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PROCEDIMIENTO DP CDEC-SIC
Dirección de peajes
Indice 1. Objetivos y Alcance .......................................................................................... 4 2. Información Requerida ..................................................................................... 4 2.1. Líneas de Transmisión .......................................................................................................5 2.1.1. Requerimientos Norma Técnica ..................................................................................5 2.1.2. Requerimientos Adicionales........................................................................................6 2.1.3. Especificaciones Generales ........................................................................................7 2.2. Equipos de Transformación ...............................................................................................9 2.2.1. Requerimientos Norma Técnica ..................................................................................9 2.2.2. Requerimientos Adicionales........................................................................................9 2.2.2.1 Transformadores de dos devanados .....................................................................9 2.2.2.2. Transformadores de tres devanados ..................................................................10 2.2.3. Especificaciones Generales ......................................................................................11 2.3. Interruptores de Maniobra................................................................................................12 2.3.1. Requerimientos Norma Técnica ................................................................................12 2.3.2. Requerimientos Adicionales......................................................................................12 2.3.3. Especificaciones Generales ......................................................................................12 2.4. Subestaciones ..................................................................................................................13 2.4.1. Requerimientos Norma Técnica ................................................................................13 2.4.2. Requerimientos Adicionales......................................................................................13 2.4.3. Especificaciones Generales ......................................................................................14 2.5. Dispositivos de Reconexión de Líneas de Transmisión .................................................15 2.5.1. Requerimientos Norma Técnica ................................................................................15 2.5.2. Requerimientos Adicionales......................................................................................15 3.5.3. Especificaciones Generales ......................................................................................15 2.6. Equipos de Compensación de Potencia Reactiva ..........................................................16 2.6.1. Requerimientos Norma Técnica ................................................................................16 2.6.2. Requerimientos Adicionales......................................................................................16 2.6.2.1. Bancos de Condensadores ....................................................................................16 2.6.2.1.1. Especificaciones .................................................................................................16 2.6.2.2. Compensadores Estáticos de Reactivos ................................................................17 2.6.2.2.1 Especificaciones ..................................................................................................17 2.6.2.3.1 Especificaciones ..................................................................................................17 2.6.2.4. Condensador Sincrónico ........................................................................................18 2.6.2.4.1 Especificaciones ..................................................................................................18 2.6.2.5. Reactores ..............................................................................................................18 2.6.2.5.1. Especificaciones .................................................................................................18 2.6.3. Especificaciones Generales ......................................................................................19 2.7. Otros Equipos de control del Sistema de Transmisión ..................................................19 2.7.1. Requerimientos Norma Técnica ................................................................................19 2.7.2. Requerimientos Adicionales......................................................................................19 2.7.3. Especificaciones Generales ......................................................................................20 2.8. Sistemas de Protección....................................................................................................20 2.8.1. Requerimientos Norma Técnica ................................................................................20 2.8.2. Requerimientos Adicionales......................................................................................20 2.8.3. Especificaciones Generales ......................................................................................20 2.9. Unidades Generadoras.....................................................................................................21 2.9.1. Requisitos Norma Técnica.........................................................................................21 2.9.2. Requisitos Adicionales ..............................................................................................26 2.9.3. Especificaciones Generales ......................................................................................26 2.10. Instalaciones de Clientes ...............................................................................................27 2.10.1. Requisitos Norma Técnica.......................................................................................27 2.10.2. Requisitos Adicionales ............................................................................................27
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2.10.3. Especificaciones Generales.....................................................................................28
Anexo 1 ................................................................................................................ 29 1. Coordinados ........................................................................................................................29 2. Subestaciones .....................................................................................................................29 2.1. Equipos de transformación ..........................................................................................30 2.2. Barras ............................................................................................................................31 2.3. Paños .............................................................................................................................31 2.3.1. Interruptores de maniobra......................................................................................32 2.3.2. Dispositivos de reconexión de líneas de transmisión ..........................................32 2.4. Sistemas de Protección ................................................................................................33 2.5. Equipos de compensación de potencia reactiva .........................................................34 3. Líneas de transmisión .........................................................................................................34 4. Unidades generadoras ........................................................................................................36 5. Retiros de Clientes ..............................................................................................................36
Anexo 2 ................................................................................................................ 38 1. Introducción.........................................................................................................................38 2. Dependencia de la tensión..................................................................................................38 3. Comportamiento Dinámico .................................................................................................39
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1. Objetivos y Alcance El objetivo del presente manual de procedimiento es especificar los criterios y consideraciones que se deben utilizar en la entrega de los antecedentes necesarios para dar cumplimiento con los requerimientos de información técnica del sistema interconectado central que señala el capítulo Nº 9 de la Norma Técnica de seguridad y calidad de servicio.
