
respecto de las cuales ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL cuenta con información nula o insuficiente
más allá de aquella presentada en la BD del CDEC-SIC. Se indica en dicha tabla si dichas
máquinas cuentan en la BD con modelos de controladores.
En los casos en los que no se dispone de datos suficientes de las instalaciones actuales o
futuras previstas en el SIC para el período de estudio, tanto de modelos, como de parámetros de
los sistemas automáticos de control correspondientes a esas instalaciones, serán consideradas
las representaciones cargadas en la BD, a menos que el CDEC-SIC indique lo contrario.
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Ir al índiceLa Base de Datos será completada con los modelos y parámetros necesarios para una
adecuada representación del comportamiento estático y dinámico del SIC, así como con los
cambios topológicos originados por las nuevas instalaciones previstas en el periodo de estudio,
de acuerdo con lo indicado en los Términos de Referencia. Detalles al respecto se proporcionan
en la sección 3.2 Preparación de la base de datos.
RELEVAMIENTO CENTRALES SIN DATOS
Unidad AVR GOV PSS
OBSERVACIONES[MVA] MODELO HOM. MODELO HOM. MODELO HOM.
179,86 BD NO - NO - NO -
175,00 BD NO - NO - NO -
Santa Lidia 162,41 BD NO - NO - NO -
87,50 BD EXAC1 S/D NO NO NO NO No se tiene ningún dato.87,50 BD EXAC1 S/D NO NO NO NO No se tiene ningún dato.
86,60 BD ML NO ML NO SI NO
Confluencia 1 84,00 BDNO
- NO - NO -Confluencia 2 84,00 BD - NO - NO -La Higuera 1 84,00
BD NO - NO - NO -La Higuera 2 84,00
68,24FAB NO - NO - NO -
68,24
58,80 BD NO - NO - NO -
Laja (CMPC) 52,50 BD NO - NO - NO -
Pacífico 1 50,00BD NO - NO - NO -
Pacífico 2 50,00Santa Fe 1 50,00
BD NO - NO - NO -Santa Fe 2 50,00
45,33 BD NO - NO - NO -
38,75 BD NO - NO - NO -
36,70BD NO - NO - NO -
36,7036,63 BD BD S/D NO - NO - No hay datos de esta unidad.33,75 BD BD S/D NO - NO - No hay datos de esta unidad.
31,25 BD BD NO NO - NO - No hay datos de esta unidad.
31,02BD NO - NO - NO -
31,02
31,00 BD NO - NO - NO -
S/D: Sin datos.
FAB: Datos del Fabricante
SnPARÁMETROSGENERADOR
Tierra Amarrilla
No se tiene ningún dato de esta unidad.No tiene planta en la BD.
Nehuenco I TVSegún datos de fabricante tiene GOV, PSS y AVR marca SIEMENS, pero no se cuenta con sus modelos homologados. Fuente: Información enviada por CDEC-SIC.
No se tiene ningún dato de esta unidad.No tiene planta en la BD.
Nva Aldea G2Nva Aldea G3
PetroPowerSe cuenta con información del PSS proporcionada por PetroPower Energía Limitada al CDEC-SIC el 26/12/2011.No se tiene ningún dato de esta unidad.No tiene planta en la BD.
No hay datos de esta unidad.No tiene planta en la BD.
Colmito 1 Parámetros del generador obtenidos del data sheet BRUSH 123420/16/684S/118R enviado por el CDEC-SIC; las reactancias informadas son saturadas.Colmito 2
Renca Carbon No hay datos de esta unidad.No tiene planta en la BD.No hay datos de esta unidad. No tiene planta en la BD.
No hay datos de esta unidad.No tiene planta en la BD.
No hay datos de esta unidad.No tiene planta en la BD.
AraucoNo hay datos de esta unidad. No tiene planta en la BD. Se trata del equivalente de una planta de cogeneración.
Cholguan No hay datos de esta unidad.No tiene planta en la BD.
Emelda 1 No hay datos de esta unidad.No tiene planta en la BD.Emelda 2
Nva Aldea G1LincantenSan Francisco de MostazalSan Lorenzo 1 No hay datos de esta unidad.
No tiene planta en la BD.San Lorenzo 2
Lag. Verde 1No se tiene ningún dato de esta unidad.Se hizo el estudio de acceso sin considerar controles (P:EE-2010-036).
BD: No hay más datos que los de la Base de Datos en PowerFactory.
Tabla 3.2. Unidades generadoras sin datos1.
3.2 Preparación de la base de datos
El modelo completo del SIC proporcionado por el CDEC-SIC se migra a PowerFactory
v14.0.519 mediante una rutina ya incluida en el software y es posteriormente acondicionado por
medio de la ejecución de las siguientes tareas:
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Ir al índice• Se verifica que todos los modelos de la red resulten aptos para trabajar en la nueva
versión de PowerFactory. Se adaptan los modelos dinámicos para permitir la ejecución de
análisis modal, para lo que son modificados los marcos (frames) asociados a las plantas
de unidades generadoras, relés de corte de carga, relés de baja y sobre-frecuencia, MAIS
y SVS. La modificación principal consiste en el empleo de variables tipo “SIGNAL”, en
reemplazo de las originales variables tipo “MEASURMENT”. Este cambio no altera el
comportamiento dinámico de los modelos (sólo modifica la forma en la cual se transfiere
la información entre modelos dinámicos).
• Se actualizan, corrigen y adicionan modelos a la BD, de acuerdo a la mejor información
disponible al momento de comenzar el estudio.
Respecto a versiones anteriores, la versión 14 de PowerFactory proporciona mejoras en la
organización y presentación de los resultados del análisis modal, al tiempo que permite modelar
convenientemente los equipos de compensación de potencia reactiva, tales como CER y
STATCOM.
La Base de Datos a utilizar incorpora las actualizaciones en el equipamiento del Sistema
señaladas por la Dirección de Operación del CDEC-SIC a la fecha de inicio del estudio.
Las cargas del Sistema se representarán de acuerdo al modelado actualmente adoptado
por el CDEC-SIC en su Base de Datos.
3.2.1 Incorporación de modelos
Se reportan en esta sección los elementos que han sido modificados o incorporados en la
BD. Algunos de los modelos aquí presentados ya se encontraban disponibles en la base de datos
de la DO y han sido actualizados de acuerdo a sus últimas versiones homologadas por
ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL.
Modelos estáticos
Representación del sistema actual
1. CCEE Polpaico 220 kV, 100MVAr.
2. CCEE Cerro Navia 220 kV, 50MVAr.
3. CCEE Alto Jahuel 220 kV, 50MVAr.
4. CER Polpaico: +110 / -70 MVAr: control con estatismo en Polpaico 220kV.
5. STATCOM Cerro Navia +140 / -65 MVAr: control con estatismo en Cerro Navia 220kV.
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Representación del sistema futuro
De las obras en construcción presentadas en [3], se consideran aquellas listadas en
Tabla 3.3.
Fecha de entradaMes Año
Obras en Construcción de GeneraciónPotencia
MWMay 2011 La Higuera 153May 2011 Confluencia 159Ago 2011 Los Colorados 2 10Nov 2011 Bocamina 02 342Dic 2011 Chacayes 106Dic 2011 Santa Maria 343Mar 2012 Rucatayo 60Abr 2012 Laja I 36,8
Fecha de entradaMes Año
Obras de Transmisión en ConstrucciónPotencia
MVA
Abril 2011 Subestación Polpaico: Instalación segundo autotransformador 500/220 kV 750
Agosto 2011 Línea Nogales - Polpaico 2x220 kV 2x1500Octubre 2011 Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220 kV 400
Octubre 2011 Tramo de línea Chena - Cerro Navia 2x220 kV: cambio de conductor 2x400
Enero 2012 Línea Ancoa - Polpaico 1x500 kV: seccionamiento -Abril 2012 Línea de entrada a A. Jahuel 2x500 kV 2x1800Abril 2012 Subestación Cerro Navia: Instalación equipos de control de flujos 2x350
Tabla 3.3. Obras futuras.
Modelos dinámicos
Se incorporan a la BD del CDEC-SIC los siguientes los modelos homologados por
ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL en base a ensayos en campo:
• Controlador de CER Maitencillo.
• Controlador de CER Pan de Azúcar 1 y 2.
• Controlador de CER Puerto Montt.
• Generadores y Reguladores de las cuatro unidades de Guacolda: Regulador de Tensión,
Estabilizador, Limitadores (OEL y UEL) y Regulador de velocidad (según proyecto EE-
2011-045 de ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL).
• Generador y Reguladores de la unidad Nueva Ventanas: Regulador de velocidad,
Regulador de Tensión, Estabilizador y Limitadores (OEL y UEL).
• Generador y Reguladores de la unidad Laguna Verde TG: Regulador de Tensión.
• Generadores y Reguladores de las unidades Quintero TG1 y TG2: Regulador de velocidad,
Regulador de Tensión, Estabilizador y Limitadores (OEL y UEL).
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Ir al índice• Generador y Reguladores de la unidad Los Pinos: Regulador de velocidad, Regulador de
Tensión, Estabilizador y Limitadores (UEL).
Se incorporan asimismo modelos equivalentes de equipos de compensación estática
formulados en base a información de fábrica o del ente operador, los que no han sido
homologados a través de ensayos en campo. La nueva representación permite reducir
sensiblemente el tiempo de simulación (hasta 3 veces):
• Controlador de STATCOM Cerro Navia: ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL generó un modelo
equivalente, cuyas respuestas se ajustan a las presentadas por el modelo del fabricante
(ver Apéndice C). Al igual que el modelo original, el nuevo control del STATCOM resulta
de tipo PI (control proporcional + integral), con los limitadores y el estatismo necesarios.
La diferencia principal se encuentra en la variable de control: si bien ambos modelos
controlan tensión en un nodo predefinido, el modelo original lo hace operando sobre las
tensiones de eje directo y cuadratura del VSC, y el modelo nuevo lo hace mediante la
corriente de eje cuadratura, acelerando los tiempos de cálculo y procesamiento.
• Controlador de CER Polpaico: El modelo del CER de Polpaico ha sido suministrado por el
fabricante, sin ser el mismo homologado a través de ensayos en campo. ESTUDIOS
ELECTRICOS generó un modelo equivalente, con las mismas características que el CER de
Puerto Montt, cuya respuesta se ajusta a la presentadas por el modelo del fabricante (ver
Apéndice C).
• Se incorporan a los generadores de las centrales futuras Bocamina II y Santa María II
controles de tensión y de velocidad con idénticas características y parámetros que
aquellos cargados en la actual BD para el generador Ventanas III. En ambos casos se
verifica la satisfactoria respuesta de los controles en vacío y en carga.
3.2.2 Corrección de modelos
Modelos estáticos
Se realizan las siguientes modificaciones de menor relevancia en el modelado de la red:
• Ajuste de las corrientes de magnetización de transformadores: se completan los niveles
de corriente de vacío en todos los transformadores que presentan valores de pérdidas
activas en kW.
• Cambio de parámetros en transformadores de Quillota y Ventanas: se modifican
parámetros de impedancia de los transformadores de Quillota y Ventanas 220/110kV; la
BD original cuenta con parámetros de secuencia homopolar no consistentes.
• Cambio de parámetros en el doble circuito San Luis - Quillota 220kV: se modifican los
parámetros de impedancia y de capacidad térmica de este doble circuito, según
información detallada en el documento “empresas_transmisoras.xls” disponible en la
página web del CDEC-SIC.
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Ir al índice• Cambio de parámetros en el doble circuito Batuco – Tap Batuco 110kV: se modifican los
parámetros de capacidad térmica de este doble circuito, según información detallada en
el documento “empresas_distribuidoras.xls” disponible en la página web del CDEC-SIC.
• Cambio de parámetros en transformadores y barras de Central Guacolda: se modifican
las tensiones nominales de las barras de generación, las tensiones nominales de los
transformadores elevadores y el porcentaje de incremento de tensión por tope de estos
transformadores, según el documento “empresas_generadoras.xls” disponible en la
página web del CDEC-SIC.
Modelos dinámicos
Se realizan las siguientes correcciones en los modelos dinámicos:
• AVR San Isidro 2: analizando los modelos dinámicos de las unidades con aporte en San
Luis, se detectó un error en las ecuaciones internas del regulador de tensión de la unidad
San Isidro 2, el cual se ha corregido según se presenta en Figura 3.1.
• AVR Nehuenco 1 TG: se corrigen los límites del regulador de tensión en la unidad
Nehuenco 1 modificando los valores indicados en Tabla 3.4. En este caso, el error
consiste en que los límites en PowerFactory se encontraban modelados antes de la
ganancia, cuando en la homologación estos límites se encontraban después de la misma.
Nótese que los nuevos parámetros son iguales a los anteriores, divididos por la ganancia
Ke = 23.
Parámetro [pu] Valor original Valor actualizado
Vmin Techo de excitación negativo -7,16 -0,3113
Vmax Techo de excitación positivo 8,7 0,3783Tabla 3.4. Modificación parámetros AVR Nehuenco I TG.
• De acuerdo con los resultados de [13] se actualizan los controles de los generadores de
las siguientes centrales de ENDESA Chile:
◦ Antuco (pcu y vco).
◦ El Toro (pcu, vco, uel, pss, oel).
◦ Pangue (pcu y vco).
◦ Pehuenche (pcu, vco y uel).
◦ Ralco (pcu).
◦ Rapel (pcu, vco, pss, oel).
◦ Taltal (pcu).
• De acuerdo con [15] se actualizan los modelos de regulador de tensión y estabilizador de
los generadores de Central Canutillar.
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Ir al índice• Corrección modelo generador e incorporación modelos AVR, OEL y UEL de Campanario
TG4 según [16].
vco_SANISIDRO2:
K(1+sTz)/(1+sTp)Ka,Tlag,Tlead
Const(1)Ifr
(1/(1+sT))Ti
<0.5,Ifr
>1.05,Ifr
-
-
-
ConstVFLpickup
-
Lim
EfdMAX
EfdMIN
Lim
VfeMAX
VfeMIN
CC0
1
-
LVG
0
1
(1/(1+sT))T
_1/sTTvfl
(1/R)/(1+sT)Rfe,Te
1/(1+sT)Td
1/(1+sT)Td
ffVboel
0
1
KKvh
KKf
KK2
KKe
DelayTmax
0
1
HVG0
1
Tiempo
vco_SANISIDRO2:
0
1
2
3
4
voel
sal
o17
yi10
sset
rresetTiempo
yi9
ut
vh
yi8
speed
usetp
yi7e
uerrsVFDyi2
vuel
yi11
upss
DIg
SIL
EN
T
antes
ahora
Figura 3.1 - Modificación parámetros AVR San Isidro 2.
• Corrección modelos AVR, OEL y UEL de las unidades 1 y 2 de Central Peuchén según
[17].
• Corrección modelo de generador de Central Juncal según [18].
• Corrección modelos de generador de centrales Quilleco y Rucúe según [19] y [20],
respectivamente. No se cuenta con los modelos matemáticos de AVR generados a partir
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Ir al índicede ensayos en 2007 ejecutados por Colbún.
• Se cambia la constante de inercia del generador Quellón II de 0,03s a 0,3s.
• Corrección de modelos de generador de las unidades 3 y 4 de Central Guacolda [23, 24].
• Equivalentes Central Trapén: se cambia Tq0” de 0,36s s a 0,036s y se agregan los
parámetros de saturación SG1.0 = 0,4 pu y SG1.2 = 1,7 pu.
3.3 Escenarios de base
Los escenarios “base” utilizados como punto de partida para el estudio han sido
confeccionados en conformidad con la DO y representan las características estacionales y diarias
de la demanda y del despacho de generación del SIC, conforme a la programación mensual de la
operación para el período del estudio (año 2012). Los mismos contemplan distintos estados
hidrológicos y niveles de demanda.
En base a los mismos, posteriormente y con el auxilio del análisis modal, serán
confeccionados los escenarios de estudio, siendo éstos representativos de las condiciones más
favorables para la aparición de oscilaciones electromecánicas poco amortiguadas en el SIC. Son
considerados sólo escenarios de operación prácticamente probables, descartándose aquellos de
naturaleza teórica en los que las condiciones de la red son extremas.
Los escenarios base presentan niveles de demanda previstos para diciembre de 2012. Los
mismos son confeccionados a partir de aquellos presentados en la Base de Datos de la DO del
CDEC-SIC actualizada a Julio de 2011. En función de las Tasas de Crecimiento según Previsión
de Demanda SIC [3] presentadas en Tabla 3.5, se escala la demanda del Sistema aplicando los
factores de crecimiento anual de 8,6% y 5,25% para los clientes libres y regulados,
respectivamente.
Años Libres Regulados Total2010 6,9 % 2,1 % 4,0 %2011 8,6 % 5,2 % 6,6 %2012 8,6 % 5,3 % 6,7 %2013 8,0 % 5,3 % 6,5 %
Tabla 3.5. Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [3].
Se muestran en Tabla 3.6 los niveles de demanda de los escenarios base.
Escenario Var Consumo clientes [MW]Libres Regulados Total
DO1_Al Dda Alta (*) Alta 1802 4072 5874DO2_Me Dda Media (*) Media 1736 3890 5626DO3_Ba Dda Baja (*) Baja 1709 2529 4238B1_Al DO1_Al Alta 2021 4375 6396B2_Me DO2_Me Media 1947 4179 6127B3_Ba DO3_Ba Baja 1917 2717 4634
(*) Extraídos de la Base de Datos Julio de 2011 de la DO
Varpartida
Nivel dedemanda
Julio2011
Diciembre2012
Tabla 3.6. Niveles de demanda en escenarios base.
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Ir al índiceSon reportados en Tabla 3.7 las transferencias de potencia registradas en corredores
testigo del SIC. En el Anexo 1 adjunto a este informe se presentan los resultados del cálculo del
flujo de cargas en cada uno de los casos sobre un diagrama unifilar del Sistema de Transmisión.
Detalles del despacho de generación se presentan en el Apéndice C de este informe.
Caso Varpartida
Transferencias [MW]
Cau-Cha 220kV
Anc-AJah 500kV
AJah-Pol500kV
Nog-LVil 220kV
B1 DO1 219 802 86 134
B2 DO2 203 688 22 33
B3 DO3 165 216 -176 108
Tabla 3.7. Transferencias de potencia en escenarios base.
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4 METODOLOGÍA DE AJUSTE DE ESTABILIZADORES
Los estudios contemplan los análisis estáticos modal y de flujos de carga, y dinámico a
través de simulaciones en el dominio del tiempo en distintas topologías y escenarios de
generación y demanda previstos para el año 2012.
La calibración de los estabilizadores está orientada principalmente a determinar, como
mínimo, los parámetros de:
• Filtros “ramp-tracking” y “wash-out”.
• Redes de compensación de fase.
• Ganancia estática y límites de tensión de salida.
• Lógicas adicionales como: reset no lineal, bandas de potencia de operación restringida.
• Lógicas on/off.
La metodología propuesta para el amortiguamiento de los modos electromecánicos críticos
del SIC comprende la ejecución secuencial de los siguientes hitos:
➔ Hito 1: Análisis modal y definición de escenarios
➔ Hito 2: Caracterización de modos electromecánicos críticos
➔ Hito 3: Elección de las máquinas apropiadas para el amortiguamiento del Sistema
➔ Hito 4: Ajuste robusto de fase
➔ Hito 5: Ajuste sistémico de ganancias
➔ Hito 6: Análisis temporal en gran señal
El detalle de los anteriores hitos se proporciona en apartados posteriores. Los hitos 1 a 3
son planteados siguiendo la metodología propuesta en [4]. Los hitos 4 a 6 se proponen de modo
de alcanzar los objetivos del proyecto utilizando las herramientas disponibles.
4.1 Hito 1: Análisis modal y definición de escenarios
Como es sabido, los modos electromecánicos son aquellos asociados al ángulo del rotor o a
la velocidad de los generadores del Sistema, encontrándose en general en el rango de
frecuencias de 0.1 a 3Hz. La cantidad de estos modos es numéricamente igual al número de
generadores modelados dinámicamente menos uno. Un grupo de generadores modelados como
un equivalente se contabiliza como un único generador para la definición de los modos
electromecánicos. Con esta base, una vez calculados los autovalores es posible determinar los
modos electromecánicos del Sistema.
En este Hito 1 se ejecuta el cálculo de los autovalores del Sistema junto con el de los
factores de participación, los que permiten identificar la naturaleza de los modos. Este cálculo
auxiliará en la confección de los escenarios de operación probables de mayor criticidad, en los P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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Ir al índiceque los modos de oscilación dominantes presenten el menor amortiguamiento o puedan
convertirse en oscilaciones sostenidas o crecientes. Se analiza un amplio rango de condiciones
operativas probables del SIC (despacho de generación, nivel de demanda y topología de red),
tanto en condiciones de red “N” como “N-1, que se define en conformidad con el CDEC-SIC.
El rango de frecuencias electromecánicas características del SIC se determina en este hito
ejecutando análisis modales en los casos base, con y sin los controladores del Sistema en
servicio.
4.2 Hito 2: Caracterización de modos electromecánicos críticos
Los mode-shapes y factores de participación pueden calcularse para el total de los modos
electromecánicos. Para el ajuste sistémico de estabilizadores, resultan de interés sólo aquellos
correspondientes a los modos críticos, siendo éstos aquellos que no cumplen con los criterios de
mínimo amortiguamiento relativo expuestos en la sección 2.
En este hito se caracterizan los modos críticos con el objeto de facilitar el entendimiento de
la naturaleza de las oscilaciones electromecánicas del SIC, y verificar la consistencia de las
acciones de control propuestas.
Mode-shapes de velocidad
Los autovectores derechos de la matriz de estado del Sistema proporcionan los llamados
“mode-shapes” (también “forma del modo” en singular), dando una medida de la actividad de
una variable de estado cuando un determinado modo es excitado [5]. Los mode-shapes de
velocidad se componen de los factores de observabilidad de las velocidades rotóricas en cada
modo, y se utilizan para identificar la forma en que oscilan las máquinas, permitiendo su
clasificación en modos locales, intra-planta, inter-plantas e inter-áreas.
