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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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Este documento EE-ES-2011-435 fue preparado para CDEC-SIC por ESTUDIOS

ELÉCTRICOS en Rosario, Santa Fe, Argentina. Para consultas técnicas respecto del contenido del

presente comunicarse con:

Ing. Fernando De Marco

Estudios Eléctricos SRL

Departamento de Estudios Especiales

[email protected]

Ing. Alejandro Musto



[email protected]

Ing. Fernando Libonati



[email protected]

Estudios Eléctricos S.R.L.

Av. Jorge Newbery 8796

(2000) Rosario – Santa Fe - Argentina

Esta es la versión 324 del presente documento. Última modificación el 30/12/2011 por

Fernando De Marco. Los cambios realizados se resumen a continuación.

Rev. Comentario Realizó Revisó Aprobó

A Para comentarios. FDM EE FL

B Para presentar. FDM EE FL

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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

escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS SRL3/118


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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.



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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Ir al índice

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



Tel +54 341 5680321 (+rot)


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



Tel +54 341 5680321 (+rot)


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]


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]


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)


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)


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)


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


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)


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)


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)


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



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Ir al índiceGuacolda 1 / 2 – 3 / 4 (1,42Hz)


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)


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)


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


Aconcagua (1,29 Hz) Antilhue (2,69 Hz)


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.



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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.


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)


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)


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.


Canutillar / Valdivia – Capullo (1,21 Hz) Canutillar/Valdivia – Pilmaiquén (1,41 Hz)


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



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Canutillar – Degañ / Trapén (1,50 Hz) Canutillar – Valdivia (1,47 Hz)


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


(Nehuenco – SIsidro) + NRenca (1,18Hz)

Nva Renca – San Isidro (1,19 Hz)


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)


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)


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)


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)


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



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Cipreses (1,38 Hz) E. Verde (1,27 Hz)


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


Los Molles (2,28 Hz) Celco (1,60 Hz)


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



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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.

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]

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 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 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 Pangue 1: -0.185 / -119.4 deg



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 Guacolda 1: +0.513 / +41.2 deg

Generador Guacolda 2: +0.513 / +41.2 deg


Ensayos del 21/11/08 Mode Bar PlotEscenario de demanda media Pangue - Cholguán 220 kV F/S

Date: 9/7/2011

Annex: /31

DIg

SIL

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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Ir al índiceTabla 5.28. Modos críticos que cada generador de gran porte deberá amortiguar.

Generador Pn

[MVA]finf

[Hz]

Límites RCFfmín

[Hz]fmáx


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


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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Ir al índiceTabla 5.28. Modos críticos que cada generador de gran porte deberá amortiguar.

Generador Pn

[MVA]finf

[Hz]

Límites RCFfmín

[Hz]fmáx


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


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.



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.



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.



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

DIg

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 = 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.


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

DIg

SIL

EN

T

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:


84/118


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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.


circuito en falla.


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

DIg

SIL

EN

T

Figura 5.36. Tensión terminal del generador Antilhue ante la Contingencia 3 en el caso N2.


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


85/118


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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.


Date: 11/21/2011

Annex: 4 /8

DIg

SIL

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 = 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.


circuito en falla.



86/118


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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.


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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SIL

EN

T

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.


87/118


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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 = 1 s: se implanta una falla bifásica con contacto a tierra (Rf = 0Ω) en Paposo – Diego

de Almagro 220kV L1, extremo Diego de Almagro.


circuito en falla.


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.


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.




88/118


Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índice

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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SIL

EN

T

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.


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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Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índice

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


Date: 11/21/2011

Annex: 4 /8

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SIL

EN

T

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 = 1 s: se implanta una falla bifásica con contacto a tierra (Rf = 0Ω) en Pangue –

Cholguán – Charrúa 220 kV, extremo Charrúa.


circuito en falla.




Las unidades de la Central Pangue permanecen transitoriamente estables, siendo éstas las

que se conectan al corredor Pangue - Charrúa 220 kV.


90/118


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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


8,0006,4004,8003,2001,6000,000 [s]

185,7

143,1

100,5

57,94

15,34

-27,25



Date: 11/21/2011

Annex: 4 /9

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SIL

EN

T

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).


91/118


Tel +54 341 5680321 (+rot)


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



Tel +54 341 5680321 (+rot)


Ir al índice

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

DIg

SIL

EN

T

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

DIg

SIL

EN

T

Figura 5.43. Señales de salida de los estabilizadores. Disparo de generación hidráulica en el caso N3.


93/118


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6 ESPECIFICACIÓN PARÁMETROS DE LOS ESTABILIZADORES


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.


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



Tel +54 341 5680321 (+rot)


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



Tel +54 341 5680321 (+rot)


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.


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



Tel +54 341 5680321 (+rot)


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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103/118


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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

VSC

1,02

STATCOM

1,01

C.Navia 220kV0,98

SIC0,98

Static Generator

0,009,81

STAT

CO

M R

eact

or

0,009,81

-0,00-9,72

External Grid

0,14 M..-45,80..0,00

0,000,00

STATCOM Filter

0,00-38,04

0,05-45,89

0,0047,76

Line

0,14-45,80

-0,0545,89

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.1 - Banco de pruebas para la validación del modelo del STATCOM Cerro Navia.


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4,003,002,001,000,00 [s]

1,03

1,02

1,01

1,00

0,99

0,98

0,97

ST AT COM tr Orig: T ensión Cerro Navia [pu] - Modelo ABBST AT COM tr EE: T ensión Cerro Navia [pu ] - M ode lo EEVol tage regulator: Escalón en la referencia de tensión del m odelo [pu]

4 ,003,002,001,000,00 [s]

120,00

80,00

40,00

0,00

-40,00

-80,00

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

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

ESCALÓN DE +2%. Comparación control EE – control ABB

Figura 8.2 - Simulación escalón +2% en la referencia de tensión.

4,9923,9732,9551,9370,918-0,100 [s]

1,0625

1,0500

1,0375

1,0250

1,0125

1,0000

0,9875

STATCOM model: VacSTATCOM model: vac_ref

4,9923,9732,9551,9370,918-0,100 [s]

2,40

2,00

1,60

1,20

0,80

0,40

0,00

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)

1,4pu de corriente

ESCALÓN DE +5%. actuación de límite inferior

Figura 8.3 - Simulación escalón +5% en la referencia de tensión.


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


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4,9923,9732,9551,9370,918-0,100 [s]

1,0125

1,0000

0,9875

0,9750

0,9625

0,9500

0,9375

STATCOM model: VacSTATCOM model: vac_ref

4,9923,9732,9551,9370,918-0,100 [s]

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.


107/118


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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.


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Tel +54 341 5680321 (+rot)


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4,003,002,001,000,00 [s]

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

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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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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