La información solicitada será procesada y almacenada en una base de datos por la Dirección de Peajes, para posteriormente ser publicada en el sito Web del CDEC - SIC en archivos tipo Excel (*.xls) o tipo Acrobat (*.pdf) según corresponda.
2. Información Requerida En el presente capítulo se señala la información que los coordinados deben entregar a la DP para dar cumplimiento al capítulo 9 de la Norma Técnica, para cada tipo de elemento perteneciente al SIC según la clasificación mostrada en dicho capítulo.
Para realizar esto, para cada tipo elemento del SIC, se señalan los datos que se deben entregar para cumplir con los requerimientos que impone la Norma Técnica y además se señalan los datos que el CDEC – SIC solicita, que llamaremos requerimientos adicionales, para complementar la información señalada anteriormente.
Además se entrega una serie de especificaciones para dar una correcta respuesta a los requerimientos realizados, señalándose en algunos casos que solicitud de información es redundante entre los requerimientos citados en el anterior párrafo, para que sólo se complete una de ellas.
Finalmente se entregan dos anexos:
En el primero se entrega la nomenclatura a utilizar para la confección de los códigos que identificaran a cada equipo del SIC en forma única, y en la segunda se entrega información relevante sobre la modelación dinámica de los consumos de energía del sistema.
A continuación se describen todos los tipos de elementos sobre los que se requerirá información.
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2.1. Líneas de Transmisión 2.1.1. Requerimientos Norma Técnica
Los Coordinados que posean u operen líneas de transmisión pertenecientes al Sistema de Transmisión, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:
a) Tensión nominal [kV]. b) Longitud [km]. c) Resistencia de secuencia positiva [Ω/km]. d) Reactancia de secuencia positiva [Ω/km]. -6
e) Susceptancia de secuencia positiva [10 /Ω-km]. f)
Resistencia de secuencia cero [Ω/km].
g) Reactancia de secuencia cero [Ω/km]. -6
h) Susceptancia de secuencia cero [10 /Ω-km]. i)
Corriente nominal permanente [A].
j)
Corriente admisible transitoria [A].
k) Potencia nominal reactor de línea en terminal inicial [MVAr]. l)
Reactancia de neutro del reactor de línea en terminal inicial [Ω].
m) Potencia nominal reactor de línea en terminal final [MVAr]. n) Reactancia de neutro del reactor de línea en terminal final [Ω]. o) Sección del conductor [mm]. p) Tipo de conductor (ACSR, ACAR, entre otros). q) Número de conductores por fase. r)
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Sección del cable de guardia [mm ].
s) Material del cable de guardia. t)
Resistividad del terreno [Ω-m].
u) Material de las torres. v) Fecha de entrada en operación. w) Fecha prevista de salida de servicio activo.
Para los literales i) y j) del presente artículo, se deberán especificar las correspondientes aclaraciones, y especificaciones de otros factores limitantes, tales como: Límite Térmico; límite debido a otros componentes del SIC tales como transformadores de corriente, bobina de onda portadora, entre otras; límite en verano y límite en invierno; según corresponda.
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Para los literales k) y m) del presente artículo, se deberá especificar si dichos equipos son o no desconectables.
2.1.2. Requerimientos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre las líneas de transmisión para complementar la solicitada por la Norma Técnica, según el detalle siguiente:
a) Nombre. b) Nombre del circuito. c) Nombre del tramo. d) Nombre de la sección. e) Nombre del propietario. f)
Nombre de las subestaciones que se encuentran en los extremos de la línea.
g) Nombre de los paños de la subestaciones a los cual la línea está conectada. h) Tasa de fallas [hrs./año]. i)
Capacidad nominal de los TT/CC asociados a la línea [kA].
j)
Capacidad de sobrecarga de los TT/CC asociados a la línea [kA].
k) Límites térmicos de la línea para una condición de operación sin sol para temperaturas comprendidas entre 0° C. y los 45° C., incluyendo a mbas, con pasos de 5° C [kA]. l)
Límites térmicos de la línea para una condición de operación con sol para temperaturas comprendidas entre 0° C. y los 45° C., incluyendo a mbas [kA].
m) Límites de sobrecarga admisible de corta duración para una condición de operación sin sol para temperaturas comprendidas entre 10° C. y l os 40° C., incluyendo ambas, para una corriente inicial por circuito igual al 0% de la corriente nominal por circuito y para una corriente inicial por circuito igual al 50% de la corriente nominal por circuito, entendiéndose por corta duración al período de duración igual a 15 minuto (Ref.: Art. 535 de la Norma Técnica) [kA]. n) Límites de sobrecarga admisible de corta duración para una condición de operación con sol para temperaturas comprendidas entre 10° C. y l os 40° C., incluyendo ambas, para una corriente inicial por circuito igual al 0% de la corriente nominal por circuito y para una corriente inicial por circuito igual al 50% de la corriente nominal por circuito, entendiéndose por corta duración al período de duración igual a 15 minuto (Ref.: Art. 535 de la Norma Técnica) [kA]. o) Resistencia de acoplamiento entre las fases y conductor de guardia de secuencia cero [Ω/km].