Factores de participación de velocidad
Los factores de participación son indicativos de las interacciones relativas de los
respectivos estados en los respectivos modos, y viceversa [5]. Los factores de participación de
velocidad indican la sensibilidad del modo a la adición de amortiguamiento mecánico en el eje
del generador. Si el factor de participación correspondiente a un determinado generador en un
modo electromecánico fuera cercano a cero, entonces ese generador no tendrá capacidad de
contribuir al amortiguamiento del modo. Para una dada central, su factor de participación estará
dado por la sumatoria de los factores de participación de sus máquinas integrantes.
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4.3 Hito 3: Elección de las máquinas apropiadas para el amortiguamiento del Sistema
La experiencia muestra que no es inusual que una unidad de generación participe
simultáneamente en modos de oscilación local e interárea. Los estabilizadores deben entonces
ser capaces de amortiguar ambos modos. Como una unidad o una planta es dominante en su
modo local, su estabilizador debe tener un alto impacto en el amortiguamiento del mismo. En
contrapartida, una unidad experimenta sólo una porción de la magnitud total de la oscilación de
potencia de un modo interárea. Así, un estabilizador aplicado a una única unidad puede
contribuir al amortiguamiento de un modo interárea en proporción a su potencia nominal de
generación respecto a la capacidad total del área de la que forma parte. En consecuencia, el
estabilizador debe diseñarse para proveer un amortiguamiento adecuado del modo local en
todas las condiciones de operación, prestando particular atención a condiciones de alta carga y
transmisión débil, y simultáneamente proveer alta contribución al amortiguamiento de los
modos interárea. Este criterio asegura un buen desempeño ante un amplio rango de condiciones
de operación del sistema. [10]
En este Hito 3 se utiliza el cálculo de los factores de participación de velocidad para
identificar los generadores con mayor influencia sobre los modos críticos. Aquellos clasificados
como locales, serán amortiguados por el estabilizador del generador al cual se asocian. El
amortiguamiento de los modos críticos de baja frecuencia será proporcionado por aquellas
unidades del SIC que participen más fuertemente sobre ellos. Estas máquinas, además de
amortiguar sus respectivos modo locales, deberán expandir su acción de control para
proporcionar amortiguamiento positivo en la frecuencia electromecánica de los modos interárea
sobre los que participan de manera sustantiva.
Se considera que aquellos modos locales críticos asociados a plantas de potencia por
debajo de 30MW no comprometen la estabilidad oscilatoria del Sistema en su conjunto. Así,
pues, el amortiguamiento de los mismos habrá de ser controlado con un ajuste del regulador
automático de tensión que proporcione desempeños aceptables ante pequeñas y grandes
perturbaciones. Si esta estrategia no fuera suficiente, deberá analizarse la posibilidad de instalar
estabilizadores en las unidades comprometidas. En cada caso particular, deberán ejecutarse
estudios detallados, junto con ensayos en campo para la homologación de los modelos
matemáticos del generador y sus controles cargados en el simulador. Estas tareas exceden los
alcances del presente estudio, debiendo ejecutarse en instancias posteriores.
La elección de las unidades candidatas deberá contar con suficiente redundancia de
manera de garantizar el amortiguamiento satisfactorio de los modos críticos en casos en que los
estabilizadores de algunas máquinas se encuentren fuera de servicio.
Si alguna de las unidades seleccionadas no tuviera sus modelos de generador y de AVR
homologados a través de ensayos en campo, su estabilizador será ajustado utilizando los
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Ir al índicemodelos disponibles y se recomendará en las conclusiones de este estudio el ensayo de la
misma. Posteriormente, cuando ya se tuvieran los modelos homologados de la máquina y sus
controles, en un proyecto ulterior deberá reajustarse el estabilizador de la misma utilizado los
modelos actualizados.
En el caso de las instalaciones de generación existentes que participen significativamente
en los modos de oscilación críticos y cuyos modelos de máquina sincrónica, regulador de
tensión, sistema de excitación y PSS no estén validados contra ensayos en campo, se
presentará una propuesta para la realización de las pruebas y la correspondiente validación de
los modelos.
Cuando una máquina de gran porte en la que no se haya relevado estabilizador participe
fuertemente en un modo crítico, se dispondrá que la misma contribuya en el amortiguamiento
del modo. Para ello, se asumirá que la misma habrá de contar con un estabilizador de integral
de potencia acelerante con tres bloques de adelanto-atraso de fase en su lazo principal de
estabilización; el mismo será representado en el simulador con un modelo estándar IEEE PSS2B.
4.4 Hito 4: Ajuste robusto de fase
Las constantes de tiempo de los filtros wash-out y de los bloques de adelanto-atraso de
fase del lazo de control de cada estabilizador se seleccionan individualmente para cada máquina
utilizando el software PSSDesigner de ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL, que aplica el Método de
Ajuste Robusto de Fase (MARF) propuesto en [6] y basado en [7]. El MARF permite definir los
requerimientos de compensación de fase del estabilizador de cada máquina por separado en
todo el rango de posibles frecuencias electromecánicas y escenarios de operación.
El MARF utiliza un Sistema Sintético en el que el generador bajo estudio se vincula a una
barra de potencia infinita a través de una reactancia serie sobre la que se opera para variar la
frecuencia electromecánica de oscilación. Se introduce una carga local en la barra de generación
(con dependencia nula respecto de la tensión) que varía con la reactancia serie de modo de
mantener inalteradas las condiciones terminales de la máquina en cada uno de los escenarios
generados.
4.4.1 Criterios de ajuste
Son los siguientes los criterios generales adoptados en la implementación del MARF.
Escenarios de ajuste
El lazo estabilizante del PSS se ajusta inicialmente para la condición de operación del
generador en el Sistema Sintético que presente modos electromecánicos menos amortiguados,
siendo ésta generalmente aquella en la que la máquina genera potencia activa elevada y opera
en su límite de subexcitación. El ajuste resultante es validado y/o revisado de modo que el
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Ir al índicedesempeño del conjunto completo generador - AVR - PSS resulte satisfactorio para el resto de
los posibles escenarios de operación.
Definición del rango de compensación de fase (RCF)
Siendo que en la práctica es imposible proporcionar compensación de fase ideal en todo el
rango de frecuencias de oscilación, es preciso restringir el ajuste de la compensación de fase de
cada máquina al rango de frecuencias electromecánicas que la máquina experimenta cuando se
interconecta al SIC. Así, pues, además de asegurar el amortiguamiento satisfactorio de los
modos de alta frecuencia, deberá optimizarse la eficiencia de la acción de control extendiendo el
RCF sólo hasta aquellas frecuencias electromecánicas en las que la máquina bajo ajuste
participa fuertemente. Estas frecuencias son las de los modos críticos definidos en el Hito 2. Por
ejemplo, si la frecuencia más baja de oscilación en la que participa una máquina es 0,8Hz, no
sería eficiente invertir acción de control para amortiguar modos de 0,2Hz de frecuencia que, en
la práctica, no habrá de experimentar.
La frecuencia mínima del RCF de cada planta resultará de la menor entre: 0,5 Hz y la
mínima frecuencia del modo critico en el que participa más de 0,1 pu, multiplicada por un factor
0,8. En aquellos casos en los que el estabilizador actualmente instalado no permitiera alcanzar
una buena compensación de fase en todo el RCF (por ejemplo, por poseer sólo dos bloques
adelanto-atraso de fase en el lazo principal), se evaluará la posibilidad de aumentar la mínima
frecuencia cuando la participación en modos críticos de baja frecuencia sea relativamente
reducida.
El límite superior del RCF quedará establecido por la máxima frecuencia alcanzada por el
modo local, calculado al asumir una reactancia mínima entre el generador y la barra de potencia
infinita.
El RCF se define de modo que la máxima compensación de fase para cada frecuencia de
oscilación sea la ideal y la mínima contemple una subcompensación de unos 40º.
Elección de la ganancia estática
Se adopta la menor ganancia estática KPSS del lazo de control del estabilizador posible tal
que los modos electromecánicos de alta frecuencia (por encima de 0,8Hz) del generador en el
Sistema Sintético satisfaga el criterio de mínimo amortiguamiento relativo del 10%.
Como es sabido [5, 8, 9], a medida que el amortiguamiento del modo electromecánico
aumenta, el modo de control o de excitatriz se desplaza hacia la derecha en el plano complejo,
pudiendo incluso volverse inestable si la ganancia del estabilizador es relativamente grande.
Debe prestarse especial atención a que el amortiguamiento post-ajuste del modo de control sea
aceptable.
Siempre que sea posible, al amortiguar los modos electromecánicos debe procurarse no
disminuir sus frecuencias finales (en relación a sus valores iniciales), ya que de sus cuadrados P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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Ir al índicedependen las componentes sincronizantes Ts del torque eléctrico de la máquina de acuerdo con
(4.1), en la que H es la constante de inercia y ωn es la frecuencia natural no amortiguada del
polo [5, 8, 9].
Ts = 2Hωn2 (4.1)
Ajuste de filtros y no linealidades
Los filtros ramp-tracking y wash-out, los límites de tensión de salida y las eventuales
lógicas adicionales (como reset no lineal, bandas de potencia de operación restringida, lógicas
on/off, etc.) se ajustan, en principio, adoptando parámetros típicos reportados en la literatura
especializada y de acuerdo con la experiencia de los especialistas de ESTUDIOS ELÉCTRICOS
SRL en la parametrización de controles y ensayos en campo.
Se ejecutan en el Sistema Sintético simulaciones temporales de escalones en la referencia
de los reguladores de tensión y rampas (de toma de carga) en la potencia mecánica para
verificar con el modelo no lineal del conjunto generador - AVR - PSS que el estabilizador
efectivamente proporciona amortiguamiento positivo a las oscilaciones electromecánicas, sin
introducir transitorios adversos en la tensión y potencia reactiva terminales [26, 27].
Los parámetros adoptados pueden luego ser revisados conforme a los resultados de las
simulaciones ejecutadas en los siguientes hitos sobre el modelo completo del SIC.
4.5 Hito 5: Ajuste sistémico de ganancias
El valor definitivo de las ganancias estáticas de los estabilizadores se determina sobre el
modelo del SIC completo, mancomunando los esfuerzos estabilizantes de las máquinas del
Sistema para amortiguar los modos críticos sobre los que fuertemente participan.
Los modos electromecánicos que se muestren poco amortiguados aún luego de habilitar el
total de los estabilizadores ajustados con el MARF se estabilizan incrementando las ganancias
estáticas de los generadores que en ellos respectivamente presentan mayores factores de
participación (según se determina en el Hito 3). Así, se procura relocalizar el total de los modos
críticos a la izquierda de la semirrecta de mínimo amortiguamiento relativo admisible. Este
procedimiento se realiza por separado para cada modo crítico y en cada escenario de estudio,
comenzándose con los escenarios que presentan modos menos amortiguados, y verificando el
desempeño del SIC en el resto de los escenarios.
Se presta especial atención en que el amortiguamiento post-ajuste de los modos no
electromecánicos del SIC presenten amortiguamientos aceptables.
El amortiguamiento de los modos críticos debe resultar satisfactorio en condiciones de
operación “N-1” en las que ya una máquina, ya su estabilizador, se encuentra fuera de servicio.
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Ir al índicePara esto, en el Hito 3 es indispensable una selección redundante de las unidades generadoras
candidatas a estabilizar el Sistema.
4.6 Hito 6: Análisis temporal en gran señal
Son simuladas perturbaciones de gran señal sobre el modelo completo no lineal del SIC
utilizando el programa PowerFactory. Se evalúa en el dominio del tiempo el efecto de la
incorporación de los estabilizadores sobre el amortiguamiento de los modos oscilatorios y la
estabilidad transitoria del SIC.
Las simulaciones se ejecutan en distintos escenarios, dejándose evidencia de los efectos
estabilizantes obtenidos tras la incorporación del total de los estabilizadores ajustados en este
estudio con sus parámetros propuestos.
En esta instancia pueden ser revisados los ajustes de los filtros (wash out y ramp tracking)
y no linealidades de los estabilizadores (tales como límites de salida, lógicas on/off, etc.). Se
evalúan asimismo los efectos debido al estabilizador que la variación de la potencia mecánica de
la turbina tiene sobre la regulación de tensión.
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5 AJUSTE DE ESTABILIZADORES
Se presentan en esta sección los principales resultados de la ejecución de la metodología
de ajuste de estabilizadores presentada en el título 4.
5.1 Hito 1: Análisis modal y definición de escenarios
Se confeccionan en este hito múltiples casos de estudio en distintos niveles de demanda
del SIC, los que se consideran representativos de los estados más favorables a la aparición de
oscilaciones electromecánicas poco amortiguadas. Se preparan escenarios de red completa (red
“N”) y con una contingencia simple (red “N-1”), siendo las principales características de los
mismos presentadas en las tablas 5.1 a 5.4.
Es válido resaltar que los casos de estudio en su total han sido confeccionados en
coordinación con el CDEC-SIC y permanecerán inalterados en la ejecución de los posteriores
hitos de la metodología de ajuste.
Los escenarios se elaboran de modo de maximizar las transferencias de potencia por las
interconexiones del Sistema de Transmisión del SIC en 220 kV y 500 kV. En general, se plantea
la maximización de los niveles de generación en las áreas Norte, Centro y Sur, siendo estas
últimas las indicadas en el esquema geográfico de Figura 5.1 junto con los “Grids” de la Base de
Datos a los que pertenecen las centrales generadoras.
Se considera en la confección de escenarios la interrelación en los despachos de
generadores hidráulicos que pertenecen a una misma cuenca, de acuerdo a los datos
suministrados por el CDEC-SIC. Cabe aclarar que no han sido considerados en el despacho de
generación los parques eólicos actuales y futuros del SIC.
En el total de los casos de estudio se verifica la no existencia de tensiones fuera de rango
o de elementos serie sobrecargados en el Sistema de Transmisión. En el Anexo 1 adjunto a este
informe se presenta para cada caso de estudio un esquema unifilar del Sistema de Transmisión
Troncal del SIC con los resultados de la resolución del flujo de cargas. El despacho de
generación por caso de estudio se presenta en tablas en el Apéndice C de este informe.
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08Charrúa
01Atacama
02Coquimbo
10Araucanía
09Concepción
06Troncal
04Chilectra
03Chilquinta
05Colbún
05Colbún
11Araucanía
66kV
06Troncal
ZonaNorte
ZonaCentro
ZonaSur
07Sistema
154kV-66kV
Figura 5.1. Zonas y “Grids” de la Base de Datos a los que pertenecen los generadores.
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Caso Casopartida
Transferencias [MW]
ObservacionesCau-Cha
220kV
Anc-AJah 500kV
AJah-Pol500kV
Nog-LVil 220kV
N1_AlCS B1 127 1431 480 132 Se maximiza la generación en las zonas centro
y sur.
N2_AlCS N1 127 1305 345 173 Se saca de servicio la Central Rapel y se
despachan las unidades de Central Ventanas.
N3_AlCN N2 157 687 -56 -31
Se maximiza la generación en las zonas centro y norte.La generación al norte de PColorada se limita en condiciones N-1 por el corredor Maitencillo-PAzucar 220kV.
N4_AlNS N2 127 1546 491 -31
Se maximiza la generación en las zonas norte y sur.Isla+Curillinque+Cipreses = 193MW.Pehuenche = 2 x 270MW
N5_AlCS N1 125 1335 505 132
Alta generación en centro y sur. Se despachan ambas unidades de Candelaria en 110MW cada una.
N6_AlCS N2 193 1336 352 173
Alta generación en centro y sur. Las centrales Bocamina II, Santa María y Los Pinos reemplazan generación hidráulica.
N7_AlNS N4 193 1310 332 -31
Alta generación en norte y sur. Las centrales Bocamina II, Santa María y Los Pinos reemplazan generación hidráulica.
Tabla 5.1. Casos de estudio en escenarios de demanda alta y condiciones de red completa.
Caso Casopartida
Transferencias [MW]
ObservacionesCau-Cha
220kV
Anc-AJah 500kV
AJah-Pol500kV
Nog-LVil 220kV
N20_BaCS B3_Ba 133 229 -198 145 Se maximiza la generación en las zonas centro
y sur.
N21_BaCS N20 137 465 56 145 Se saca de servicio la Central Ventanas y se
despachan las unidades de Central Rapel.
N22_BaCN N21 205 -126 -355 -40
Se maximiza la generación en las zonas centro y norte.La generación al norte de PColorada se limita en condiciones N-1 por el corredor Maitencillo-PAzucar 220kV.
N23_BaNS N20 138 515 -37 -39 Se maximiza la generación en las zonas norte y
sur.
Tabla 5.2. Casos de estudio en escenarios de demanda baja y condiciones de red completa.
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Caso Casopartida
Transferencias [MW]ObservacionesCau-Cha
220kVAnc-AJah
500kVAJah-Pol500kV
Nog-LVil 220kV
N-1_1Al_CS N1 131 1424 477 132 Alta generación centro y sur. Ancoa-AJahuel
500kV L1 F/S.
N-1_2Al_CS N1 131 1435 482 132 Alta generación centro y sur.
Rapel-CNavia-AMelipilla 220kV L1 F/S.
N-1_3Al_CS N2 128 1305 345 173 Alta generación centro y sur. CH Rapel F/S; CT
Ventanas E/S. Temuco-LCiruelos 220kV F/S.
N-1_4Al_CN N3 161 688 -56 -30 Alta generación centro y norte.
LPalmas-PAzúcar 220kV L2 F/S.
N-1_5Al_NS N4 131 1547 491 -30 Alta generación norte y sur. LPalmas-PAzúcar
220kV L2 F/S.
N-1_6Al_NS N4 131 1540 488 -31 Alta generación norte y sur. Ancoa-AJahuel
500kV L1 F/S.
N-1_7Al_NS N4 128 1546 491 -31 Alta generación norte y sur. Temuco-LCiruelos
220kV F/S.
N-1_8Al_CS N5 131 1359 515 132 Alta generación centro y sur.
Colbún-LCandelaria 220kV L2 F/S.
N-1_9Al_NS N4 127 1550 493 -27
Alta generación norte y sur. Paposo – DAlmagro 220kV L2 F/S. Se busca el modo de baja frecuencia observado en el ensayo del 18/11/2011.
N-1_10Al_NS N4 127 1546 491 -31
Alta generación norte y sur. Pangue – Cholguán 220kV F/S. Se busca el modo de 0,98hz observado en el ensayo del 21/11/2011.
N-1_11Al_NS N4 217 901 218 -70
Alta generación norte y sur. Se escala la demanda del escenario a 5000MW. Se busca el modo de 0,98hz observado en el ensayo del 21/11/2011. Pangue – Cholguán 220kV F/S.
N-1_12Al_NS N7 194 1300 330 -31
Alta generación en norte y sur. Bocamina II, SMaría y LPinos reemplazan generación hidráulica. Ancoa-AJahuel 220kV L2 F/S.
N-1_13Al_NS N7 194 1310 332 -31
Alta generación en norte y sur. Bocamina II, SMaría y LPinos reemplazan generación hidráulica. SMaria-Charrua 220kV L2 F/S.
N-1_14Al_CS N6 193 1337 355 173
Alta generación en centro y sur. Bocamina II, SMaría y LPinos reemplazan generación hidráulica. Charrúa-Ancoa 500kV L2 F/S.
N-1_15Al_CS N6 193 1336 352 173
Alta generación en centro y sur. Bocamina II, SMaría y LPinos reemplazan generación hidráulica. Lagunilla-Charrua 220kV L2 F/S.
N-1_16Al_CS N2 128 1305 347 173 Alta generación centro y sur. CH Rapel F/S; CT
Ventanas E/S. Charrúa-Ralco 220kV L2 F/S.
N-1_17Al_NS N4 128 1547 493 -31 Alta generación norte y sur.
Charrúa-Ralco 220kV L2 F/S.
N-1_18Al_NS N4 127 1585 501 -31 Alta generación en norte y sur.
Itahue-SFernando 154kV C1 F/S.
N-1_19Al_CS N5 125 1515 551 132 Alta generación en centro y sur.
Itahue 400MVA 220/154/66kV F/S.
Tabla 5.3. Casos de estudio en escenarios de demanda alta y en condiciones de red “N-1”.
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Caso Casopartida
Transferencias [MW]
ObservacionesCau-Cha
220kV
Anc-AJah 500kV
AJah-Pol500kV
Nog-LVil 220kV
N-1_20Ba_CS N20 139 225 -198 145 Alta generación centro y sur. CH Rapel F/S; CT
Ventanas E/S. Ancoa-AJahuel 500kV L1 F/S.
N-1_21Al_CS N20 139 230 -198 145 Alta generación centro y sur. CH Rapel F/S; CT
Ventanas E/S. Temuco-LCiruelos 220kV F/S.
N-1_22Ba_CS N21 139 469 58 145
Alta generación centro y sur. CT Ventanas F/S; CH Rapel E/S. Rapel-CNavia-AMelipilla 220kV L1 F/S.
N-1_23Ba_CN N22 205 -125 -354 -39 Alta generación centro y norte.
LPalmas-PAzúcar 220kV L2 F/S.
N-1_24Ba_NS N23 138 516 -37 -38 Alta generación norte y sur. LPalmas-PAzúcar
220kV L2 F/S.
N-1_25Ba_NS N23 138 505 -39 -39 Alta generación norte y sur. Ancoa-AJahuel
500kV L1 F/S.
N-1_26Ba_NS N23 138 515 -38 -39 Alta generación norte y sur. Temuco-LCiruelos
220kV F/S.
N-1_27Ba_CS N21 136 297 14 145
Ancoa 500/220kV F/S.Isla+Curillinque+Cipreses = 120MW.Pehuenche = 2 x 140MW.
Tabla 5.4. Casos de estudio en escenarios de demanda baja y en condiciones de red “N-1”.
Sobre los casos N-1 18, 19 y 27 se pretende analizar los modos oscilatorios dominantes de
las unidades generadoras que se conectan al sistema de transporte Charrúa - Alto Jahuel 154 kV
ante contingencias simples. Las centrales generadoras con unidades de gran porte que
permanecen interconectadas a dicho sistema son Cipreses, Isla y Curillinque, a las que se
suman los generadores de Central Pehuenche cuando se considera el autotransformador Ancoa
500/220 kV fuera de servicio. Este último caso se analiza en un escenario de demanda baja, ya
que constituye una contingencia severa cuando la Central Pehuenche (2 x 290 MVA) genera
potencias elevadas que se evacuan por el transformador Itahue 220/154 kV.
Se determina el rango de frecuencias electromecánicas típico del SIC a través del cálculo
de autovalores en los casos de estudio base B1 y B3, considerando fuera de servicio el total de
los modelos de controladores del Sistema. Se encuentran en los casos B1 y B3 respectivamente
108 y 81 modos oscilatorios dentro de la banda de 0,1 a 5 Hz, coincidiendo estas cantidades con
el número de generadores modelados dinámicamente en cada caso de estudio menos uno.
En ambos casos el grueso de los modos oscilatorios se encuentran en la banda de
frecuencias de 0,5 a 3,5 Hz, considerándose a éste como el rango de frecuencias
electromecánicas típico del SIC. Se observan dos modos de frecuencias excepcionalmente
elevadas (cercanas a 4,7Hz), en los que las velocidades y ángulos rotóricos de los generadores
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Ir al índiceFPC y Quellón tienen máximos factores de participación. Esto se atribuye al hecho de que son
éstas las unidades de las modeladas en la Base de Datos de menores constantes de inercia
(HFPC = 0,47s; HQuellón = 0,30s).
Se muestran en figuras 5.2 y 5.3 los resultados de la ejecución del análisis modal en los
casos B1 y B3, respectivamente, considerando y sin considerar en servicio los modelos
dinámicos de los controles de los elementos del SIC (en todos los casos se consideran inactivos
los modelos de los estabilizadores). Los segundos son identificados con la leyenda
“noComposite” a continuación del nombre del caso de estudio. Nótese que numerosos modos
oscilatorios se desplazan hacia la derecha en el plano complejo cuando en su cálculo se
consideran en servicio los controles del Sistema, comportamiento esperado [5, 8] y atribuido al
impacto negativo que los reguladores automáticos de tensión tienen sobre la componente
amortiguante del torque eléctrico de cada generador. Asimismo, se observa que el modo de
frecuencia cercana a 0,75 Hz se vuelve inestable al considerar los controles de los generadores
en el cálculo de autovalores y despreciando el total de los estabilizadores del Sistema.
Debe observarse en figuras 5.2 y 5.3 que el total de los modos electromecánicos del
Sistema calculados sin controles en servicio resulta estable (parte real positiva),
comportamiento esperable cuando los únicos elementos dinámicos del Sistema (además de los
equipos de compensación estática) son las unidades generadoras sincronizadas a través de la
red.
En cada uno de los casos de estudio propuestos se calcula el total de los polos del Sistema
con el método QR, y se filtran aquellos que no cumplen los criterios de mínimo amortiguamiento
relativo especificado en [1]. Los mismos se denominan “modos críticos” y se presentan en
figuras 5.4 a 5.8. La descripción de los modos críticos se adjunta a este informe en el
documento EE-ES-2011-435_RevB_Anexo_2_Analisis_modal_por_caso. Los cálculos se realizan
considerando en servicio el total de los controles de las máquinas en servicio, excepto los
modelos de los estabilizadores.
En los casos de estudio N6 y N7, y en los que a partir de ellos se generan, se encuentra un
modo oscilatorio de frecuencia cercana a 3,76 Hz y amortiguamiento del -35%, junto con otro
real en +23 1/s. El análisis modal indica alta participación de variables del regulador de
velocidad de Central Los Pinos en los mismos; las variables de estado de otras máquinas del SIC
presentan en ellos participaciones prácticamente nulas. Adicionalmente, se encuentra que
dichos modos ya no se encuentran al repetir el cálculo de autovalores sin el regulador de
velocidad en Los Pinos, pudiendo concluirse que el modo oscilatorio encontrado no es
electromecánico. Así, pues, en principio serán despreciados los efectos del GOV de Los Pinos en
el análisis de la estabilidad oscilatoria del SIC, pudiendo los mismos considerarse en el Hito 6:
Análisis temporal en gran señal.
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Figura 5.2. Modos oscilatorios con y sin controles en el SIC. Demanda alta.
Figura 5.3. Modos oscilatorios con y sin controles en el SIC. Demanda baja.
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Figura 5.4. Modos oscilatorios críticos en escenarios de demanda alta y condiciones de red N.
Figura 5.5. Modos oscilatorios críticos en escenarios de demanda baja y condiciones de red N.
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Figura 5.6 - Modos oscilatorios críticos en escenarios de demanda alta y condiciones de red N-1.
Figura 5.7. Modos oscilatorios críticos en escenarios de demanda alta y condiciones de red N-1.
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Figura 5.8. Modos oscilatorios críticos en escenarios de demanda baja y condiciones de red N-1.
Nótese en figuras 5.4 a 5.8 la presencia de autovalores inestables de frecuencias 0,55 Hz,
0,75 Hz y 0,90 Hz aproximadamente. Los mismos son caracterizados en el Hito 2, como los
modos Atacama – Sistema (0,55 Hz), Guacolda – Sistema (0,72 Hz) y Charrúa – San Luis (0,87
Hz), respectivamente. Actualmente, los mismos no han de experimentarse en la operación
normal del Sistema en la que sí se encuentran algunos estabilizadores en servicio y las
transferencias de potencia por las interconexiones no se encuentran extraordinariamente
maximizadas.
5.2 Hito 2: Caracterización de modos electromecánicos críticos
En cada caso de estudio propuesto en el Hito 1 se caracterizan los modos críticos a través
del cálculo de los mode-shapes y de los factores de participación de velocidad. El total de los
resultados se adjunta a este informe en el documento EE-ES-2011-
435_RevB_Anexo_2_Analisis_modal_por_caso. En el mismo se presentan gráficos con los
resultados correspondientes a cada unos de los modos electromecánicos críticos de cada caso de
estudio.
En los gráficos de mode shapes y factores de participación se colorean los factores de
observabilidad y de participación de velocidad de cada máquina en los respectivos modos de
acuerdo al “Grid” al que la máquina pertenece en la Base de Datos (ver Figura 5.1). El código de
símbolos y colores utilizado es el presentado en Figura 5.9.
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01-Atacama02-Coquimbo03-Chilquinta-Aconcagua04-Chilectra05-Colbún06-Troncal07-Sistema154 - 66kV08-Charrúa09-Concepción10-Araucanía11-Araucanía 66 kVFactor de participación de ángulo rotórico
Figura 5.9. Código utilizado en los gráficos de mode shapes y factores de participación.
Los factores de observabilidad de velocidad que componen cada mode shape se normalizan
de forma que el mayor de ellos en cada modo tenga valor unitario.
En los gráficos de participaciones se muestran sólo aquellos generadores cuyos factores de
participación de velocidad es igual o mayor a 0.10pu. Para los mismos se presentan asimismo
los factores de participación del ángulo rotórico como barras en color gris. Nótese que
PowerFactory normaliza los factores de participación de forma que el módulo del mayor
correspondiente a cualquier modo sea 1 pu.
Los modos críticos encontrados en cada caso de estudio se clasifican en Modos interárea,
Modos locales de planta y Modos locales interplanta, de acuerdo a las definiciones de [5]. En los
apartados 5.2.1 a 5.2.3 se presenta la caracterización de cada modo crítico, mostrándose el
mode shape y la distribución de los factores de participación de velocidad típicos. Se presenta
asimismo una tabla en la que se listan algunos casos de estudio testigo en los que se
encuentran y las frecuencias amortiguadas (fd) y amortiguamientos relativos (ξ) que
respectivamente ellos presentan. Así, los modos críticos son identificados con una frecuencia y
un nombre, este último representativo de los grupos de máquinas en los que se expresan
fuertemente.
Se caracterizan separadamente en la sección 5.2.4 los modos críticos identificados como
locales de generadores de bajo porte. Éstos no pueden ser amortiguados incorporando
estabilizadores en máquinas de gran porte, por lo que el aumento de sus márgenes de
estabilidad comprende la revisión de modelos y controles en cada caso particular, lo que escapa
al alcance de este proyecto.
En general, se encuentran numerosos modos locales críticos en la banda de 1 a 2Hz, tanto
de planta como interplanta. Los primeros mantienen su forma y frecuencia a través de los casos
de estudio ya que se caracterizan por los modelos de las máquinas en las que participa y por la
rigidez del Sistema en el punto en que éstas se conectan.
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Ir al índiceLos modos interplanta junto con los interárea pueden mutar y cambiar su forma y
frecuencia de acuerdo a la topología y al escenario de generación y demanda. Se nota que
modos de frecuencias cercanas presentan altos factores de participación y de observabilidad de
velocidad en grupos de generadores similares, pudiendo cambiar su forma y experimentarse en
generadores adicionales en función del caso de estudio. Tal es el caso de los modos Charrúa –
San Luis (0,87 Hz) y Guacolda - Taltal (0,91 Hz). Otro ejemplo de mutación es el del modo
(Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz), en el que para frecuencias que rondan los 1,18 Hz la
forma del modo varía como así también los generadores que oscilan contra las unidades de las
centrales Nehuenco y San Luis.
5.2.1 Modos interárea
Charrúa – Araucanía (1,15 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,08 6,33 N20_Ba_CS 1,18 9,27
B2_Me 1,10 9,19 N21_Ba_CS 1,2 8,82
N3_Al_NC 1,11 7,55 N23_Ba_NS 1,19 8,91
Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
N-1_3_Al_CS 1,03 4,94
N-1_7_Al_NS 1,03 4,85
En estos casos, los generadores de centrales
Canutillar y Valdivia oscilan contra los de Pehuenche
y Curillinque más Antuco y Pangue.
Tabla 5.5. Caracterización del modo Charrúa – Araucanía (1,15 Hz).
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Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,06 7,65 N-1_19 0,86 1,69
B2_Me 1,05 6,37En el caso N-1_19 el transformador Itahue 220/154/66kV se encuentra F/S. Nótese que la forma del modo es similar a la observada en otros escenarios, mientras que su frecuencia disminuye.
N1_Al_CS 1,06 6,88
N3_Al_NC 1,06 7,29
N4_Al_NS 1,06 6,34
Tabla 5.6. Caracterización del modo Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz).
Pehuenche – Sistema (0,57 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
N-1_27 0,57 -3,73
Este modo aparece cuando el
autotransformador Ancoa 500/220 kV se
encuentra fuera de servicio. En tal caso,
la Central Pehuenche se conecta al
Sistema de Transmisión a través del
corredor Charrúa - Alto Jahuel 154 kV, lo
que explica la baja frecuencia del modo
observado.
Tabla 5.7. Caracterización del modo Pehuenche – Sistema (0,57 Hz).
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Ir al índiceColbún – San Luis (1,00 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 0,98 3,87
B2_Me 0,97 2,91
N3_Al_NC 0,99 6,52
N4_Al_NS 1,00 4,45
N-1_1_Al_CS 0,98 3,73
N-1_12_Al_NS 0,98 3,66
Tabla 5.8. Caracterización del modo Colbún – San Luis (1,00 Hz).
Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
La frecuencia de este modo es cercana a la del modo Guacolda - Taltal (0,91 Hz). Nótese
en la figura correspondiente al caso N-1_5 que la forma de este modo presenta observabilidades
en oposición de fase correspondientes a unidades de Taltal y Guacolda.
Tabla 5.9. Caracterización del modo Charrúa – San Luis (0,87 Hz).
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Guacolda
Taltal
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 0,88 4,88 N-1_1_Al_CS 0,85 1,78
B2_Me 0,89 5,19 N-1_3_Al_CS 0,87 3,43
B3_Ba 0,92 6,65 N-1_5_Al_NS 0,88 2,4
N1_Al_CS 0,89 2,73 N-1_8_Al_CS 0,92 3,66
N3_Al_NC 0,87 4,80 N-1_9_Al_NS 0,88 2,22
N6_Al_CS 0,87 4,52 N-1_10_Al_NS 0,85 0,73
N7_Al_NS 0,87 4,20 N-1_11_Al_NS 0,91 1,65
N21_Ba_CS 0,91 5,82 N-1_14_Al_CS 0,84 3,7
Tabla 5.9. Caracterización del modo Charrúa – San Luis (0,87 Hz). (Cont.)
En el caso N-1_8 se encuentra un modo
en el que tanto las observabilidades de
velocidad de las unidades de centrales Colbún y
Machicurá como su frecuencia son similares a
las del modo Charrúa – San Luis (0,87 Hz).
Estas unidades oscilan contra las de Charrúa.
Figura 5.10 - Caracterización modo Colbún – Charrúa.
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Guacolda – Sistema (0,72 Hz) Atacama – Sistema (0,55 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 0,72 -5,9 N3_Al_NC 0,57 -3,94
B2_Me 0,72 -6,64 N4_Al_NS 0,57 -4,19
B3_Ba 0,73 -5,96 N7_Al_NS 0,57 -4,22
N1_Al_CS 0,73 -4,05 N22_Ba_CN 0,59 -3,17
N6_Al_CS 0,72 -1,56 N-1_4_Al_NC 0,53 -4,55
N20_Ba_CS 0,73 -4,48 N-1_5_Al_NS 0,53 -5,11
N-1_1_Al_CS 0,71 -4,15 N-1_11_Al_NS 0,65 -6,76
Tabla 5.10. Caracterización modos Guacolda – Sistema (0,72 Hz) y Atacama – Sistema (0,55 Hz).
En los modos Guacolda – Sistema (0,72 Hz) y Atacama – Sistema (0,55 Hz) es
característica la oscilación de los generadores del área Norte contra los del resto del Sistema.
Nótese que ambos tienen la misma forma, presentándose más reducida la frecuencia cuando las
unidades de la Central Taltal se encuentran en servicio (se interconectan al SIC a través de una
reactancia relativamente grande y aportan inercia al área).
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5.2.2 Modos locales de planta
Nueva Aldea (0,64 Hz) San Ignacio (1,34Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 0,64 7,11 B1_Al 1,36 4,01
B2_Me 0,62 7,37 B3_Ba 1,34 5,43
B3_Ba 0,69 9,99 N3_Al_NC 1,36 4,13
N6_Al_CS 0,64 7,29 N5_Al_CS 1,36 4,16
Tabla 5.11. Caracterización Modos locales de planta.
Guacolda 1 -2 (1,36 Hz) Guacolda 3 -4 (1,52 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,36 1,64 B1_Al 1,52 8,43
B2_Me 1,36 1,63 B2_Me 1,52 8,26
B3_Ba 1,39 1,77 B3_Ba 1,55 9,11
N1_Al_CS 1,36 1,59 N1_Al_CS 1,52 8,34
N3_Al_NC 1,35 1,80 N3_Al_NC 1,51 8,38
N20_Ba_CS 1,38 2,19 N20_Ba_CS 1,53 9,64
N-1_1_Al_CS 1,36 1,59
Tabla 5.12. Caracterización Modos locales de planta.
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Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,43 5,21
B2_Me 1,43 5,14
B3_Ba 1,45 5,67
N1_Al_CS 1,43 5,15
N20_Ba_CS 1,44 6,13
Tabla 5.13. Caracterización del modo Guacolda 1 / 2 – 3 / 4 (1,42Hz).
Alfalfal (1,53 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,53 7,94 N22_Ba_CN 1,56 9,01
B2_Me 1,53 7.28
B3_Ba 1,41 7.89
N5_Al_CS 1,44 9,00
N23_Ba_NS 1,38 8,22
Tabla 5.14. Caracterización del modo Alfalfal (1,53 Hz).
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Palmucho (1,89 Hz) Machicura (1,20 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
N4_Al_NS 1,89 9,42 B1_Al 1,20 2,72
N4_Al_NS 1,20 2,83
N7_Al_NS 1,21 2,69
N-1_2_Al_CS 1,21 2,66
N-1_8_Al_CS 1,22 2,61
Tabla 5.15. Caracterización Modos locales de planta.
Aconcagua (1,29 Hz) Antilhue (2,69 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,21 9,63 N1_Al_CS 2,69 9,48
B2_Me 1,20 9,70 N2_Al_CS 2,69 9,89
B3_Ba 1,29 9,01 N3_Al_NC 2,69 9,24
N3_Al_NC 1,24 9,24 N4_Al_NS 2,69 9,64
N20_Ba_CS 1,29 9,11
Es el modo local de Central Aconcagua que en algunos casos de estudio presenta un factor de participación superior a 0,10pu del generador Nueva Renca TG.
Tabla 5.16. Caracterización Modos locales de planta.
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5.2.3 Modos locales interplanta
Guacolda - Taltal (0,91 Hz)
La frecuencia de este modo es cercana a la del modo Charrúa – San Luis (0,87 Hz). Nótese
en la figura de más abajo que el mode shape de este modo presenta observabilidades
correspondientes a unidades de las áreas Centro y Sur menores a las de Taltal y Guacolda y en
oposición de fase.
Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
N3_Al_NC 0,91 -1,62
N22_Ba_CN 0,92 -0,94
N-1_4_Al_NC 0,90 -1,29
N-1_5_Al_NS 0,90 -1,31
N-1_9_Al_NS 0,85 -3,78
Tabla 5.17. Caracterización del modo Guacolda - Taltal (0,91 Hz).
Bocamina – Charrúa (1,30 Hz) Ralco - Pangue (1,22 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,29 8,77 N1_Al_CS 1,22 6,07
B3_Ba 1,27 8,21 N-1_7_Al_NS 1,22 4,73
N1_Al_CS 1,29 8,06 N-1_9_Al_NS 1,23 4,53
N5_Al_CS 1,29 8,08 N4_Al_NS 1,23 4,54
N20_Ba_CS 1,26 8,66 N5_Al_CS 1,22 6,23
Tabla 5.18. Caracterización Modos locales interplanta.
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Bocamina - Petropower (1,35 Hz) Renca / Rapel - Colbún / SLuis (1,14 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,36 9,21 N22_Ba_CN 1,14 9,54
B2_Me 1,36 9,16 N23_Ba_NS 1,14 7,81
B3_Ba 1,34 8,06 N4_Al_NS 1,19 9,65
N1_Al_CS 1,36 9,71
N20_Ba_CS 1,34 8,16
Este modo tiene una frecuencia cercana a la del modo local de central Queltehues.
Tabla 5.19. Caracterización Modos locales interplanta.
Canutillar / Valdivia – Capullo (1,21 Hz) Canutillar/Valdivia – Pilmaiquén (1,41 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
N6_Al_CS 1,29 9,48 B1_Al 1,40 6,78
N7_Al_NS 1,29 9,46 B2_Me 1,40 7,16
N21_Ba_CS 1,20 8,82 N6_Al_CS 1,44 7,27
Tabla 5.20. Caracterización Modos locales interplanta.
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Canutillar – Degañ / Trapén (1,50 Hz) Canutillar – Valdivia (1,47 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1.50 7,99 N1_Al_CS 1,46 8,62
B2_Me 1,50 9,17 N3_Al_NC 1,46 8,88
N6_Al_CS 1,49 9,37
N7_Al_NS 1,48 9,36
N20_Ba_CS 1,45 8,84
Tabla 5.21. Caracterización Modos locales interplanta.
(Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz)
Nva Renca – San Isidro (1,19 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,18 8,76 N1_Al_CS 1,18 8,61
B2_Me 1,18 8,98 B2_Me 1,21 9,77
N4_Al_NS 1,19 9,65 N7_Al_NS 1,19 8,96
Tabla 5.22. Caracterización del modo (Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz).
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Nva Renca / San Isidro - Nehuenco(1,17 Hz) Nva Renca / Nehuenco – San Isidro (1,16 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,17 8,69 B1_Al 1,17 8,46
N1_Al_CS 1,17 8,29 B2_Me 1,14 8,24
N5_Al_CS 1,18 8,62 N4_Al_NS 1,17 9,72
N7_Al_NS 1,17 8,65
N20_Ba_CS 1,16 8,69
Tabla 5.22. Caracterización del modo (Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz). (Cont.)
Se encuentran frecuencias oscilatorias cercanas a 1,18 Hz en las que participan unidades
de las centrales Nueva Renca, Nehuenco y San Isidro. Se clasifica a esta frecuencia bajo un
mismo modo, el que puede presentar algunas de las formas mostradas más abajo.
Colbún – Machicurá (1,15 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,20 4,83
B2_Me 1,10 5,07
B3_Ba 1,11 7,02
N20_Ba_CS 1,11 7,09
N-1_1_Al_CS 1,22 4,68
N-1_8_Al_CS 1,22 4,42
Tabla 5.23. Caracterización del modo Colbún – Machicurá (1,15 Hz).
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Ir al índice5.2.4 Modos locales de plantas de bajo porte
Pilmaiquen (1,52 Hz) Chiburgo (1,20 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,51 7,07 B1_Al 1,20 8,86
N3_Al_NC 1,52 7,00 B2_Me 1,20 8,97
N7_Al_NS 1,53 6,96 N3_Al_NC 1,20 9,47
Se encuentra un modo intraplanta de igual forma y más alta frecuencia (1,79HZ) en el que participan las unidades 2 y 3.
N5_Al_CS 1,20 8,69
En él participan máquinas de Central Colbún en algunos casos de estudio.
Tabla 5.24. Caracterización del modo Modos locales de plantas de bajo porte.