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p) Reactancia de acoplamiento entre las fases y conductor de guardia de secuencia cero [Ω/km]. q) Susceptancia de acoplamiento entre las fases y conductor de guardia de secuencia cero -6
[10 /Ω-km].
2.1.3. Especificaciones Generales
i) En el literal a) se debe indicar el nombre de la línea de transmisión, de acuerdo a la nomenclatura siguiente:
SE Nº 1 – SE Nº 2 [Tensión nominal línea]kV Donde: SE Nº 1: Subestación de uno de los extremos. SE Nº 2: Subestación de uno de los extremos. ii) En el literal b) se debe indicar el nombre de los circuitos de la línea, de acuerdo a la nomenclatura siguiente:
Circuito 1: C1 Circuito 2: C2
iii) En el literal c) se debe indicar los nombres de los tramos de línea. Se denominan tramos de líneas los segmentos de esta, que se originan cuando existe alguna derivación eléctrica en algún punto intermedio de la línea entre las subestaciones que le dan nombre a esta.
Por ejemplo si existiera una derivación eléctrica, de nombre D1, en el punto medio de la línea SE Nº 1 – SE Nº 2 [Tensión nominal línea]kV, se observarían dos tramos de línea con los siguientes nombres:
Ej. Tramo 1: SE Nº 1 – D1 Tramo 2: D1 - SE Nº 2
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iv) En el literal d) se debe indicar el nombre de las sección de la línea. Se denomina sección a los segmentos de la línea que poseen características similares (Ej. el mismo tipo de conductor).
v) En el literal f) se debe indicar el nombre de la subestación de origen de la línea.
vi) En el literal g) se debe indicar el nombre del paño de línea perteneciente a la subestación “Extremo 1” de donde esta conectada la línea.
Vii) Los literales i) y j) de los requerimientos de la Norma Técnica son redundantes con los literales k), l), m) y n) de los requerimientos adicionales. A raíz de esto sólo se considerarán estos últimos.
Viii) Las temperaturas mencionadas en los literales k), l), m) y n) de los requerimientos adicionales corresponden a temperaturas ambientales.
iX) Para los literales l) y n) de los requerimientos adicionales los cálculos se deben realizar suponiendo época estival considerando un tiempo de exposición al sol de 12 horas.
Para obtener más información se sugiere ver la norma IEEE Std.738 – 1993 y su modificación propuesta el 2002.
x) Para los literales k), l), m) y n) de los requerimientos adicionales los cálculos se deben realizar suponiendo que los conductores se encuentran sometidos a un tipo de viento en condiciones estándar, con una incidencia sobre la línea perpendicular y a una velocidad de 0.61 [m/s] (2 [ft/s]).
Para obtener más información se sugiere ver la norma IEEE Std.738 – 1993 y su modificación propuesta el 2002.
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2.2. Equipos de Transformación 2.2.1. Requerimientos Norma Técnica Los Coordinados que posean u operen equipos de transformación pertenecientes al Sistema de Transmisión, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:
a) Capacidad nominal [MVA]. b) Impedancia de secuencia positiva [%]. c) Impedancia de secuencia cero [%]. d) Relación de Transformación y tensiones nominales [kV]. e) Grupo de conexión. f)
Pérdidas en vacío [kW].
g) Pérdidas a plena carga [kW]. h) Método de conexión a tierra del neutro (sólidamente conectado a tierra, vía impedancia u otro método). i)
Tipo de cambiador de tap (en vacío o en carga), cantidad de pasos y rango de regulación.
j)
Máxima sobrecarga admisible, curva de daño [MVA].
k) Protecciones y calibraciones. l)
Tasa de indisponibilidad forzada [hrs. /año].
m) Tasa de indisponibilidad programada [hrs. /año].
2.2.2. Requerimientos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre los equipos de transformación para complementar la solicitada por la Norma Técnica, según el detalle siguiente:
2.2.2.1 Transformadores de dos devanados
a) Nombre. b) Nombre del propietario. c) Tipo de equipo de transformación. d) Nombre de las subestaciones de los extremos del transformador. e) Nombre de los paños de la subestación a los cuales está conectado. f)
Capacidad máxima con refrigeración forzada [MVA].