Queltehues (1,36 Hz) Colihues (2,10 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
N3_Al_NC 1,39 9,34 N23_Ba_NS 2,12 2,05
N23_Ba_NS 1,35 8,88 B2_Me 2,07 2,21
B3_Ba 1,34 9,02 B3_Ba 2,09 2,10
N4_Al_NS 1,38 9,53 N3_Al_NC 2,19 1,96
Tabla 5.25. Caracterización del modo Modos locales de plantas de bajo porte.
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Cipreses (1,38 Hz) E. Verde (1,27 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 1,41 8,69 B1_Al 1,27 7,93
B2_Me 1,38 8,58 B2_Me 1,27 8,10
N2_Al_CS 1,37 9,25
N5_Al_CS 1,37 9,26
Tabla 5.26. Caracterización del modo Modos locales de plantas de bajo porte.
Los Molles (2,28 Hz) Celco (1,60 Hz)
Caso testigo fd [Hz] ξ [%] Caso testigo fd [Hz] ξ [%]
B1_Al 2,28 2,68 N20_Ba_CS 1,60 6,82
B2_Me 2,30 3,19 N23_Ba_NS 1,61 6,4
N1_Al_CS 2,25 2,90
N4_Al_NS 2,25 2,92
Tabla 5.27. Caracterización del modo Modos locales de plantas de bajo porte.
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Ir al índice5.2.5 Modos observados en los ensayos del SIC
Los casos N-1 9, 10 y 11 del punto 5.1 (Hito 1) se confeccionan con el objeto de favorecer
la aparición de los modos oscilatorios observados en los registros de las perturbaciones
controladas introducidas en el SIC en el marco de la Fase I del presente proyecto. Como
antecedentes de los ensayos mencionados referirse a [21, 22].
Ensayo 1
El Ensayo 1 fue realizado el día 18 de Noviembre de 2008 y consiste en la desconexión de
un circuito de línea Paposo - Diego de Almagro 220kV, mediante la apertura de un interruptor
en S/E Paposo, tal como se indica en Figura 5.11. Las condiciones del Sistema corresponden a
un escenario de resto, con una demanda aproximada de 5000MW.
En los registros de la perturbación se observa un modo oscilatorio dominante de frecuencia
0.46Hz. Por la frecuencia del mismo y los generadores en los que se observa (potencias activa y
reactiva de unidades del área norte, Taltal y Guacolda, y del área sur, Pehuenche), se lo clasifica
como “interárea”. En las simulaciones dinámicas ejecutadas en con el objeto de reproducir la
perturbación [22], se observa un modo de oscilación dominante de 0.51Hz (sólo 10% mayor que
la observada en los registros) que se expresa en los mismos elementos del Sistema.
S/E Diego de Almagro
G
G
S/E Carrera Pinto
S/E Cardones
Generador Taltal 1
Generador Taltal 2
S/E Paposo
C1
C2
Perturbación controlada:Apertura de interruptor
Figura 5.11. Topología y perturbación introducida en el Ensayo 1.
Se presentan en Figura 5.12 los modos oscilatorios presentes en el escenario utilizado
originalmente para simular el Ensayo 11, identificándose uno de frecuencia cercana a 0,50 Hz.
Los resultados del cálculo de las participaciones de velocidad en dicho modo se presentan en
Figura 5.13 y muestran la elevada participación de la Central Taltal, verificándose la consistencia
del análisis modal con los resultados obtenidos de los registros y en la simulación temporal de la
perturbación.
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1.0000-0.2000-1.4000-2.6000-3.8000-5.0000 Real Part [1/s]
19.232
15.385
11.539
7.6927
3.8464
Im aginary Part [rad/s]
Stable Eigenva luesUnstable Eigenvalues
Ensayo 18/11/2008 Eigenvalue PlotEscenario de demanda media Paposo - D. de Almagro 2 220kV abierta en D. de Almagro
Date: 9/7/2011
Annex: /7
DIg
SIL
EN
T
Real part = -0,3347 1/sImaginary part = 3,128 rad/sDamped Frequency: 0,497HzDamping Ratio = 10,64%
Xi = 10%
Figura 5.12. Modos oscilatorios en el escenario del Ensayo 1 del 18/11/2011.
El análisis modal (sin considerar los estabilizadores en servicio) en el caso N-1_9 arroja un
modo electromecánico inestable de frecuencia 0,54 Hz en el que las unidades de Central Taltal
participan fuertemente. Se muestran en Figura 5.14 el mode shape y las participaciones de
velocidad en el mismo, pudiendo concluirse que se trata de un modo con las mismas
características que el observado en el Ensayo 1. La variación de su frecuencia y
amortiguamiento responde a los cambios topológicos y en los escenarios de generación y
demanda de los casos considerados.
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1.000.500.00-0.50-1.00
Generador Guacolda 1 : +0.105 / +16.2 deg
Generador Guacolda 2 : +0.105 / +16.2 deg
Generador T al tal 1 : +1.000 / +0.0 deg
Generador Colbun 1: -0.072 / -156.1 deg
Generador Colbun 2: -0.072 / -156.0 deg
Generador Nehuenco II T G: -0.050 / -170.5 deg
Generador Pehuenche 1: -0.120 / -161.8 deg
Generador Pehuenche 2: -0.097 / -160.7 deg
Generador Antuco 1: -0.063 / -165.7 deg
Generador Antuco 2: -0.091 / -170.8 deg
Generador Pangue 1: -0.256 / +134.5 deg
Generador Pangue 2: -0.256 / +134.5 deg
Generador Ralco 1 : -0.181 / -170.4 deg
Generador Ralco 2 : -0.181 / -170.2 deg
Participation o f m ode: -0.335 +3.128*jM agni tude: 3.146 1/s, Angle : 96.107 degPeriod: 2.009 s, Frequency: 0.498 HzDam ping: 0.335 1/s, Ratio o f Ampl i tudes: 1.959 M in. contribution: 0.050
Ensayo 18/11/2008 Mode Bar PlotEscenario de demanda media Paposo - D. de Almagro 2 220kV abierta en D. de Almagro
Date: 9/7/2011
Annex: /8
DIg
SIL
EN
T
Figura 5.13. Participaciones de velocidad en el modo observado en el Ensayo 1.
Figura 5.14. Caracterización del modo de baja frecuencia observado en el Ensayo 1.
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Ensayo 2
El ensayo 2 fue realizado el día 21 de Noviembre de 2008 y consistió en la desconexión de
un circuito de línea Pangue - Charrúa 220kV, mediante la apertura de un interruptor en Central
Pangue, tal como se indica en Figura 5.15. Las condiciones del sistema corresponden a un
escenario de resto, con una demanda aproximada de 5000MW.
J1
J2J3J4
Central Antuco
Central Pangue
Pangue 2 Pangue 1
Maniobra previa: Apertura de interruptor J2S/E Trupán Tap Cholguán
Central El Toro
GG GG
GG
GG
Perturbación controlada:Apertura de interruptor J3
S/E Charrúa 220kVFigura 5.15. Topología y perturbación introducida en el Ensayo 2.
Si bien las evoluciones temporales de las variables clave del Sistema obtenidas al simular
la perturbación [22] presentan notables diferencias respecto a las de los registros tomados en
campo (amplitud y amortiguamiento de oscilaciones), la frecuencia de sus oscilaciones resulta
similar, encontrándose la misma en un entorno de ±0,04Hz alrededor de los 0,98Hz.
Se presentan en Figura 5.16 los modos oscilatorios presentes en el escenario utilizado
originalmente para simular el Ensayo 21, identificándose tres de frecuencias cercanas a 0,96 Hz.
Los resultados del cálculo de las participaciones de velocidad en los mismos se presentan en
Figura 5.17 y muestran elevadas participaciones de las unidades de Central Pangue,
verificándose la consistencia del análisis modal con los resultados obtenidos de los registros y en
la simulación temporal de la perturbación.
El análisis modal del caso N-1_11 arroja un modo electromecánico poco amortiguado de
frecuencia 0,91 Hz en el que las unidades de Central Pangue participan fuertemente. Se
muestran en Figura 5.18 el mode shape y las participaciones de velocidad en el mismo,
pudiendo concluirse que se trata de un modo con las mismas características que el observado en
el Ensayo 2. La variación de su frecuencia y amortiguamiento responde a los cambios
topológicos y en los escenarios de generación y demanda de los casos considerados.
1 La Base de Datos utilizada para el cálculo se encuentra en PowerFactory v13.2.P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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1.0000-0.2000-1 .4000-2.6000-3.8000-5.0000 Real Part [1/s]
20.000
16.000
12.000
8.0000
4.0000
Im aginary Part [rad/s]
S table EigenvaluesUnstable Eigenvalues
Ensayos del 21/11/08 Eigenvalue PlotEscenario de demanda media Pangue - Cholguán 220 kV F/S
Date: 9/7/2011
Annex: /30
DIg
SIL
EN
T
Real part = -0,4223 1/sImaginary part = 6,1053 rad/sDamped Frequency: 0,971 HzDamping Ratio = 6,9%Real part = -0,49 1/sImaginary part = 6,007 rad/sDamped Frequency: 0,956HzDamping Ratio = 8,13%
Real part = -0,306 1/sImaginary part = 5,913 rad/sDamped Frequency: 0,941HzDamping Ratio = 5,17%
Figura 5.16. Modos oscilatorios en el escenario del Ensayo 2 del 21/11/2011.
1.000.500.00-0 .50-1.00
Generador Nehuenco I T G: -0.613 / +156.6 deg
Generador Pehuenche 1: -0.584 / -178.3 deg
Generador Pehuenche 2: -0.590 / +178.9 deg
Generador Pangue 1: +1.000 / +0.0 deg
Generador Pangue 2: +0.984 / +0.4 deg
Generador Guacolda 1: +0 .929 / -23.8 deg
Generador Guacolda 2: +0 .929 / -23.8 deg
Participation of mode: -0.490 +6.007*jMagnitude: 6.027 1/s, Angle: 94.664 degPeriod: 1.046 s, Frequency: 0.956 HzDamping: 0.490 1/s, Ratio of Am pl i tudes: 1.670 Min. contribution: 0.500
1.000.500.00-0 .50-1.00
Generador Curi l l i nque: -0 .203 / -162.8 deg
Generador Nueva Aldea G1: +0.376 / -6.7 deg
Generador Nueva Aldea G3: +1.000 / +0.0 deg
Generador Pehuenche 1: -0.446 / +155.5 deg
Generador Pehuenche 2: -0.450 / +152.8 deg
Generador Pangue 1: -0.185 / -119.4 deg
Generador Pangue 2: -0.183 / -119.0 deg
Participation of mode: -0.306 +5.913*jMagnitude: 5.921 1/s, Angle: 92.966 degPeriod: 1.063 s, Frequency: 0.941 HzDamping: 0.306 1/s, Ratio of Am pl i tudes: 1.385 Min. contribution: 0.150
1.000.500.00-0 .50-1.00
Generador Curi l l inque: +0.528 / +56.3 deg
Generador Nehuenco I T G: -0.587 / -154.3 deg
Generador Pehuenche 1: +0.993 / +2.8 deg
Generador Pehuenche 2: +1.000 / +0.0 deg
Generador Pangue 1: -0.759 / -144.7 deg
Generador Pangue 2: -0.746 / -144.2 deg
Generador Guacolda 1: +0.513 / +41.2 deg
Generador Guacolda 2: +0.513 / +41.2 deg
Participation of mode: -0.422 +6.105*jMagnitude: 6.120 1/s, Angle: 93.957 degPeriod: 1.029 s, Frequency: 0.972 HzDamping: 0.422 1/s, Ratio of Am pl i tudes: 1.544 Min. contribution: 0.500
Ensayos del 21/11/08 Mode Bar PlotEscenario de demanda media Pangue - Cholguán 220 kV F/S
Date: 9/7/2011
Annex: /31
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EN
T
Figura 5.17. Participaciones de velocidad en los modos observados en el Ensayo 2.
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Figura 5.18. Caracterización del modo observado en el Ensayo 2.
5.2.6 Impacto AVR Nehuenco I TV
Se analiza separadamente en este apartado el impacto que la representación del regulador
de tensión del generador Nehuenco I TV tendría sobre las oscilaciones electromecánicas del
Sistema. Como se expresa en el Apéndice A, no se representa el modelo matemático del AVR de
dicho generador en la BD del SIC. De acuerdo a información suministrada por el CDEC-SIC, la
máquina cuenta con un sistema de AVR y PSS SIEMENS SEMIPOL, idéntico al de la unidad
Nehuenco I TG.
Se genera el caso de estudio adicional N-1_50 idéntico al N-1_1, en el que se pone en
servicio un regulador de tensión en la unidad Nehuenco I TV cuyo modelo matemático es el de
Nehuenco I TG, pero parametrizado de modo de lograr una respuesta en vacío aceptable.
Se muestra en Figura 5.19 la caracterización del modo Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
obtenido con y sin el AVR de Nehuenco I TV en servicio (casos N-1_50 y N-1_1,
respectivamente).
Figura 5.19. Efecto del AVR en Nehuenco I TV sobre el modo Charrúa – San Luis (0,87 Hz).
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Ir al índiceNótese que la forma del modo bajo análisis esencialmente no cambia al considerar el AVR
de Nehuenco I TV en servicio, como tampoco lo hacen su frecuencia y su amortiguamiento. Sin
embargo, en el caso en que se incorpora el AVR a la máquina Nehuenco I TV, el factor de
participación de esta última en el modo seleccionado asciende por encima de 0,1 pu. Así, queda
en evidencia la necesidad de obtener a través de ensayos en campo el modelo matemático
homologado del AVR, y ajustar su estabilizador de modo que proporcione amortiguamiento
positivo a las oscilaciones de frecuencias cercanas a las del modo Charrúa – San Luis (0,87 Hz);
de la caracterización de modos surge que éste es el modo de más baja frecuencia en el que
participan los generadores que inyectan potencia en el nodo San Luis 220 kV.
5.3 Hito 3: Elección de las máquinas apropiadas para el amortiguamiento del Sistema
Las unidades generadoras seleccionadas para amortiguar cada uno de los modos
electromecánicos críticos son aquellas de gran porte (potencia nominal mayor a 30MW) que
presentan factores de participación sustantivos (mayores o iguales a 0.10pu) en los respectivos
modos. Las mismas son aquellas presentadas en los gráficos de participaciones de la
caracterización de modos ejecutada en el Hito 2.
Para cada generador de gran porte se presenta en Tabla 5.28 el rango de frecuencias
críticas, definido por las frecuencias mínima fmín y máxima fmáx de los modos electromecánicos
críticos en los que presentan factores de participación mayor o igual a 0.10pu. Los mismos se
obtienen del procesamiento de los análisis modales en el total de los casos de estudio, y serán
los utilizados para definir los límites de frecuencia del rango de compensación de fase (RCF)
definido al aplicar el MARF en el Hito 4. Para abarcar topologías y escenarios no contemplados
en los casos de estudio confeccionados, la frecuencia mínima del rango de compensación de fase
finf se obtiene al multiplicar por 0.8 la mínima frecuencia crítica (fmín) en la que participa cada
generador; si el resultado de esta operación es superior a los 0,50 Hz, se establece finf = 0,50 Hz
de modo de proporcionar mayor robustez al amortiguamiento sistémico de las oscilaciones. La
máxima frecuencia del RCF será aquella alcanzada al adoptar la mínima reactancia serie en el
Sistema Sintético utilizado por el MARF, esperándose que la misma abarque la frecuencia fmáx.
En el Apéndice D se presentan con mayor detalle las frecuencias mínimas y máximas en
las que participa cada máquina, para distintos grupos de casos de estudio. En general, se
verifica que las frecuencias mínimas resultan más reducidas en escenarios de alta demanda, y
aún más bajas en condiciones de red “N-1”.
Con el objeto de evidenciar la necesidad de incorporar estabilizadores en la unidades de
gran porte y de justificar el rango de frecuencias críticas adoptado, se listan en Tabla 5.28
modos oscilatorios críticos en los que cada generador participa de manera sustantiva y que les
han respectivamente sido asignados para amortiguar.
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Ir al índiceLa alta participación de las unidades de Central Taltal en el modo Atacama – Sistema (0,55
Hz) indica la necesidad de que sus estabilizadores proporcionen torque amortiguante
prácticamente puro a frecuencias electromecánicas relativamente bajas. Así pues, se prevé la
necesidad de cambiar la tecnología de sus estabilizadores a potencia acelerante con tres bloques
de adelanto-atraso de fase (IEEE PSS2B [28]).
La presencia de sólo un bloque de adelanto-atraso de fase en los lazos estabilizantes de los
estabilizadores de las unidades de Central Ralco podrían comprometer el aporte al
amortiguamiento de modos como el Charrúa – San Luis (0,87 Hz). En el Hito 4 se determinará
la necesidad de readecuar dichos estabilizadores al tipo estándar IEEE PSS2B [28].
Tabla 5.28. Modos críticos que cada generador de gran porte deberá amortiguar.
Generador Pn
[MVA]finf
[Hz]
Límites RCFfmín
[Hz]fmáx
[Hz]Modos críticos testigo a amortiguar
Santa Maria 397,8 0,50 0,82 0,87 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)Bocamina 2 397,8 0,50 0,82 0,87 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Ralco 1 381,9 0,5 0,81 1,29
Ralco 2 381,9 0,5 0,81 1,29
Charrúa – San Luis (0,87 Hz)Charrúa – Araucanía (1,15 Hz)Ralco - Pangue (1,22 Hz)Bocamina – Charrúa (1,30 Hz)
Nueva Ventanas 280,5 0,50 0,81 1,18 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)Pehuenche 1 275,5 0,45 0,57 1,1
Pehuenche 2 275,5 0,45 0,57 1,1
Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)Charrúa – Araucanía (1,15 Hz)Pehuenche – Sistema (0,57 Hz)
San Isidro II TG 259,3 0,50 0,81 1,21
(Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)Colbún – San Luis (1,00 Hz)Renca / Rapel - Colbún / SLuis (1,14 Hz)
Nueva Renca TG 258,5 0,50 0,81 1,21(Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz)Renca / Rapel - Colbún / SLuis (1,14 Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Nehuenco II TG 255,0 0,50 0,81 0,92 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Colbun 1 250,0 0,5 0,81 1,22
Colbun 2 250,0 0,5 0,81 1,22
Colbún – Machicurá (1,15 Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)Colbún – San Luis (1,00 Hz)Renca / Rapel - Colbún / SLuis (1,14 Hz)
San Isidro TG 241,1 0,50 0,82 0,92 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Nehuenco I TG 232,1 0,50 0,81 1,18
Charrúa – San Luis (0,87 Hz)Colbún – San Luis (1,00 Hz)(Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz)Renca / Rapel - Colbún / SLuis (1,14 Hz)
Pangue 1 228,0 0,5 0,81 1.29
Pangue 2 228,0 0,5 0,81 1,29
Charrúa – Araucanía (1,15 Hz)Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)Ralco - Pangue (1,22 Hz)Bocamina – Charrúa (1,30 Hz)
Ventanas 2 222,5 NP NP NP -
Nueva Renca TV 213,5 0,50 1,14 1,19 (Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz)Renca / Rapel - Colbún / SLuis (1,14 Hz)
Candelaria 1 160,0 NP NP NP -Candelaria 2 160,0 NP NP NP -
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Generador Pn
[MVA]finf
[Hz]
Límites RCFfmín
[Hz]fmáx
[Hz]Modos críticos testigo a amortiguar
Guacolda 3 152,0 0,42 0,53 1,53
Guacolda 4 152,0 0,42 0,81 1,19
Guacolda 3 -4 (1,52 Hz)Guacolda 1 / 2 – 3 / 4 (1,42Hz)Guacolda – Sistema (0,72 Hz)Atacama – Sistema (0,55 Hz)Guacolda - Taltal (0,91 Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Antuco 1 152,0 0,5 0,81 1,12
Antuco 2 152,0 0,5 0,81 1,19
Charrúa – Araucanía (1,15 Hz)Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Guacolda 1 150,0 0,42 0,53 1,48
Guacolda 2 150,0 0,42 0,53 1,48
Guacolda 1 -2 (1,36 Hz)Guacolda 1 / 2 – 3 / 4 (1,42Hz)Guacolda – Sistema (0,72 Hz)Atacama – Sistema (0,55 Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Nehuenco I TV 148,8 0,50 0,85 0,85 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)Quintero TG1A 144,9 0,5 0,82 0,92Quintero TG1B 144,9 FS FS FS
Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Tierra Amarrilla 143,9 FS FS FS -
Taltal 2 140,3 0,42 0,53 0,92Atacama – Sistema (0,55 Hz)Guacolda - Taltal (0,91 Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Nehuenco II TV 139,4 0,50 0,85 0,90 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
San Isidro II TV 138,6 0,50 0,81 1,21 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)Colbún – San Luis (1,00 Hz)
San Isidro TV 138,1 0,50 0,82 1,21 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Taltal 1 132,0 0,42 0,53 0,99Atacama – Sistema (0,55 Hz)Guacolda - Taltal (0,91 Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Bocamina 125,0 0,50 0,81 1,36 Bocamina - Petropower (1,35 Hz)Bocamina – Charrúa (1,30 Hz)
Ventanas 1 115,0 NP NP NP -Los Pinos 111,0 NP NP NP -Nehuenco III 100,5 0,50 0,84 0,88 Charrúa – San Luis (0,87 Hz)El Toro 1 100,0 NP NP NP -El Toro 2 100,0 NP NP NP -El Toro 3 100,0 NP NP NP -El Toro 4 100,0 NP NP NP -
Curillinque 85,5 0,45 0,57 1,34Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)Charrúa – Araucanía (1,15 Hz)Pehuenche – Sistema (0,57 Hz)
Rucue 1 83,7 NP NP NP -Rucue 2 83,7 NP NP NP -Alfalfal 1 80,8 0,5 1,38 1,56Alfalfal 2 80,8 0,5 1,38 1,56
Alfalfal (1,53 Hz)
La Higuera 1 75,6 0,50 0,86 0,86La Higuera 2 75,6 0,50 0,86 0,91
Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)
PetroPower 73,6 0,50 1,19 1,36 Bocamina - Petropower (1,35 Hz)Rapel 1 72,2 NP NP NPRapel 2 72,2 NP NP NPRapel 3 72,2 NP NP NPRapel 4 72,2 NP NP NPRapel 5 72,2 NP NP NP
Renca / Rapel - Colbún / SLuis (1,14 Hz)
Nueva Aldea G2 70,0 0,49 0,61 0,71Nueva Aldea G3 70,0 0,49 0,61 0,71
Nueva Aldea (0,64 Hz)
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Generador Pn
[MVA]finf
[Hz]
Límites RCFfmín
[Hz]fmáx
[Hz]Modos críticos testigo a amortiguar
Valdivia 70,0 0,50 0,87 1,49Canutillar / Valdivia – Capullo (1,21 Hz)Canutillar/Valdivia – Pilmaiquén (1,41 Hz)Canutillar – Valdivia (1,47 Hz)
Canutillar 1 66,5 0,5 0,87 1,67
Canutillar 2 66,5 0,5 0,87 1,67
Charrúa – Araucanía (1,15 Hz)Canutillar / Valdivia – Capullo (1,21 Hz)Canutillar/Valdivia – Pilmaiquén (1,41 Hz)Canutillar – Degañ / Trapén (1,50 Hz)Canutillar – Valdivia (1,47 Hz)Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)Charrúa – San Luis (0,87 Hz)
Hornitos 53,8 NP NP NP -
Machicura 1 53,2 0,5 0,86 1,22
Machicura 2 53,2 0,5 0,86 1,3
Colbún – San Luis (1,00 Hz)Colbún – Machicurá (1,15 Hz)Machicura (1,20 Hz)
Antilhue 2 (Cenelca) 50,8 0,5 2,67 2,69
Antilhue 1 (Cenelca)
50,8 0,5 2,67 2,68Antilhue (2,69 Hz)
Coronel 50,6 0,50 2,38 2,38Este modo es marginalmente crítico ya que presenta un amortiguamiento del 10% en uno de los casos.
Blanco (Aconcagua 1) 50,4 0,50 1,18 1,29 (Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz)
Aconcagua (1,29 Hz)Loma Alta 38,0 NP NP NP -Peuchen 1 37,4 NP NP NP -Peuchen 2 37,4 NP NP NP -Quilleco 1 36,1 NP NP NPQuilleco 2 36,1 NP NP NP
-
Isla 2 34,0 0,5 0,86 1,06Isla 1 34,0 0,5 0,86 1,06
Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)
San Ignacio 33,3 0,50 0,86 1,37 San Ignacio (1,34Hz)Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)
Palmucho 31,4 0,50 1,89 1,89 Palmucho (1,89 Hz)Cholguan 31,0 NP NP NP -Cipreses 1 29,5 0,50 0,86 1,34Cipreses 2 29,5 0,50 0,86 1,41Cipreses 3 29,5 0,50 0,86 1,41
Cipreses (1,38 Hz)
NP: No participa fuertemente en modos críticos.FS: Se encuentra fuera de servicio en los escenarios considerados.NS: alta generación en norte y sur.NC: alta generación en norte y centro.CS: alta generación en centro y sur.
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5.4 Hito 4: Ajuste robusto de fase
Se presentan en esta sección los aspectos sobresalientes que resultan del proceso ajuste
individual de los estabilizadores de las máquinas seleccionadas para el amortiguamiento de los
modos críticos del Sistema.
La validación en el dominio del tiempo de los ajustes finalmente propuestos junto con las
trayectorias en el plano complejo de los modos oscilatorios de los generadores en el Sistema
Sintético se presentan en el Anexo 4 adjunto a este informe. En dicho documento, son
adjuntadas para cada estabilizador las siguientes figuras:
• evolución temporal de la respuesta al escalón en la referencia de tensión del AVR con la
máquina operando en vacío.
• evolución temporal de la respuesta al escalón en la referencia de tensión del AVR con el
generador en el Sistema Sintético.
• evolución temporal de la respuesta del conjunto generador - AVR - PSS a una rampa en
la potencia mecánica del generador.
• trayectorias en el plano complejo de los modos electromecánicos y de excitación del
generador en el Sistema Sintético al variar la reactancia serie de 0,1 pu a 20 pu.
En principio, no se propondrán lógicas de protección antisaturación (reducción transitoria
de ganancia) y de desconexión de los estabilizadores. En el caso particular de los estabilizadores
de las unidades de Central Guacolda, la lógica automática de desconexión diseñada en [12]
permanecerá invariante, sometiéndose a revisión los parámetros de la parte lineal.
Al cargar los modelos de máquina sincrónica y AVR en PSSDesigner fueron detectados y
corregidos errores de modelado en la BD de la DO del CDEC-SIC, los que se detallan a
continuación:
• Central Quintero: se actualiza el modelo de generador con parámetros homologados.
• Central Nueva Ventanas: se actualiza el modelo de generador con parámetros
homologados.
• Central El Toro: se activa en el modelo de generador la consideración de los parámetros
de saturación S1.0 y S1.2.
• Central San Isidro:
◦ Unidad 1 TV: se activa en el modelo de generador la consideración de los parámetros
de saturación S1.0 y S1.2.
◦ Unidad 2 TV: se corrige el código del bloque “wash-out” del estabilizador.
• Central Los Pinos: se actualiza el modelo de generador con parámetros homologados.
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Ir al índice• Se incorpora a la máquina Campanario 3 una planta idéntica a la de las unidades 1 y 2 de
la misma central.
• Central Blanco: en el AVR se corrige el lazo de compensación de reactivo y se agrega un
retardo de primer orden en el puente de tiristores, de acuerdo al informe de
homologación.
• Central Pullinque: se actualizan los modelos de generador y controles de acuerdo a [29].
• Central Cipreses: se actualizan los modelos de AVR de modo de obtener respuestas
dinámicas similares a aquellas reportadas en [30].
• Central Coronel: se actualiza el modelo de generador conforme a [31].
• Central Alfalfal: se asignan a los generadores sus tipos correctos (en la BD de la DO, el
generador “1” tiene el tipo del generador “2”, y viceversa).
5.4.1 Casos particulares
Central Valdivia
El generador de la Central Valdivia posee un sistema de control de excitación SIEMENS
RG3. De acuerdo con información proporcionada por el fabricante, el estabilizador del RG3
constituye un modelo interno llamado “Hinfinite” que puede recalcularse como uno del tipo
PSS3B del estándar IEEE 421.5-2005. El estabilizador se encuentra programado por software y
el diagrama de bloques que lo representa es el de Figura 5.20, existiendo, según se informa,
una rutina especial que permite pasar los parámetros del Hinfinite al PSS3B. Así, pues, en este
proyecto se procede a ajustar para el generador Valdivia un estabilizador del tipo IEEE PSS3B,
debiendo sus parámetros ser traducidos a los del tipo “Hinfinite” previamente al ajuste del
equipo en campo.
En el modelo del AVR se cambia el parámetro “Lsup” de 0,6 a 999, de modo de eliminar el
límite máximo en la señal de error de tensión. La homologación del modelo [25] ha sido
realizada sin considerar dicho límite, debiendo verificarse su parametrización al momento de
puesta en marcha del estabilizador con los ajustes emanados de este estudio.
Central Nueva Aldea
Al ajustar los reguladores de tensión de las unidades 2 y 3 de Central Nueva Aldea de
modo de obtener una respuesta al escalón en vacío como la mostrada en color azul en Figura
5.21, el modo Nueva Aldea (0,64 Hz) en el que dichas máquinas participan fuertemente se
presenta satisfactoriamente amortiguado.
Se recomienda entonces la ejecución de ensayos en campo para homologar los modelos de
generador y de los controles de las máquinas de Central Nueva Aldea. Deberá evaluarse con los
modelos actualizados el desempeño en pequeña señal de dichas unidades en su operación
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Ir al índiceinterconectada al SIC, con el objeto de determinar la necesidad de que las mismas cuenten con
estabilizadores en servicio.
Figura 5.20. Información del fabricante Sistema de Excitación SIEMENS RG3.1
5,003,752,501,250,00 [s]
1,08
1,06
1,04
1,02
1,00
0,98
Generador Nueva Aldea G2: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Nueva Aldea G2: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 1,044 p.u. 0.507 s 0.817 s 3.075 s 3.812 s
Y = 1,005 p.u. 0.118 s 0.308 s
AVR cargado en la BD de la DOAVR cargado en la BD de la DO
AVR propuestoAVR propuesto
0.902 s 1.056 p.u. 0.902 s 1.056 p.u.
3.630 s 1.049 p.u. 3.630 s 1.049 p.u.
5,003,752,501,250,00 [s]
2,00
1,75
1,50
1,25
1,00
0,75
Generador Nueva Aldea G2: Excitation Voltage in p.u.Generador Nueva Aldea G2: Excitation Voltage in p.u.
AVR cargado en la BD de la DOAVR cargado en la BD de la DO
AVR propuestoAVR propuesto
Nueva Aldea G2 PlotsPruebas al escalón del 5% en la referencia de tensión Generador en vacío
Date: 11/9/2011
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
Figura 5.21. Respuesta al escalón del AVR de N. Aldea G2 y G3 (ajustes de la BD de la DO y propuestos).
1 Fuente: Información proporcionada por Siemens AG Energy Sector Fossil Power Generation Division Instrumentation & Electrical en confirmación a aquella enviada por Arauco Generación S.A. al CDEC-SIC, Sent: Monday, July 30, 2007 5:19 PM, Subject: RESPUESTA FAX DO 341/2007.P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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Ir al índiceCentral Petropower
Se ajusta para el generador de Central Petropower un estabilizador IEEE PSS2B,
asumiendo un modelo matemático de AVR que presenta una respuesta al escalón en vacío como
la mostrada en color azul en Figura 5.22.
Se recomienda la homologación de los modelos de generador y controles de la unidad de
Central Petropower, y luego revisar el ajuste del estabilizador de modo de obtener un
desempeño semejante a aquel presentado con el ajuste propuesto en este proyecto. Sobre el
cierre de esta etapa final del estudio, se ha recibido información respecto a que el estabilizador
de Petropower es del tipo GE EX2000, por lo que los parámetros definitivos del PSS tendrán que
adecuarse considerando sólo dos bloques de adelanto-atraso de fase en el lazo principal de
estabilización.
5,003,752,501,250,00 [s]
1,084
1,066
1,049
1,031
1,014
0,996
Generador PetroPower: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador PetroPower: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 1,044 p.u. 0.506 s
0.652 s 2.548 s 3.076 s
Y = 1,044 p.u. 0.506 s
0.652 s 2.548 s 3.076 s
Y = 1,005 p.u. 0.104 s 0.257 s
Y = 1,005 p.u. 0.104 s 0.257 s
1.026 s 1.053 p.u. 1.026 s 1.053 p.u.
AVR cargado en la BD de la DOAVR cargado en la BD de la DO
AVR propuestoAVR propuesto
5,003,752,501,250,00 [s]
1,836
1,618
1,400
1,182
0,965
0,747
Generador PetroPower: Excitation Voltage in p.u.Generador PetroPower: Excitation Voltage in p.u.
AVR cargado en la BD de la DOAVR cargado en la BD de la DO
AVR propuestoAVR propuesto
Petropower PlotsPruebas al escalón del 5% en la referencia de tensión Generador en vacío
Date: 11/9/2011
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
Figura 5.22. Respuesta al escalón del AVR de Petropower (ajustes de la BD de la DO y propuestos).
Debido a la proximidad eléctrica que presentan las centrales Petropower y Bocamina, sus
generadores habrán de participar fuertemente en los mismos modos, los que ya se verán
amortiguados tras la puesta en servicio del estabilizador en Bocamina. Así las cosas, el
generador de Central Petropower debe contar con un estabilizador en servicio y correctamente
ajustado para aportar al amortiguamiento de los modos en los que participa fuertemente, al
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Ir al índicetiempo que debe proporcionar redundancia en el equipamiento de estabilización (por ejemplo,
en aquellos casos en los que el estabilizador de Bocamina se encuentra fuera de servicio).
5.4.2 Validación ante tomas de carga
Luego de los ajustes de las redes de compensación de fase y de la ganancia estática de los
estabilizadores, se verifica en todos los casos la influencia de los estabilizadores sobre la
potencia reactiva de salida de las máquinas ante eventos de toma de carga. Para ello, se
simulan rampas positivas en las entradas de potencia mecánica del generador en el Sistema
Sintético, y se monitorean sus variables terminales. La reactancia serie se fija en 0,2 pu y la
potencia reactiva inicial generada en 0 pu. El total de los resultados se presenta en el
documento Anexo 4.
Si bien las distintas topologías de estabilizador han de tener, en distinta medida, efectos
adversos sobre la tensión y la potencia reactiva terminales del generador ante las condiciones
enunciadas, sabido es que aquellas que tienen como única entrada la potencia eléctrica
introducen transitorios más pronunciados [26, 27].
Se presentan en figuras 5.23 a 5.29 las evoluciones temporales de la potencia reactiva
generada (QELEC) y de la señal de salida del estabilizador (VPSS) al simular la toma de carga de
las máquinas cuyos estabilizadores de potencia eléctrica han sido ajustados. Se muestran en
colores rojo y verde los casos sin y con PSS, respectivamente, describiéndose en el pie de cada
figura el salto de potencia (Step) y la tasa de incremento (Rate) aplicados.
(a) (b)
Figura 5.23. Toma de carga Ralco 1 y 2. Step: 0,1 pu. Rate: 0,1 pu/min.
(a) (b)
Figura 5.24. Toma de carga Nueva Ventanas. Step: 0,1 pu. Rate: 0,1 pu/min.
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(a) (b)
Figura 5.25. Toma de carga San Isidro II TG. Step: 0,1 pu. Rate: 0,1 pu/min.
(a) (b)
Figura 5.26. Toma de carga San Isidro II TV. Step: 0,1 pu. Rate: 0,1 pu/min.
(a) (b)
Figura 5.27. Toma de carga Nehuenco I TG. Step: 0,1 pu. Rate: 0,1 pu/min.
(a) (b)
Figura 5.28. Toma de carga Colbún unidades 1 y 2. Step: 0,1 pu. Rate: 0,1 pu/min.
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(a) (b)
Figura 5.29. Toma de carga Valdivia. Step: 0,1 pu. Rate: 0,1 pu/min.
Nótese que las desviaciones de la señal de salida de los estabilizadores permanecen dentro
de la banda del ±1%. Esto se considera aceptable ya que las velocidades de toma de carga
asumidas en las simulaciones se encuentran en general por encima de las capacidades máximas
de los generadores.
5.4.3 Sumario del ajuste
Ha sido verificado el ajuste de 62 estabilizadores del sistema de potencia empleando el
MARF, los que pueden agruparse en las siguientes categorías:
• Unidades que no requieren cambio de tecnología ni de parámetros actuales del
estabilizador:
◦ Central Quintero unidades TG1A y TG1B.
◦ Central El Toro unidades 1, 2, 3 y 4.
◦ Central Rapel unidades 1, 2, 3, 4 y 5.
◦ Central Antilhue unidades 1 y 2.
◦ Central Horcones.
• Unidades que no requieren cambio de tecnología del estabilizador actual pero sí
de sus parámetros:
◦ Central Ralco unidades 1 y 2.
◦ Central Ventanas unidad 3 (Nueva Ventanas).
◦ Central San Isidro unidades I TG, II TG, I TV y II TV.
◦ Central Nueva Renca unidades TG y TV.
◦ Central Pehuenche unidades 1 y 2.
◦ Central Nehuenco unidades I TG, II TG y II TV.
◦ Central Colbun unidades 1 y 2.
◦ Central Antuco unidades 1 y 2.
◦ Central Candelaria unidades 1 y 2.
◦ Central Bocamina.
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Ir al índice◦ Central Curillinque.
◦ Central Valdivia.
◦ Central Canutillar unidades 1 y 2.
◦ Central Los Pinos.
◦ Central Cipreses unidades 1, 2 y 3.
◦ Central Pangue unidades 1 y 2: los parámetros de las redes de compensación de fase
permanecen invariantes respecto a sus valores actuales; en el Hito 6 (sección 5.6) se
encuentra la necesidad de cambiar los ajustes de los filtros wash-out y seguidor de
rampa.
◦ Central Blanco: los parámetros de las redes de compensación de fase permanecen
invariantes respecto a sus valores actuales; en el Hito 6 (sección 5.6) se encuentra la
necesidad de cambiar los ajustes de los filtros wash-out.
◦ Central Petropower: la especificación de ajustes propuesta queda condicionada a la
homologación de los modelos de los reguladores.
◦ Central Alfalfal unidades 1 y 2: los ajustes propuestos son indicativos, debiendo los
mismos revisarse de acuerdo a las características de los equipos estabilizadores.
• Unidades que requieren cambio de tecnología del estabilizador actual:
◦ Central Taltal unidades U1 y U2: cambio de los estabilizadores al tipo IEEE PSS2B
debido a la necesidad de proveer compensación de fase cercana a la ideal a bajas
frecuencias.
◦ Central Guacolda unidades 1, 2, 3 y 4: cambio de los estabilizadores al tipo PSS2B e
incorporación de una lógica automática de desconexión conforme a los resultados de
[12].
• Estabilizadores a habilitar en unidades actuales:
◦ Central Machicurá unidades 1 y 2.
◦ Central Nehuenco unidad 3.
◦ Central Coronel.
◦ Central San Ignacio.
• Estabilizadores a habilitar en unidades futuras:
◦ Central Santa María.
◦ Central Bocamina 2.
• En los siguientes casos particulares se ha prescindido del ajuste de
estabilizadores:
◦ Central Campanario unidades 1, 2 y 3: se recomienda la homologación de los modelos
de máquina sincrónica y de los controles del generador de esta central para evaluar
su desempeño en pequeña señal cuando se conecta al SIC.
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Ir al índice◦ Central Nehuenco unidad TV I: Si bien en la BD de la DO esta unidad no cuenta con
controles, se demuestra en la sección 5.2.6 que, si los tuviera, habría de participar
sustantivamente en modos críticos del Sistema, por ejemplo, en el modo
Charrúa - San Luis. Se prescinde del ajuste de un estabilizador para esta unidad ya
que el resto de las máquinas que inyectan potencia en el nodo San Luis proporcionan
suficiente amortiguamiento a los modos críticos. Así las cosas, se recomienda la
obtención de los modelos de esta unidad por homologación y la incorporación de un
PSS2B ajustado con el MARF, con el objeto de aportar a la redundancia de
estabilizadores en las centrales Nehuenco y San Luis.
◦ Central Hornitos: Si bien se conoce de la formulación de modelos matemáticos
homologados de AVR y GOV, los mismos no se encuentran disponibles en formato
PowerFactory. Adicionalmente, se desconocen el diagrama de bloques y el principio de
funcionamiento del PSS. No se ajusta un estabilizador para esta unidad ya que no se
detecta que la misma participe fuertemente en alguno de los modos críticos del
Sistema. Esto deberá verificarse al incorporar a la Base de Datos los modelos
homologados.
◦ Central Los Vientos: se recomienda la homologación de los modelos de máquina
sincrónica y de los controles del generador de esta central para evaluar su desempeño
en pequeña señal cuando se conecta al SIC.
◦ Central Nueva Aldea unidades 1, 2 y 3: Se detecta una gran influencia de los
parámetros de los modelos de AVR de estas máquinas sobre uno de los modos
críticos. Se recomienda la homologación de los modelos y la verificación del
desempeño en pequeña señal de las unidades en su operación interconectada al SIC.
◦ Centrales La Higuera y Confluencia: No tienen modelos de planta por lo que se
recomienda su obtención por homologación para luego evaluar si realmente participa
en modos críticos.
◦ Central Quilleco unidades 1 y 2: Se ha relevado que cuenta con estabilizadores pero
no se tienen datos de los mismos. De acuerdo a la información enviada por el
CDEC-SIC, existe un modelo homologado por Colbún SA de AVR (SDO N°025/07,
26/10/07), pero no se cuenta con su código en PowerFactory. Con los modelos
cargados en la BD de la DO no se detectan altas participaciones de estas unidades en
modos críticos.
◦ Central Palmucho: Se ha relevado que la central cuenta con estabilizadores, pero el
modelo de AVR no ha sido homologado. Como el modo local que presenta con los
modelos actuales tiene un amortiguamiento superior al 9% (1,89Hz), se recomienda
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Ir al índiceobtener modelos homologados de generador y controles, y luego verificar el
amortiguamiento del modo local junto con la necesidad de poner su PSS en E/S.
5.5 Hito 5: Ajuste sistémico de ganancias
Los ajustes de los estabilizadores obtenidos en el título 5.4 se cargan en el modelo
completo del SIC y se ejecutan análisis modales en el total de los casos de estudio propuestos,
considerando los estabilizadores en servicio.
Se presentan en Figura 5.31 los modos oscilatorios calculados al considerar en servicio el
total de los estabilizadores ajustados en el SIC. Nótese que en general el amortiguamiento
alcanzado es satisfactorio, excepto en los siguientes modos locales:
• Pilmaiquen (1,52 Hz).
• Chiburgo (1,20 Hz).
• Queltehues (1,36 Hz).
• Colihues (2,10 Hz).
• Los Molles (2,28 Hz).
• Celco (1,60 Hz).
• Constitución (2,54 Hz).
• Pullinque (1,40 Hz).
• Quellón (4,6 Hz).
Los modos locales arriba listados se asocian a unidades generadoras de bajo porte cuyos
modelos de generador y controles en muchos casos no han sido homologados con los resultados
de ensayos en campo, o bien no se encuentran disponibles; algunos de ellos se identifican en
Figura 5.30 sobre los resultados del análisis modal ejecutado en el caso de estudio N1_Al_CS
considerando el total de los estabilizadores en servicio. Así pues, para verificar la existencia de
estos modos se sugiere la obtención de modelos matemáticos representativos de la respuesta
electromecánica real de las máquinas y sus controles, el análisis de los amortiguamientos de sus
modos locales y la evaluación de la necesidad del cambio de ajuste de sus controles. En
cualquier caso, la potencia relativamente reducida de las máquinas que participan fuertemente
en estos modos no pone en peligro la estabilidad y seguridad del SIC en su conjunto.
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Quellón
ChiburgoPullinque
Los Molles
Pilmaiquén + Capullo
ConstituciónColihues
Queltehues
Pilmaiquen
Figura 5.30. Modos locales poco amortiguados de unidades de bajo porte del caso de estudio N1_Al_CS considerando los estabilizadores en servicio.
En general, las ganancias estáticas de los estabilizadores ajustadas con el MARF con el
objeto de amortiguar los modos locales de los generadores individuales son lo suficientemente
elevadas como para amortiguar los modos críticos al mancomunar los efectos estabilizantes del
total de los PSS del Sistema.
Sólo es preciso el aumento de las ganancias de los estabilizadores de Central Taltal para
alcanzar amortiguamientos aceptables del modo Atacama – Sistema (0,55 Hz) en condiciones de
red “N” y “N-1”. Se presentan en Figura 5.32 las disposiciones en el plano complejo del
mencionado modo calculado al adoptar las ganancias 0 pu, 10 pu y 25 pu para los
estabilizadores. El valor de ganancia finalmente adoptado (25 pu) contempla asimismo el
amortiguamiento satisfactorio de los modos en cuestión en aquellas condiciones de operación en
las que alguno de los estabilizadores de Central Guacolda o Central Taltal se encuentre fuera de
servicio.
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(a) (b)
(c) (d)
(e) (f)Figura 5.31. Modos oscilatorios con el total de los estabilizadores en servicio.
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Figura 5.32. Modo Atacama – Sistema (0,55 Hz) calculado con distintas ganancias de los estabilizadores de Central Taltal.
5.5.1 Análisis post-ajuste de los modos interárea
Se analiza separadamente en esta sección el amortiguamiento de los modos interárea
identificados como críticos en los hitos 1 y 2 de la metodología de ajuste. En principio, son éstos
los de estabilización más compleja de todos los existentes en el SIC, ya que su amortiguamiento
depende de la incorporación de estabilizadores en generadores clave de la red. Sobre casos
testigo en los que, sin estabilizadores, estos modos se encuentran poco amortiguados, se
muestra en Figura 5.33 cómo la suma de los esfuerzos de control de los estabilizadores
instalados permite cumplir con los mínimos amortiguamientos exigidos por la NTSyCS.
Nótese en todos los casos que el desplazamiento de los modos tras la incorporación de los
estabilizadores resulta prácticamente horizontal hacia la izquierda en el plano complejo, por lo
que la variación en sus frecuencias amortiguadas de oscilación es reducida (menor al 10%).
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fd = 1,08 Hzξ = 22,93%
fd = 1,03 Hzξ = 4,85%
(a) Modo Charrúa – Araucanía (1,15 Hz).Caso N-1_7.
fd = 1,09 Hzξ = 23,13%
fd = 1,06 Hzξ = 6,34%
(b) Modo Curillinque / Pehuenche – Charrúa(0,86 - 1,06 Hz). Caso N4.
fd = 0,55Hzξ = 7,35%
fd = 0,57 Hzξ = -3,73%
(c) Modo Pehuenche – Sistema (0,57 Hz).Caso N-1_27.
fd = 0,72 Hzξ = -6,64 %
fd = 1,04Hzξ = 18,43%
fd = 0,97 Hzξ = 2,91%
Guacolda - Sistema
Colbún – San Luis
B2_PSS_E/SB2_PSS_F/S
fd = 0,72 Hzξ = 17,82 %
Guacolda - Sistema
Colbún – San Luis
B2_PSS_E/SB2_PSS_F/S
(d) Modos Colbún – San Luis (1,00 Hz) y Guacolda – Sistema (0,72 Hz). Caso B2.
fd = 0,87 Hzξ = 15,76 %
fd = 0,85 Hzξ = 0,73%
(e) Modo Charrúa – San Luis (0,87 Hz).Caso N-1_10.
fd = 0,65 Hzξ = 15,35 %
fd = 0,65 Hzξ = -6,76 %
(f) Modo Atacama – Sistema (0,55 Hz).Caso N-1_11.
Figura 5.33. Modos interárea con y sin los estabilizadores ajustados en servicio.
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5.6 Hito 6: Análisis temporal en gran señal
Se presentan en este apartado los resultados de la simulación en el dominio del tiempo de
perturbaciones de gran señal introducidas en el SIC considerando en servicio el total de los
estabilizadores propuestos para el amortiguamiento del Sistema.
Las siguientes perturbaciones son consideradas testigo para el análisis temporal en gran
señal:
• Contingencia 1: Falla Charrúa - Ancoa 500kV
• Contingencia 2: Falla Ancoa – Alto Jahuel 500kV
• Contingencia 3: Falla Temuco – Los Ciruelos 220kV
• Contingencia 4: Falla Las Palmas – Pan de Azucar 220kV
• Contingencia 5: Falla Paposo – Diego de Almagro 220 kV
• Contingencia 6: Falla Transformador Itahue 500/154/66 kV
• Contingencia 7: Falla Pangue – Cholguán – Charrúa 220 kV
• Contingencia 8: Disparo generación
Las simulaciones se ejecutan partiendo de los casos de red completa en base a los cuales
fueron generados en el Hito 1 del punto 5.1 los casos de red N-1.
Se adjuntan en el documento anexo EE-ES-2011-435_RevB_Anexo_3_Analisis_Temporal
las evoluciones temporales de las variables clave del Sistema. En el mismo, se presentan para
cada falla simulada los siguientes oscilogramas:
• Potencias activa y reactiva, tensión terminal, velocidad y ángulo rotórico de las unidades
equipadas con estabilizador.
• Tensión y frecuencia en barras de 500 kV, 220 kV y 154 kV.
• Potencias activa y reactiva transferidas por corredores de 500 kV, 220 kV y 154 kV.
Los ángulos rotóricos de los generadores se miden respecto a la unidad Antuco 2, a cuyo
ángulo se le asigna el valor 0º.
5.6.1 Criterios de evaluación de desempeño dinámico
El análisis de estabilidad transitoria del SIC consiste en evaluar la evolución temporal de
variables clave durante los primeros 20 segundos luego de que el Sistema es sometido a una
gran perturbación (falla de diseño).
La estabilidad en régimen transitorio del SIC se evalúa sobre la base de los siguientes
parámetros:
• Excursión del ángulo del rotor en primera oscilación. Estabilidad angular no oscilatoria
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Ir al índice• Amortiguamiento de las oscilaciones. Estabilidad angular oscilatoria
• Recuperación de la frecuencia. Estabilidad en frecuencia
• Recuperación y control de la tensión. Estabilidad en tensión
Cuando se verifiquen simultáneamente los cuatro criterios de desempeño, se concluirá que
el SIC resulta estable para la falla analizada.
Estabilidad angular no oscilatoria
El criterio para determinar la estabilidad transitoria en la primera oscilación rotórica se ha
establecido mediante dos parámetros claves: máximo ángulo rotórico y mínima tensión
transitoria.
Se adoptó como referencia de ángulos un generador cercano al centro inercial del SIC
(Antuco 2) y se consideró un ángulo de 120º como máximo ángulo de carga admitido para
máquinas vinculadas al Sistema de Transmisión.
Se verificó que la tensión en los nodos de 500 kV y 220 kV del SIC no descienda por
debajo de 0.7 pu ni permanezca más de 1 segundo por debajo de 0.8 pu luego del despeje de
una falla.
Estabilidad angular oscilatoria
Factor de amortiguamiento relativo (ξ) aplicado a los modos de oscilación:
• Escenario crítico (red N): ξ ≥ 0,10 pu. Las oscilaciones de potencia se reducen al 15 %
de su valor inicial en el curso de 3 ciclos.
• Escenario post-contingencia: ξ ≥ 0,05 pu. Las oscilaciones de potencia se reducen al
40 % de su valor inicial en el curso de 3 ciclos.
Estabilidad de frecuencia
• Se verificó que en el caso de una contingencia simple, la frecuencia mínima en
instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal sea igual o mayor a 48,30Hz,
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. (Art. 5-44 NTSyCS).
• Se verificó que la frecuencia en las barras de generación supere el nivel de 47,5 Hz
dentro de los 5 s de iniciada la falla y que ingrese en un entorno (50 ± 1 Hz) dentro de
los 90 s de iniciada la falla. (Art. 3-10 NTSyCS).
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Estabilidad en tensión
Se consideró aceptable la recuperación de la tensión (20 s desde el inicio de la
perturbación) en cada nodo de la red de alta tensión si la misma presenta valores comprendidos
en los siguientes rangos:
• ±4% para nodos de 500 kV
• ±7% para nodos de 220 kV
5.6.2 Contingencias
Se describen a continuación las contingencias simuladas junto con los principales
resultados de ellas emanados. Para dejar en evidencia los efectos amortiguantes de la
habilitación de los estabilizadores en el modelo del SIC, se comparan en cada caso las
evoluciones temporales de las transferencias de potencias activa y reactiva por líneas de
interconexión, obtenidas al considerar el total de los estabilizadores en servicio, y al sacar de
servicio algunos clave.
A los efectos de economizar esfuerzo computacional en la simulación de fallas
desbalanceadas, se simulan las fallas bifásicas rígidas a tierra como trifásicas con una
impedancia de falla Zf calculada como en (5.1), donde Z2 y Z0 son las impedancias de secuencias
negativa y cero, respectivamente, vistas en el punto de falla. De esta forma se obtienen valores
correctos de tensiones y corrientes de secuencia positiva, al tiempo que se reduce
sustantivamente el tiempo total de simulación. [5]
Z f =Z 2 .Z 0Z 2+Z 0
(5.1)
Contingencia 1: Falla Charrúa - Ancoa 500kV
Se simula una falla bifásica rígida a tierra en uno de los circuitos del corredor
Charrúa - Ancoa 500kV, introduciéndose los siguientes eventos de simulación:
• t = 0 s: comienzo de la simulación.
• t = 1 s: se implanta una falla bifásica con contacto a tierra (Rf = 0Ω) en Charrúa - Ancoa
500kV L1, extremo Charrúa. Se cierran los puentes de los capacitores serie de ambos
circuitos Charrúa - Ancoa 500kV sin retardo.
• t = 1,120 s: despeje de la falla y apertura tripolar definitiva en ambos extremos del
circuito en falla. Se abre el puente del capacitor serie del circuito sano de
Charrúa - Ancoa 500kV, sin retardo.
• t = 20 s: fin de la simulación.
La perturbación se simula en el caso N6. Las oscilaciones se presentan prácticamente
extinguidas a los 5 s luego del despeje de la falla.
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Ir al índiceSe superponen en Figura 5.34 las evoluciones temporales de las potencias activa y
reactiva transmitidas por el circuito Charrúa - Ancoa 500kV L2 (circuito sano) al simular la
contingencia propuesta con el total de los estabilizadores en servicio y sacando de servicio los
estabilizadores en las unidades de las centrales Antuco, Pangue y Ralco en la zona sur del SIC, y
Nehuenco I y II más San Isidro I y II en la zona centro. Nótese en el segundo caso que las
oscilaciones de potencia resultan visiblemente menos amortiguadas respecto al caso en el que
todos los estabilizadores se encuentran operativos.
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
-5.0E+2
-6.9E+2
-8.8E+2
-1.1E+3
-1.3E+3
-1.5E+3
Charrúa - Ancoa 500 kV L1: P [MW] PSSs F/S.Charrúa - Ancoa 500 kV L1: P [MW] PSSs E/S.
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
-14,09
-30,63
-47,17
-63,71
-80,26
-96,80
Charrúa - Ancoa 500 kV L1: Q [MVAr] PSSs FS.Charrúa - Ancoa 500 kV L1: Q [MVAr] PSSs E/S.
Operación de estabilizadores en el SIC ComparacionHito 6 Analisis temporal en gran senal
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /8
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SIL
EN
T
Figura 5.34. Potencias activa y reactiva transmitidas por Charrúa - Ancoa 500kV L2 al simular la contingencia 1 con el total de los estabilizadores en servicio y sacando de servicio estabilizadores en las
zonas centro y sur.
Contingencia 2: Falla Ancoa – Alto Jahuel 500kV
Se simula una falla bifásica rígida a tierra en uno de los circuitos del corredor Ancoa - Alto
Jahuel 500kV, introduciéndose los siguientes eventos de simulación:
• t = 0 s: comienzo de la simulación.
• t = 1 s: se implanta una falla bifásica con contacto a tierra (Rf = 0Ω) en Ancoa - Alto
Jahuel 500kV L2, extremo Alto Jahuel. Se cierran los puentes de los capacitores serie de
ambos circuitos Ancoa - Alto Jahuel 500kV sin retardo.
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Ir al índice• t = 1,120 s: despeje de la falla y apertura tripolar definitiva en ambos extremos del
circuito en falla. Se abre el puente del capacitor serie del circuito sano de Ancoa - Alto
Jahuel 500kV, sin retardo.
• t = 20 s: fin de la simulación.
La perturbación se simula en el caso N1. Las oscilaciones electromecánicas se presentan
prácticamente extinguidas a los 5 s luego del despeje de la falla.
Se superponen en Figura 5.35 las evoluciones temporales de las potencias activa y
reactiva transmitidas por el circuito Ancoa - Alto Jahuel 500kV L1 (circuito sano) al simular la
contingencia propuesta con el total de los estabilizadores en servicio y sacando de servicio los
estabilizadores en las unidades de las centrales Antuco, Pangue y Ralco en la zona sur del SIC, y
Nehuenco I y II más San Isidro I y II en la zona centro. Nótese en el segundo caso que las
oscilaciones de potencia resultan visiblemente menos amortiguadas respecto al caso en el que
todos los estabilizadores se encuentran operativos.
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
-6.6E+2
-8.3E+2
-1.0E+3
-1.2E+3
-1.3E+3
-1.5E+3
Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: P [MW] PSSs F/S.Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: P [MW] PSSs E/S.
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
319,7
256,2
192,7
129,2
65,73
2,232
Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Q [MVAr] PSSs F/S.Alto Jahuel - Ancoa 500 kV L1: Q [MVAr] PSSs E/S.
Operación de estabilizadores en el SIC ComparacionHito 6 Analisis temporal en gran señal
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /8
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Figura 5.35. Potencias transmitidas por Ancoa - Alto Jahuel 500kV L1 al simular la contingencia 2 con el total de los estabilizadores en servicio y sacando de servicio estabilizadores en las zonas centro y sur.
Contingencia 3: Falla Temuco – Los Ciruelos 220kV
Se simula una falla bifásica rígida a tierra en la línea Temuco - Los Ciruelos 220 kV,
introduciéndose los siguientes eventos de simulación:
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Ir al índice• t = 0 s: comienzo de la simulación.
• t = 1 s: se implanta una falla bifásica con contacto a tierra (Rf = 0Ω) en Temuco - Los
Ciruelos 220 kV, extremo Los Ciruelos.
• t = 1,120 s: despeje de la falla y apertura tripolar definitiva en ambos extremos del
circuito en falla.
• t = 20 s: fin de la simulación.
La perturbación se simula en el caso N2. Las oscilaciones electromecánicas de potencia por
las interconexiones se presentan prácticamente extinguidas a los 5 s luego del despeje de la
falla.
Las unidades generadoras de Central Antilhue exhiben excursiones pronunciadas de sus
tensiones terminales; véase Figura 5.36. Las mismas se atribuyen a la lentas respuestas de los
reguladores automáticos de tensión, cuyos parámetros de desempeño ante un escalón en vacío,
de acuerdo con [32], son: Testablecimiento = 3,11 s, Tcrecimiento = 0,28 s, Sobrevalor = 106 %. Para
mejorar la respuesta, se recomienda el ajuste de los controles de los generadores de Central
Antilhue conforme a la NTSyCS.
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000
1,1000
1,0600
1,0200
0,9800
0,9400
0,9000
Generador Alfal fal 1: s:utGenerador Antilhue 1 (Cenelca): s:utGenerador Antuco 1: s:utGenerador Blanco (Aconcagua 1): s:utGenerador Bocamina: s:utGenerador Candelaria 1: s:utGenerador Canuti l lar 1: s:utGenerador Cipreses 1: s:utGenerador Colbun 1: s:utGenerador Coronel: s:ut
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000
1,1000
1,0600
1,0200
0,9800
0,9400
0,9000
Generador Curi l l inque: s:utGenerador El Toro 1: s:utGenerador Guacolda 1: s:u tGenerador Horcones: s:utGenerador Hornitos: s:utGenerador Los Pinos: s:utGenerador Los Vientos: s:utGenerador Machicura 1: s:utGenerador Nehuenco I T G: s:utGenerador Nehuenco I T V: s:ut
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000
1,1000
1,0600
1,0200
0,9800
0,9400
0,9000
Generador Nehuenco II TG: s:utGenerador Nehuenco II TV: s:utGenerador Nehuenco III: s:utGenerador Nueva Renca T G: s:utGenerador Nueva Renca T V: s:utGenerador Nueva Ventanas: s:utGenerador Pangue 1: s:utGenerador Pehuenche 1: s:utGenerador PetroPower: s:utGenerador Quintero TG1A: s:ut
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000
1,1000
1,0600
1,0200
0,9800
0,9400
0,9000
Generador Ralco 1: s:utGenerador Rapel 1: s:utGenerador San Ignacio: s:utGenerador San Isidro II T G: s:utGenerador San Isidro II T V: s:utGenerador San Isidro TG: s:utGenerador San Isidro TV: s:utGenerador T altal 1: s:utGenerador Valdivia: s:utGenerador Ventanas 1: Q in MVAr
Operación de estabilizadores en el SIC Ugen
Hi to 6 Anal isis temporal en gran señal
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /3
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Figura 5.36. Tensión terminal del generador Antilhue ante la Contingencia 3 en el caso N2.
Se superponen en Figura 5.37 las evoluciones temporales de las potencias activa y
reactiva transmitidas por el circuito Charrúa -Temuco 220 kV L1 al simular la contingencia
propuesta con el total de los estabilizadores en servicio y sacando de servicio los estabilizadores
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Ir al índiceen las unidades de las centrales Valdivia, Antilhue y Canutillar en la zona sur del SIC. Nótese en
el segundo caso que las oscilaciones de potencia resultan visiblemente menos amortiguadas
respecto al caso en el que todos los estabilizadores se encuentran operativos.
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
57,71
48,99
40,26
31,53
22,80
14,08
Charrua - Temuco 220 kV: P [MW] PSSs F/S.Charrua - Temuco 220 kV: P [MW] PSSs E/S.
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
-4,450
-9,363
-14,28
-19,19
-24,10
-29,02
Charrua - Temuco 220 kV: Q [MVAr] PSSs FS.Charrua - Temuco 220 kV: Q [MVAr] PSSs E/S.
Operación de estabilizadores en el SIC ComparacionHito 6 Analisis temporal en gran señal
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /8
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EN
TFigura 5.37. Potencias activa y reactiva transmitidas por Charrúa -Temuco 220 kV L1 al simular la
contingencia 3 con el total de los estabilizadores en servicio y sacando de servicio estabilizadores en la zona al sur de Charrúa.
Contingencia 4: Falla Las Palmas – Pan de Azucar 220kV
Se simula una falla bifásica rígida a tierra en uno de los circuitos del corredor Las
Palmas - Pan de Azúcar 220 kV, introduciéndose los siguientes eventos de simulación:
• t = 0 s: comienzo de la simulación.
• t = 1 s: se implanta una falla bifásica con contacto a tierra (Rf = 0Ω) en Las Palmas - Pan
de Azúcar 220 kV L2, extremo Pan de Azúcar.
• t = 1,120 s: despeje de la falla y apertura tripolar definitiva en ambos extremos del
circuito en falla.
• t = 20 s: fin de la simulación.
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Ir al índiceLa perturbación se simula en los siguientes casos de estudio:
• N1: la Central Taltal se encuentra fuera de servicio y se maximiza la generación en las
áreas centro y sur del SIC. Se considera fuera de servicio el estabilizador de la unidad
Guacolda 4. Así, pues, el escenario post-contingencia es más severo que una condición
de red “N-1”.
• N3: la Central Taltal se encuentra en servicio y se maximiza la generación en las áreas
norte y sur del SIC.
Se superponen en Figura 5.38 las evoluciones temporales de las potencias activa y
reactiva transmitidas por el circuito Pan de Azúcar - Punta Colorada 220 kV C1 al simular en el
caso N1 la contingencia propuesta con uno y con cuatro estabilizadores de Central Guacolda
fuera de servicio. Nótese en el segundo caso que las oscilaciones de potencia resultan
visiblemente menos amortiguadas respecto al caso en el que son tres los estabilizadores
operativos en Central Guacolda.
12,0009,60007,20004,80002,4000-0,0000 [s]
101,21
79,770
58,326
36,882
15,438
-6,0066
Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: P [M W] 4 PSSs F/S en CT Guacolda.Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: P [M W] 1 PSS F/S en CT Guacolda.
12,0009,60007,20004,80002,4000-0,0000 [s]
26,262
17,848
9,4335
1,0192
-7,3950
-15,809
Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: Q [M VAr] 4 PSSs FS en CT Guacolda.Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: Q [M VAr] 1 PSS F/S en CT Guacolda.
Operación de estabilizadores en el SIC Com paracion
Hito 6 Anal isis tem poral en gran seña l
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /8
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EN
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Figura 5.38. Potencias activa y reactiva transmitidas por Pan de Azúcar - Punta Colorada 220 kV C1 al simular la contingencia 4 con uno y con cuatro estabilizadores de Central Guacolda fuera de servicio.
P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL
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Ir al índiceEn ambos casos simulados las oscilaciones electromecánicas en las variables clave del SIC
se extinguen a los 10 s luego del despeje de la falla. En condiciones normales serán cuatro los
estabilizadores en servicio en Central Guacolda, resultando naturalmente más amortiguadas las
oscilaciones electromecánicas respecto a los dos casos simulados.
Contingencia 5: Falla Paposo – Diego de Almagro 220 kV
Se simula una falla bifásica rígida a tierra en uno de los circuitos del corredor
Paposo – Diego de Almagro 220 kV, introduciéndose los siguientes eventos de simulación:
• t = 0 s: comienzo de la simulación.
• t = 1 s: se implanta una falla bifásica con contacto a tierra (Rf = 0Ω) en Paposo – Diego
de Almagro 220kV L1, extremo Diego de Almagro.
• t = 1,120 s: despeje de la falla y apertura tripolar definitiva en ambos extremos del
circuito en falla.
• t = 20 s: fin de la simulación.
La perturbación se simula en el caso N4. Las oscilaciones electromecánicas de las variables
clave del SIC se presentan prácticamente extinguidas a los 10 s luego del despeje de la falla.
Se superponen en Figura 5.39 las evoluciones temporales de las potencias activa y
reactiva transmitidas por el circuito Pan de Azúcar - Punta Colorada 220 kV C1 al simular en el
caso N1 la contingencia propuesta con y sin ambos estabilizadores de Central Taltal en servicio.
Nótese en el segundo caso que las oscilaciones de potencia resultan visiblemente menos
amortiguadas (son prácticamente sostenidas) respecto al caso en el que los dos estabilizadores
de Central Taltal se encuentran en servicio.
Contingencia 6: Falla Transformador Itahue 500/154/66 kV
Se simula una falla bifásica rígida a tierra en el transformador de potencia Itahue
500/154/66 kV - 400 MVA, introduciéndose los siguientes eventos de simulación:
t = 0 s: comienzo de la simulación.
t = 1 s: se implanta una falla bifásica con contacto a tierra (Rf = 0Ω) en el lado de 154 kV
del transformador de potencia Itahue 500/154/66 kV - 400 MVA.
t = 1,120 s: disparo del transformador en falla.
t = 20 s: fin de la simulación.
La perturbación se simula en el caso N5. Las oscilaciones electromecánicas de las variables
clave del SIC se presentan prácticamente extinguidas a los 5 s luego del despeje de la falla.
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12,0009,60007,20004,80002,4000-0,0000 [s]
160,90
144,20
127,51
110,82
94,127
77,435
Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: P [M W] PSSs F/S.Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: P [M W] PSSs E/S.
12,0009,60007,20004,80002,4000-0,0000 [s]
-11,604
-14,627
-17,650
-20,673
-23,696
-26,719
Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: Q [M VAr] PSSs FS.Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: Q [M VAr] PSSs E/S.
Operación de estabilizadores en el SIC Comparacion
Hito 6 Anal isis tem poral en gran señal
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /8
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Figura 5.39. Potencias activa y reactiva transmitidas por Pan de Azúcar - Punta Colorada 220 kV C1 al simular la contingencia 5 con y sin estabilizadores en Central Taltal.
Las unidades de las centrales Cipreses, Curillinque, Isla y La Higuera permanecen
transitoriamente estables, siendo éstas las que se conectan al sistema de transmisión en 154 kV
que luego de la falla se desvincula del Sistema de Troncal en SE Ancoa.
Se superponen en Figura 5.40 las evoluciones temporales de las potencias activa y
reactiva transmitidas por el circuito San Fernando - Malloa 154 kV C2 al simular la contingencia
propuesta con y sin los estabilizadores en las unidades generadoras de las centrales Cipreses y
Curillinque en servicio. Nótese en el segundo caso que las oscilaciones de potencia resultan
visiblemente menos amortiguadas respecto al caso en el que todos los estabilizadores se
encuentran en servicio.
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8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
55,21
23,30
-8,613
-40,52
-72,43
-104,3
Tap S.Fernando - Tap Malloa 154kV C2: P[MW] PSS FSTap S.Fernando - Tap Malloa 154kV C2: P [MW] PSS ES
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
22,64
9,555
-3,531
-16,62
-29,70
-42,79
Tap S.Fernando - Tap Malloa 154kV C2: Q[MVAr] PSS FSTap S.Fernando - Tap Malloa 154kV C2: Q[MVAr] PSS ES
Operación de estabilizadores en el SIC ComparacionHito 6 Analisis temporal en gran señal
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /8
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Figura 5.40. Potencias activa y reactiva transmitidas por San Fernando - Malloa 154 kV C2 al simular la contingencia 6 con y sin estabilizadores en las centrales Cipreses y Curillinque en servicio.
Contingencia 7: Falla Pangue – Cholguán – Charrúa 220 kV
Se simula una falla bifásica rígida a tierra en el circuito Pangue – Cholguán – Charrúa 220
kV, introduciéndose los siguientes eventos de simulación:
• t = 0 s: comienzo de la simulación.
• t = 1 s: se implanta una falla bifásica con contacto a tierra (Rf = 0Ω) en Pangue –
Cholguán – Charrúa 220 kV, extremo Charrúa.
• t = 1,120 s: despeje de la falla y apertura tripolar definitiva en ambos extremos del
circuito en falla.
• t = 20 s: fin de la simulación.
La perturbación se simula en el caso N4. Las oscilaciones electromecánicas de las variables
clave del SIC se presentan prácticamente extinguidas a los 8 s luego del despeje de la falla.
Las unidades de la Central Pangue permanecen transitoriamente estables, siendo éstas las
que se conectan al corredor Pangue - Charrúa 220 kV.
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Ir al índiceSe superponen en Figura 5.41 las evoluciones temporales de las potencias activa y
reactiva transmitidas por el circuito Charrúa - Ancoa 550 kV L1 al simular la contingencia
propuesta con y sin los estabilizadores en las unidades generadoras de las centrales Pangue y
Ralco en servicio. Nótese en el segundo caso que las oscilaciones de potencia resultan
visiblemente menos amortiguadas respecto al caso en el que todos los estabilizadores se
encuentran en servicio. Estas observaciones son válidas también para los oscilogramas de
potencias activa y reactiva terminales del generador Pangue 1 de Figura 5.41
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
354,1
294,4
234,8
175,2
115,5
55,92
Generador Pangue 1: P [MW] PSSs F/S.Generador Pangue 1: P [MW] PSSs E/S.
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
1,015
1,009
1,004
0,998
0,993
0,987
Generador Pangue 1: Q [MVAr] PSSs FS.Generador Pangue 1: Q [MVAr] PSSs E/S.
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
-351,5
-470,9
-590,3
-709,7
-829,1
-948,5
Charrúa - Ancoa 500 kV L1: P [MW] PSSs F/S.Charrúa - Ancoa 500 kV L1: P [MW] PSSs E/S.
8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]
185,7
143,1
100,5
57,94
15,34
-27,25
Charrúa - Ancoa 500 kV L1: P [MW] PSSs F/S.Charrúa - Ancoa 500 kV L1: P [MW] PSSs E/S.
Operación de estabilizadores en el SIC ComparacionHito 6 Analisis temporal en gran señal
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /9
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Figura 5.41. Potencias activa y reactiva transmitidas por Charrúa - Ancoa 550 kV L1 y generadas por Pangue 1 al simular la contingencia 7 con y sin estabilizadores en las centrales Pangue y Ralco en servicio.
Contingencia 8: Disparo generación
Al segundo de simulación se dispara un módulo de generación superior a 300 MW. La
perturbación se simula en los siguientes casos:
• B1: es éste un escenario base de máxima demanda en la generación se encuentra
distribuida en todas las zonas del Sistema. Se dispara el ciclo combinado San Isidro 2
(240 MW + 120 MW).
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Ir al índice• N3: escenario de alta demanda en el que se maximiza la generación en las áreas Norte
(centrales Guacolda y Taltal) y Centro del SIC. Se dispara una de las unidades de Central
Ralco (250 MW). Se presentan en Figura 5.43 las evoluciones temporales de las señales
de salida de los estabilizadores en servicio correspondientes a este caso de simulación.
De las respuestas obtenidas con los ajustes originales de los estabilizadores de las
unidades de central Pangue se obtiene una gran sensibilidad de la salida del PSS. Esto se
atribuye principalmente a la elevada constante de tiempo de los filtros wash-out, por lo que se
repite la simulación cambiando sus valores de 10 s a 2 s; asimismo, en las pruebas de toma de
carga ejecutadas en el Sistema Sintético, se observan menores desviaciones de potencia
reactiva de salida cuando las constante del filtro seguidor de rampa son T8 = 0,4 s, T9 = 0,1s,
N = 1 y M = 41. El desempeño el pequeña señal de las máquinas en el Sistema Sintético es
equivalente al obtenido con los parámetros originales.
Con el objeto de reducir las excursiones de la señal de salida del los estabilizadores (upss)
de las unidades de centrales Blanco, Machicurá, Canutillar y Antuco, se reducen a 2 s las
contantes de tiempo de los filtros wash-out. Se muestran en Figura 5.42 las evoluciones
temporales de las señales de salida de los estabilizadores de las unidades mencionadas con los
ajustes emanados del Hito 4 y los finalmente adoptados al simular el disparo de generación
térmica en el caso B1. Se verifica en el Sistema Sintético que los cambios mencionados
impactan levemente en los torques amortiguantes proporcionados por los estabilizadores.
Los valores mínimos de frecuencia alcanzados son 49,4 Hz y 49,7 Hz en los casos B1 y N3
respectivamente. En ambos casos el Sistema permanece estable transitoriamente y en pequeña
señal. Se observan sobre las evoluciones temporales de las tensiones en barras y terminales de
los generadores los efectos de los estabilizadores, que tienden a reducirlas mientras dure el
transitorio de subfrecuencia y toma de carga. En todo momento las variables clave se mantienen
dentro de los estándares exigidos por la NTSyCS.
A partir de los resultados de este punto, surge como recomendación general para los
ajustes futuros de PSS en el SIC que las constantes de tiempo de los filtros wash-out sean
menores a los 4 s (preferentemente cercanas a los 2 s) con el objeto de reducir la acción de los
estabilizadores ante desviaciones importantes de frecuencia del Sistema. Estas últimas tienen
alta probabilidad de ocurrencia debido al tamaño relativo de los bloques de generación pasibles
de desconectarse intempestivamente respecto a la demanda total del SIC.
1 Constantes definidas en [28].P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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10,008,0006,0004,0002,0000,000 [s]
0,050
0,030
0,010
-0,010
-0,030
-0,050
pssCANUTILLAR: upss: Filtros reajustadospssCANUTILLAR: upss: Filtros originales
10,008,0006,0004,0002,0000,000 [s]
0,050
0,030
0,010
-0,010
-0,030
-0,050
pssPangue1: upss: Filtros reajustadospssPangue1: upss: Filtros originalespss_Antuco1: upss: Filtros reajustadospss_Antuco1: upss: Filtros originales
10,008,0006,0004,0002,0000,000 [s]
0,050
0,030
0,010
-0,010
-0,030
-0,050
pss_Blanco: upss: Filtros reajustadospss_Blanco: upss: Filtros originales
10,008,0006,0004,0002,0000,000 [s]
0,050
0,030
0,010
-0,010
-0,030
-0,050
pss_Machicura_U1_PROPUESTO: upss: Filtros reajustadospss_Machicura_U1_PROPUESTO: upss: Filtros originales
Operación de estabilizadores en el SIC Cambios de filtrosHito 6 Analisis temporal en gran señal
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /9
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Figura 5.42. Señales de salida de los estabilizadores luego del reajuste de filtros. Disparo de generación térmica en el caso B1.
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
0,1000
0,0600
0,0200
-0,0200
-0,0600
-0,1000
pssCANUT ILLAR: upsspssCandelaria1: s:upsspssColbun1: upsspssLosPinos: s:upsspssNehuenco1TG: upsspssNehuenco2TG: upsspssNuevaRencaT G: upsspssNuevaRencaT V: upsspssNuevaVentanas: upsspssPWX6P4_Cipreses1: upss
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
0,1000
0,0600
0,0200
-0,0200
-0,0600
-0,1000
pssPWX6P4_Curi ll inque: upsspssPWX6P4_GUACOLDA1: upsspssPangue1: upsspssQuinterosTG1A: upsspssRalco1: upsspssSanIsidro2TG: upsspssSanIsidro2TV: upsspss_Alfal fal1_PROPUEST O: upsspss_Antilhue_1: upss
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
0,1000
0,0600
0,0200
-0,0200
-0,0600
-0,1000
pss_Antuco1: upsspss_Blanco: upsspss_Bocamina: upsspss_BocaminaII_Futura: s:upsspss_Coronel_PROPUESTO: upsspss_ElToroU1: upsspss_Horcones: s:upsspss_Machicura_U1_PROPUEST O: upsspss_Nehuenco2T V_PROPUEST O: upss
20,00016,00012,0008,00004,00000,0000 [s]
0,1000
0,0600
0,0200
-0,0200
-0,0600
-0,1000
pss_Nehuenco2TV_PROPUESTO: upsspss_Pehuenche1: upsspss_Petropower_PROPUESTO: upsspss_RapelU1: upsspss_SanIgnacio_PROPUESTO: upsspss_San_Isidro_TG1: upsspss_San_Isidro_TV1: upsspss_SantaMaria_Futura: s:upsspss_Tal tal_U1_PROPUESTO: upsspss_Valdivia: Rotor angle
Operación de estabilizadores en el SIC Salida PSS
Hito 6 Analisis temporal en gran señal
Date: 11/21/2011
Annex: 4 /6
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Figura 5.43. Señales de salida de los estabilizadores. Disparo de generación hidráulica en el caso N3.
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6 ESPECIFICACIÓN PARÁMETROS DE LOS ESTABILIZADORES
El total de los juegos finales de parámetros propuestos para el estabilizador de cada unidad
se especifica en el documento Anexo 4 adjunto a este informe, junto con la validación del
desempeño dinámico resultante del conjunto generador - AVR - PSS. Es importante destacar
que los parámetros producto de este estudio pueden ser modificados mientras se obtengan
desempeños equivalentes en pequeña y gran señal de los generadores y sus controles.
Con el objeto de normalizar la especificación de parámetros, en todos los casos se
considera que las señales de salida de los estabilizadores ingresan al sumador de entrada del
regulador automático de tensión con signo positivo, i.e., con el mismo signo que la señal de
referencia de tensión. De esta forma, la inversión de signo de la señal de salida del estabilizador
se determina con el signo de la ganancia estática del lazo estabilizante del mismo, o bien
especificando explícitamente esta inversión en los parámetros del PSS (por ejemplo, en el caso
de los estabilizadores REIVAX PWX600). Así, pues, en algunos casos fueron modificados los
modelos de AVR de la BD, ya para respetar la convención adoptada, ya para incorporar la señal
de entrada del PSS (upss).
Los valores de ajuste especificados para los parámetros de cada PSS tienen una
correspondencia directa con aquellos definidos en los planos de los respectivos fabricantes. Las
planillas con los datos de ajuste de los PSS hacen referencia al modelo y a los parámetros
propios de cada controlador en particular. De esta manera, se facilita la implementación de la
calibración en campo.
En el caso de unidades generadoras futuras (Bocamina II y Santa María), los parámetros
presentados son indicativos, debiendo en tales casos adoptarse parámetros definitivos que
presenten en el Sistema Sintético desempeños similares a los exhibidos con los parámetros
considerados en este proyecto. Lo mismo vale para los estabilizadores de centrales Alfalfal y
Petropower; en la primera, se proponen parámetros de un estabilizador del tipo estándar IEEE
PSS2B que deberán revisarse conforme a las características del equipo PSS, y en la segunda, el
estabilizador ha sido ajustado sobre un modelo no homologado de AVR.
Los modelos matemáticos de los estabilizadores ya parametrizados se proporcionan
cargados en la Base de Datos utilizada para la ejecución del presente estudio y adjunta a este
informe.
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7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En esta Fase II del proyecto ha sido ejecutado un análisis oscilatorio del modelo completo
del SIC considerando múltiples topologías y escenarios de generación y demanda
correspondientes al último trimestre del año 2012. Se han evaluado los ajustes de un total de
62 estabilizadores del sistema de potencia a ser puestos en servicio en generadores de gran
porte1 a lo largo de todo el Sistema. Los mismos pueden clasificarse en las categorías de
Tabla 7.1, cuya conformación se describe en la sección 5.4.3 .
Descripción Cantidad
14
35
Unidades que requieren cambio de tecnología del estabilizador actual 6Estabilizadores a habilitar en unidades actuales 5Estabilizadores a habilitar en unidades futuras 2
Total de estabilizadores ajustados 62
Unidades que no requieren cambio de tecnología ni de parámetros actuales del estabilizadorUnidades que no requieren cambio de tecnología del estabilizador actual pero sí de sus parámetros
Tabla 7.1. Sumario del ajuste de estabilizadores.
Luego de la puesta en servicio del total de los estabilizadores con los ajustes actuales en
algunos casos y con los ajustes propuestos en otros, fue amortiguado en el modelo del SIC
completo el total de los modos críticos interárea y locales de planta e interplanta en los que
participan fuertemente unidades generadoras de gran porte, en conformidad con los estándares
exigidos por la NTSyCS.
El total de los juegos finales de parámetros propuestos para el estabilizador de cada unidad
se especifica en el documento Anexo 4, junto con la validación del desempeño dinámico
resultante del conjunto generador - AVR - PSS en un banco de pruebas de dos barras. Es
importante destacar que los parámetros producto de este estudio pueden ser modificados
mientras se obtengan desempeños equivalentes en pequeña y gran señal de los generadores y
sus controles.
Si bien la representación matemática de los sistemas físicos reales involucra
necesariamente simplificaciones y aproximaciones, el modelo matemático del SIC utilizado en
este estudio refleja en buena medida las condiciones topológicas, escenarios de generación y
demanda y características de los elementos dinámicos del SIC. Así, pues, los efectos
amortiguantes de los estabilizadores incorporados en este estudio al modelo completo del SIC,
habrán de tener una eficacia semejante en el Sistema real.
1 Generador de gran porte: aquel cuya potencia nominal es mayor o igual a 30 MW. P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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Ir al índiceLos modos oscilatorios críticos han sido identificados y amortiguados a través de la
instalación de estabilizadores en las unidades generadoras que en ellos presentan mayor
factores de participación.
La clasificación de modos permite caracterizar en el SIC los modos electromecánicos
interárea en el rango de frecuencias entre 0,5 Hz y 1,15 Hz, y los modos locales de planta e
interplanta típicamente en el rango de 0,9 Hz a 2,0 Hz. Se encuentran en la banda de 2,0 Hz a
4,7 Hz algunos modos locales de planta asociados a generadores de constantes de inercia
relativamente reducidas. Esta caracterización se hace patente en Figura 7.1.
0,50
Hz
1,15
Hz
0,90
Hz
2,00
Hz
4,7
Hz
Modos locales degeneradores de inerciarelativamente reducida
Modosinterárea
Modos localesde planta einterplanta
Figura 7.1. Caracterización de frecuencias electromecánicas.
Al calcular los autovalores del Sistema sin considerar los controles de los generadores en
servicio, se observa que el total de los modos electromecánicos resulta estable (parte real
positiva), resultado esperable cuando los únicos elementos dinámicos considerados en el modelo
son los de las unidades generadoras sincronizadas a través de la red. Se nota que numerosos
modos oscilatorios pierden amortiguamiento cuando en su cálculo se consideran en servicio los
reguladores automáticos de tensión de los generadores, comportamiento atribuido al impacto
negativo que estos últimos tienen sobre la componente amortiguante del torque eléctrico de la
máquina sincrónica.
Los análisis modales ejecutados en los distintos casos de estudio permiten identificar los
siguientes modos interárea:
• Charrúa – Araucanía (1,15 Hz)• Curillinque / Pehuenche – Charrúa (0,86 - 1,06 Hz)• Pehuenche – Sistema (0,57 Hz)• Colbún – San Luis (1,00 Hz)• Charrúa – San Luis (0,87 Hz)• Guacolda – Sistema (0,72 Hz)• Atacama – Sistema (0,55 Hz)
Los análisis modales ejecutados considerando todos los estabilizadores en servicio y sin
hacerlo arrojan modos oscilatorios poco amortiguados asociados a las unidades de bajo porte
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Ir al índicelistadas en Tabla 7.2. Nótese que sus modelos matemáticos no han sido homologados a través
de ensayos en campo o bien no se encuentran disponibles, por lo que la frecuencia y
amortiguamiento de dichos modos podría no ser representativa de la realidad. Se recomienda el
ensayo de los generadores y sus controles y la posterior evaluación de la estabilidad en pequeña
señal de las unidades incorporadas al modelo completo del SIC. Así las cosas, si estos modos
oscilatorios realmente se presentaran en el SIC, tendrían apenas un impacto local, sin
comprometer la estabilidad del Sistema en su conjunto.
Generadores de bajo porteUnidad Sn OBSERVACIONES[MVA]Celco 26,4 SÍ Modelos no homologados.Pullinque 1 18,0
SÍPullinque 2 18,0Pullinque 3 18,0Colihues 1 15,2 NO -Colihues 2 15,2Pilmaiquen 4 13,5 SÍ Modelos no homologados.Pilmaiquen 5 13,5Queltehues 13,3
NOQueltehues 2 13,3Queltehues 3 13,3Chiburgo 1 12,5 SÍ Modelos no homologados.Chiburgo 2 12,5Los Molles G1 10,0 SÍ Modelos no homologados.Los Molles G2 10,0Pilmaiquen 1 5,6
SÍPilmaiquen 2 5,6Pilmaiquen 3 5,6Quellón 2,5 NO -Constitución 1 2,0 NO -Constitución 2B 2,0Constitución 2A 1,0 NO -Constitución 2A 1,0
¿AVR modelado en la BD?
Deben actualizarse los modelos de la BD de acuerdo con ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL, Proy. EE-2011-012, Sept. 2011.
De acuerdo a información proporcionada por AES Gener, estas unidades no disponen de AVR y en la actualidad el control de tensión se efectúa en forma manual
Deben actualizarse los modelos de la BD de acuerdo a en ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL, Proy. EE-2011-012, Sept. 2011.
Tabla 7.2. Modos poco amortiguados asociados a generadores de bajo porte.
A partir de los resultados de la simulación en el dominio del tiempo de perturbaciones que
derivan en desvíos importantes de la frecuencia del Sistema1, surge como recomendación
general para los ajustes futuros de estabilizadores en el SIC que las constantes de tiempo de los
filtros wash-out sean menores a los 4 s (preferentemente cercanas a los 2 s) con el objeto de
reducir la acción de los estabilizadores ante condiciones de grandes desbalances de generación
despachada y potencia demandada. Estas contingencias tienen alta probabilidad de ocurrencia
debido al tamaño relativo de los bloques de generación pasibles de desconectarse
intempestivamente respecto a la demanda total del SIC.
1 Ver Contingencia 8: Disparo generación en el punto 5.6.2 .P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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Ir al índiceEn la etapa preliminar de relevamiento de estabilizadores y evaluación de la calidad de la
Base de Datos (sección 3 BASE DE DATOS), se encuentran generadores de gran y de bajo porte
representados matemáticamente por modelos no contrastados contra los resultados de ensayos
en campo, cuyo modelado más realista podría afectar sustantivamente la estabilidad en pequeña
señal del Sistema. Los modelos de generadores de gran porte en estas condiciones se listan en
Tabla 7.3. Se discriminan en dicha tabla los casos en los que las unidades generadoras ya tienen
(o no) incorporados en la Base de Datos modelos de controladores, ya que sabido es que
sistemas rápidos de control de excitación influyen negativamente en el amortiguamiento de las
oscilaciones electromecánicas. Así, pues, aquellas unidades generadoras sin modelo de planta,
podrían presentar altos factores de participación en modos críticos cuando en ellas se hubiera
representado el modelo de AVR (por ejemplo, ver punto 5.2.6 Impacto AVR Nehuenco I TV).
Como contrapartida, si las respuestas de los controles actualmente modelados fueran
representativas de las reales, los factores de participación no se verían esencialmente alterados.
Generadores de gran porte
Unidad Sn
OBSERVACIONES[MVA]
Nehuenco I TV 175,0 NO
Los Vientos 165,0 SÍ Se tienen datos de fabricante enviados por CDEC-SIC.
Nva Aldea G2 87,5 SÍ
Nva Aldea G3 87,5 SÍ
PetroPower 86,6 SÍ
Confluencia 1 84,0 NOConfluencia 2 84,0 NOLa Higuera 1 84,0 NO
La Higuera 2 84,0 NO
Campanario 1 81,13 SÍCampanario 2 81,13 SÍCampanario 3 81,13 SÍCholguan 38,8 NO No hay datos de esta unidad. No tiene planta en la BD.Nva Aldea G1 36,6 NO No hay datos de esta unidad.Lincanten 33,8 SÍ No hay datos de esta unidad.
Palmucho 33,0 SÍ
¿Controles modelados en la
BD?Según datos de fabricante tiene GOV, PSS y AVR marca SIEMENS, pero no se cuenta con sus modelos homologados.
El modo de baja frecuencia en el que participan fuertemente con los modelos de la BD de la DO se amortigua satisfactoriamente cambiar el ajuste del AVR.
Sólo se cuenta con la información de que el PSS es modelo GE EX2000.No se tiene ningún dato de esta unidad.No tiene planta en la BD.
No hay datos de esta unidad.No tiene planta en la BD.
Información del PSS enviada por Campanario Generación SA al CDEC-SIC el Julio 27 de 2007.
El AVR fue modelado por EE (EE-2010-016) con datos del fabricante, no habiendo sido homologado. Se tiene el dato del fabricante de que cuenta con PSS.
Tabla 7.3. Generadores de gran porte con modelos no homologados.
Si bien para la ejecución de estudios sistémicos sobre el modelo completo del SIC resulta
prioritaria la correcta representación matemática de las unidades de mayor potencia nominal
(por tener mayor impacto sobre la estabilidad del Sistema en su conjunto), se recomienda la
obtención de los modelos homologados de generador y controles asociados del total de las
unidades listadas en Tablas 7.2 y 7.3. P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por
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Ir al índiceAl revisar la documentación disponible, se encuentra que en las unidades listadas en
Tabla 7.4 han sido ejecutados ensayos en campo para obtener los modelos del generador y sus
controles, no obstante lo cual los modelos matemáticos producidos o bien no se encuentran
incorporados en la Base de Datos de la DO, o bien no se encuentran disponibles en el formato
PowerFactory. En tales casos, se recomienda la formulación de dichos modelos y la actualización
de aquellos que ya se encuentran cargados en el modelo completo de la red. Adicionalmente, se
recomienda introducir en las Bases de Datos a utilizar en estudios futuros de estabilidad las
actualizaciones y correcciones ejecutadas en esta Fase II del proyecto y listadas en los
apartados 3.2 y 5.4.
Generadores ensayados pero cuyos modelos no han sido actualizados en la BD de la DO
Unidad Sn
OBSERVACIONES[MVA]
Rucúe 1 93,0SI NO
Rucúe 2 93,0
Hornitos 59,8 SÍ NO
Quilleco 1 38,0SI NO
Quilleco 2 38,0
Cipreses 1 31,0
SÍ SÍCipreses 2 31,0
Cipreses 3 31,0
30,0 SÍ NO
Pilmaiquen 1 5,6SÍ NOPilmaiquen 2 5,6
Pilmaiquen 3 5,6
¿Controles modelados en
la BD?
¿PSSAjustado?
Existe un modelo homologado por Colbún SA de AVR (SDO N°025/07, 26/10/07), pero no se cuenta con su código en PowerFactory. No se tiene información de que cuente con PSS.Los modelos de AVR y GOV fueron homologados en el Proyecto EE-2007-059, Informe Técnico EE-ES-2008-054, pero sus versiones en PowerFactory no fueron generadas.Tiene PSS pero se desconoce su modelo.Existe un modelo homologado por Colbún SA de AVR (SDO N°025/07, 26/10/07), pero no se cuenta con su código en PowerFactory. Tiene PSS pero no se cuenta con datos del mismo.
Los ajuste de PSS se hicieron asumiendo AVRs con respuestas similares a las ensayadas a fines de 2010. Los ajustes deberán ser revisados luego de la homologación de modelos
Juncal (Aconcagua 2)
Los modelos de generador y controles de acuerdo a P:EE-2011-022 no se encontraban disponibles al momento de iniciar el proyecto.
Los modelos de la BD no son los obtenidos por homologación en ESTUDIOS ELÉCTRICOS SRL, Proy. EE-2011-012, Sept. 2011.
Tabla 7.4. Modelos homologados pero no incluidos en la Base de Datos.
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8 APÉNDICES
8.1 Apéndice A - Relevamiento de modelos
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8.2 Apéndice B - Validación modelos de equipos de compensación
8.2.1 Controlador de STATCOM Cerro Navia
Se muestra a la izquierda el “banco de pruebas” empleado para el análisis, y a
continuación, las respuestas dinámicas del STATCOM para distintos escalones en la referencia de
tensión:
• Figura 8.1: escalón de +2% para comparar las respuestas de los controles, el informado
por el fabricante y el equivalente para estudios.
• Figura 8.2: escalón de +5% para encontrar el límite superior (+1,4pu de corriente).
Nótese que a 1pu de tensión, 1,4pu de corriente representan 140MVAr capacitivos.
• Figura 8.3: escalón de -5% para encontrar el límite inferior (-0,65pu de corriente).
Nótese que a 1pu de tensión, -0,65pu de corriente representan 65MVAr inductivos
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ST AT COM tr Orig: Potencia Reactiva Inyectada [M VAr] - M ode lo ABBST AT COM tr EE: Potencia Reactiva Inyectada [M VAr] - M odelo EE
Comparación de Respuestas Modelo STATCOM Plots
Escalones +2% 0% -2% Estudio para PDCE
Date: 3/11/2011
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ESCALÓN DE +2%. Comparación control EE – control ABB
Figura 8.2 - Simulación escalón +2% en la referencia de tensión.
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STATCOM model: VacSTATCOM model: vac_ref
4,9923,9732,9551,9370,918-0,100 [s]
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STATCOM model: i_trSTATCOM model: o11
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Referencia de Tensión
Tensión en el nodo de control
Corriente de salida del STATCOM, completo (medido en el lado HV del transf)
Corriente filtrada de salida del STATCOM, completo (corriente vista por el control)
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ESCALÓN DE +5%. actuación de límite inferior
Figura 8.3 - Simulación escalón +5% en la referencia de tensión.
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4,9923,9732,9551,9370,918-0,100 [s]
1,0125
1,0000
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0,9625
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0,9375
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0,50
0,00
-0,50
-1,00
-1,50
-2,00
STATCOM model: i_trSTATCOM model: o11
DIg
SIL
EN
T
Referencia de Tensión
Tensión en el nodo de control
Corriente de salida del STATCOM, completo (medido en el lado HV del transf)
Corriente filtrada de salida del STATCOM, completo (corriente vista por el control)
-0,65pu de corriente
ESCALÓN DE -5%. actuación de límite inferior
Figura 8.4 - Simulación escalón -5% en la referencia de tensión.
P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL
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8.2.2 Controlador de CER Polpaico
Se muestra en Figura 8.5 el banco de pruebas empleado para la validación del modelo
equivalente del CER Polpaico. Se comparan en Figura 8.6 las respuestas dinámicas del modelo
del CER ante un escalón de 2% en su referencia de tensión con los modelos informado por el
fabricante y equivalente para estudios.
SVS
1,06
Polpaico 220kV
0,98
SIC
0,98
0,14-58,50
-0,0063,22
CCEE
-0,00-124,01
SVS
CER Polpaico
0,0060,79
External Grid
0,28 M..-58,35..0,00
0,000,00
Line
0,28-58,35
-0,1458,50
DIg
SIL
EN
T
Figura 8.5 - Banco de pruebas para la validación del modelo del CER Polpaico.
P:EE-2007-039/I:EE-ES-2011-435/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL
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1,03
1,02
1,01
1,00
0,99
0,98
0,97
SVC tr ABB: T ensión Polpaico [pu] - M odelo ABBSVC tr EE: Tensión Polpaico [pu] - Modelo EEVoltage regulator: Escalón en la refencia de tensión del modelo
4,003,002,001,000,00 [s]
90,00
60,00
30,00
0,00
-30,00
-60,00
SVC tr ABB: Potencia Reactiva inyectada [MVAr] - Modelo ABBSVC tr EE: Potencia Reactiva inyectada [M VAr] - Modelo EE
Comparación de Respuestas Modelo CER Plots
Escalones +5% 0% -5% Estudio para PDCE
Date: 3/11/2011
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
Figura 8.6 - Validación del modelo del CER Polpaico (ABB: modelo informado por el fabricante, 2. EE: modelo equivalente para estudios).
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8.3 Apéndice C -Despacho de generación por caso de estudio
Gen
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8.4 Apéndice D -Rangos de frecuencias críticas
Generador Base
Santa Maria 397,8 FS FS 0,87 0,87 FS FS FS FS 0,82 0,87 0,86 0,86 FS FSBocamina 2 397,8 FS FS 0,87 0,87 FS FS FS FS 0,82 0,87 0,86 0,86 FS FSRalco 1 381,9 0,87 1,29 0,87 1,29 0,91 1,26 0,81 1,23 0,82 1,23 0,84 1,23 NP NPRalco 2 381,9 0,87 1,29 0,87 1,29 0,91 1,2 0,81 1,23 0,82 1,23 0,84 1,23 NP NPCampiche 280,5 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSNueva Ventanas 280,5 0,87 1,18 0,87 0,88 0,91 0,91 0,81 0,88 0,82 1 0,84 1 NP NPPehuenche 1 275,5 1,03 1,1 1,05 1,06 NP NP 1,03 1,03 NP NP NP NP 0,57 0,57Pehuenche 2 275,5 1,03 1,1 1,05 1,06 NP NP 1,03 1,03 NP NP NP NP 0,57 0,57San Isidro II TG 259,3 0,87 1,21 0,87 1,19 0,91 1,16 0,81 1 0,82 1,01 0,84 1 NP NPNueva Renca TG 258,5 1,11 1,21 0,88 1,2 1,11 1,18 0,81 0,88 0,82 0,89 0,84 0,91 NP NPNehuenco II TG 255,0 0,87 0,89 0,87 0,9 0,91 0,91 0,81 0,89 0,82 0,92 0,84 0,91 NP NPColbun 1 250,0 0,97 1,21 0,87 1,21 0,97 1,17 0,81 1,22 0,82 1,22 0,84 1,22 0,97 1,03Colbun 2 250,0 0,97 1,21 0,87 1,21 0,97 1,05 0,81 1,22 0,82 1,22 0,84 1,22 0,97 0,97San Isidro TG 241,1 0,87 0,88 0,87 0,9 0,91 0,91 0,85 0,89 0,82 0,92 0,85 0,91 NP NPNehuenco I TG 232,1 0,87 1,18 0,87 1,18 0,91 1,16 0,81 1 0,82 1,01 0,84 1 NP NPPangue 1 228,0 0,87 1,29 0,87 1,23 0,91 1,18 0,81 1,23 0,82 1,23 0,84 1,23 NP NPPangue 2 228,0 0,87 1,08 0,87 1,23 0,91 1,18 0,81 1,23 0,82 1,23 0,84 1,23 NP NPVentanas 2 222,5 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPNueva Renca TV 213,5 1,16 1,18 1,18 1,19 1,14 1,14 NP NP NP NP NP NP NP NPCandelaria 1 160,0 FS FS NP NP FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSCandelaria 2 160,0 FS FS NP NP FS FS FS FS NP NP NP NP FS FSAntuco 1 152,0 0,87 1,1 0,87 1,12 FS FS 0,81 1,03 0,85 0,92 0,84 1,03 FS FSAntuco 2 152,0 0,87 1,1 0,87 1,12 0,91 1,18 0,81 1,03 0,82 1,19 0,85 1,03 NP NPGuacolda 3 152,0 0,7 1,53 0,57 1,52 0,59 1,53 0,53 0,92 0,54 0,92 0,57 0,92 0,54 0,92Guacolda 4 152,0 0,7 1,53 0,57 1,52 0,59 1,53 0,53 0,92 0,54 0,99 0,57 0,92 0,54 0,92Guacolda 1 150,0 0,7 1,48 0,57 1,43 0,59 1,45 0,53 1,36 0,54 1,36 0,57 1,36 0,54 1,38Guacolda 2 150,0 0,7 1,48 0,57 1,43 0,59 1,45 0,53 1,36 0,54 1,36 0,57 1,36 0,54 1,38Nehuenco I TV 148,8 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP 0,85 0,85 NP NPQuintero TG1A 144,9 FS FS NP NP NP NP 0,85 0,85 0,82 0,92 0,85 0,85 NP NPQuintero TG1B 144,9 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSTierra Amarrilla 143,9 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSTaltal 2 140,3 FS FS 0,57 0,92 0,59 0,92 0,53 0,92 0,54 0,92 0,57 0,92 0,54 0,92Los Vientos 140,3 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSNehuenco II TV 139,4 0,87 0,88 0,9 0,9 NP NP 0,85 0,89 FS FS 0,85 0,85 NP NPSan Isidro II TV 138,6 0,87 1,21 0,87 0,88 0,91 0,91 0,81 0,88 0,85 1 0,84 1 NP NPSan Isidro TV 138,1 0,88 1,21 0,87 0,9 NP NP 0,85 0,89 0,82 0,92 0,85 0,91 NP NPTaltal 1 132,0 FS FS 0,57 0,92 0,59 0,92 0,53 0,92 0,54 0,99 0,57 0,92 0,54 0,92Bocamina 125,0 1,1 1,36 0,87 1,36 0,91 1,34 0,81 1,23 0,82 1,23 0,85 1,23 NP NPSanta Lidia 120,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSVentanas 1 115,0 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPLos Pinos 111,0 FS FS NP NP FS FS FS FS NP NP NP NP FS FSChacaye 106,3 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSNehuenco III 100,5 FS FS 0,87 0,88 FS FS 0,87 0,87 0,84 0,84 0,85 0,86 FS FSEl Toro 1 100,0 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPEl Toro 2 100,0 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPEl Toro 3 100,0 NP NP NP NP FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSEl Toro 4 100,0 FS FS NP NP FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSCurillinque 85,5 1,03 1,34 1,05 1,06 1,08 1,08 1,03 1,03 NP NP 0,86 0,91 0,57 0,57Rucue 1 83,7 NP NP NP NP FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSRucue 2 83,7 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPAlfalfal 1 80,8 1,41 1,41 1,42 1,44 1,38 1,56 NP NP NP NP NP NP NP NPAlfalfal 2 80,8 1,53 1,53 FS FS 1,47 1,56 FS FS FS FS FS FS NP NPConfluencia 1 75,6 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSConfluencia 2 75,6 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSLa Higuera 1 75,6 NP NP NP NP FS FS NP NP NP NP 0,86 0,86 FS FSLa Higuera 2 75,6 NP NP NP NP FS FS NP NP NP NP 0,86 0,91 FS FSPetroPower 73,6 1,27 1,36 1,22 1,36 1,26 1,34 1,22 1,23 1,19 1,23 1,23 1,23 NP NPRapel 1 72,2 FS FS NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPRapel 2 72,2 FS FS NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPRapel 3 72,2 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPRapel 4 72,2 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPRapel 5 72,2 NP NP FS FS NP NP FS FS FS FS FS FS NP NPNueva Aldea G2 70,0 0,61 0,71 0,64 0,64 FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSNueva Aldea G3 70,0 0,61 0,64 0,64 0,64 FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSValdivia 70,0 NP NP 1,11 1,49 1,18 1,45 0,87 1,03 NP NP NP NP NP NPCanutillar 1 66,5 1,06 1,51 1,11 1,67 1,18 1,45 0,87 1,03 1,19 1,19 NP NP NP NPCanutillar 2 66,5 1,06 1,51 1,11 1,67 1,18 1,26 0,87 1,03 1,19 1,19 NP NP NP NPCampanario 1 64,9 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSCampanario 2 64,9 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSCampanario 3 64,9 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS
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Frecuencias mínima (fmín) y máxi,a (fmáx) por grupo de escenario en HzRed N
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Casos 8 a 14Red N-1
Casos 15 a 50Red N-1Dda Baja
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Generador Base
Rucatayo 60,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSColmito 1 58,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSColmito 2 58,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSHornitos 53,8 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPMachicura 1 53,2 0,97 1,21 0,98 1,21 0,97 1,14 0,98 1,22 0,86 1,22 0,98 1,22 0,97 1,18Machicura 2 53,2 0,97 1,27 0,98 1,21 1,3 1,3 0,98 1,22 0,86 1,22 0,98 1,22 1,3 1,3Antilhue 2 (Cenelca) 50,8 FS FS 2,67 2,69 FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSAntilhue 1 (Cenelca) 50,8 FS FS 2,67 2,69 FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSCoronel 50,6 2,38 2,38 NP NP FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSBlanco (Aconcagua 1) 50,4 1,18 1,29 1,19 1,24 1,28 1,29 NP NP NP NP NP NP NP NPRenca Carbon 50,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSLaja (CMPC) 42,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSPacífico 1 40,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSPacífico 2 40,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSSanta Fe 1 40,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSSanta Fe 2 40,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSLaja 1 38,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSLoma Alta 38,0 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPCampanario 4 38,0 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSPeuchen 1 37,4 NP NP NP NP FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSPeuchen 2 37,4 FS FS NP NP FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSArauco 36,3 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSQuilleco 1 36,1 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPQuilleco 2 36,1 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPIsla 2 34,0 1,05 1,06 1,05 1,06 NP NP NP NP NP NP 0,86 0,91 NP NPIsla 1 34,0 1,05 1,06 1,05 1,06 NP NP NP NP NP NP 0,86 0,91 NP NPSan Ignacio 33,3 1,05 1,37 1,05 1,36 1,33 1,36 1,36 1,36 1,36 1,36 0,86 1,36 1,36 1,36Palmucho 31,4 NP NP 1,89 1,89 FS FS NP NP NP NP NP NP FS FSEmelda 1 31,2 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSEmelda 2 31,2 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSCholguan 31,0 NP NP FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSCipreses 1 29,450 1,03 1,34 1,05 1,06 1,08 1,08 1,03 1,03 NP NP 0,86 0,91 NP NPCipreses 2 29,450 1,03 1,41 1,05 1,37 FS FS NP NP NP NP 0,86 0,91 NP NPCipreses 3 29,450 1,03 1,41 1,05 1,37 FS FS NP NP NP NP 0,86 0,91 FS FSNueva Aldea G1 29,300 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPSan Lorenzo 1 27,920 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSSan Lorenzo 2 27,920 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSJuncal (Aconcagua 2) 27,000 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSLincanten 27,000 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPSauzal 1 25,600 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPSauzal 2 25,600 NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NP NPSauzal 3 25,600 NP NP FS FS NP NP FS FS FS FS FS FS NP NPSan Francisco de Mostazal 25,000 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FSHorcones 25,000 FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS FS
Pn[MVA]
Frecuencias mínima (fmín) y máxi,a (fmáx) por grupo de escenario en HzRed N
Dda AltaRed N
Dda BajaRed N-1
Casos 1 a 7Red N-1
Casos 8 a 14Red N-1
Casos 15 a 50Red N-1Dda Baja
fmín fmáx fmín fmáx fmín fmáx fmín fmáx fmín fmáx fmín fmáx fmín fmáx
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