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g) Límite de sobrecarga admisible de corta duración. Se entenderá por corta duración al período de duración igual a 15 minutos (Ref.: Art. 5-35 de la Norma Técnica) [kA]. h) Impedancia de secuencia positiva para la posición de tap mínima, central y máxima [%]. i)
Potencia utilizada para calcular las impedancias de secuencia positiva [MVA].
j)
Potencia utilizada para calcular la impedancia de secuencia cero [MVA].
k) Reactancia de magnetización de secuencia positiva [%]. l)
Potencia utilizada para calcular la reactancia de magnetización de secuencia positiva [MVA].
m) Reactancia de magnetización de secuencia cero [%]. n) Potencia utilizada para calcular la reactancia de magnetización de secuencia cero [MVA]. o) Pérdidas en el cobre para la posición de tap mínima, central y máxima [kW]. p) Resistencia y reactancia de neutro a tierra en alta y baja tensión [Ω]. q) Tap de operación normal (sólo para transformadores con cambiador de tap en vacío). r)
Tap Central.
s) Relación Tensión/Tap [%]. t)
Nivel básico de aislamiento [kV].
2.2.2.2. Transformadores de tres devanados
a) Nombre. b) Nombre del propietario. c) Tipo de equipo de transformación. d) Nombre de las subestaciones de los extremos del transformador. e) Nombre de los paños de la subestación a los cuales está conectado. f)
Capacidad Nominal para Alta, Media y Baja Tensión [MVA].
g) Capacidad máxima con refrigeración forzada para Alta, Media y Baja Tensión [MVA]. h) Límite de sobrecarga admisible de corta duración para Alta, Media y Baja Tensión. Se entenderá por corta duración al período de duración igual a 15 minutos (Ref.: Art. 5-35 de la Norma Técnica) [kA]. i)
Impedancia de secuencia positiva para la posición de tap mínima, central y máxima. Este dato se necesita para la impedancia medida entre alta y media tensión, la impedancia medida entre media y baja Tensión, y para la impedancia media entre baja y alta tensión [%].
j)
Potencia utilizada para calcular las impedancias de secuencia positiva [MVA].
k) Impedancia de secuencia cero. Este dato se necesita para la impedancia medida entre alta y media tensión, la impedancia medida entre media y baja Tensión, y para la impedancia media entre baja y alta tensión [%].
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l)
Potencia utilizada para calcular las impedancias de secuencia cero [MVA].
m) Reactancia de magnetización de secuencia positiva [%]. n) Potencia utilizada para calcular la reactancia de magnetización de secuencia positiva [MVA]. o) Reactancia de magnetización de secuencia cero [%]. p) Potencia utilizada para calcular la reactancia de magnetización de secuencia cero [MVA]. q) Pérdidas en el cobre para la posición de tap mínima, central y máxima. Estos datos se recitan para los enrollados de alta, media y baja tensión [kW]. r)
Resistencia y reactancia de neutro a tierra en alta, media y baja tensión [Ω].
s) Tipo de cambiador de tap (en vacío o en carga), cantidad de pasos y rango de regulación. Estos datos se necesitan para alta, media y baja tensión. t)
Tap de operación normal (sólo para transformadores con cambiador de tap en vacío). Estos datos se necesitan para alta, media y baja tensión.
u) Tap Central. Estos datos se necesitan para alta, media y baja tensión. v) Relación Tensión/Tap [%].Estos datos se necesitan para alta, media y baja tensión. w) Nivel básico de aislamiento [kV].
2.2.3. Especificaciones Generales
i) Para el literal s) de los requerimientos adicionales, la relación Tensión/Tap se debe calcular de la siguiente forma:
Paso =
(VMAX
− VMIN ) / Vno min al NTap − 1
En donde Vmax corresponde a la tensión a Tap máximo en el, Vmin corresponde a la tensión a Tap mínimo, Vnominal corresponde a la tensión nominal y NTap corresponde al número total de taps del transformador.
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2.3. Interruptores de Maniobra 2.3.1. Requerimientos Norma Técnica
Los Coordinados que posean u operen interruptores de maniobra pertenecientes al Sistema de Transmisión, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:
a) Tensión nominal [kV]. b) Corriente nominal [A]. c) Capacidad de ruptura, simétrica y asimétrica [kA]. d) Capacidad de cierre en cortocircuito [kA]. e) Ciclo de operación nominal. f)
Tiempo de operación [s].
g) Tipo de medio aislante (aceite, neumático, SF6, vacío, entre otros). h) Modo de accionamiento (monopolar o tripolar).
2.3.2. Requerimientos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre los Interruptores de Maniobra para complementar la solicitada por la Norma Técnica, según el detalle siguiente:
a) Nombre del propietario. b) Nombre de la subestación en la cual se encuentra el interruptor. c) Nombre del paño en el cual se encuentra el interruptor. d) Tipo de Interruptor. e) Modelo. f)
Operación en vacío o con carga.
2.3.3. Especificaciones Generales
i) La información solicitada en el literal c) de los requerimientos de la Norma Técnica corresponde a valores RMS.
ii)
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En el literal e) de los requerimientos de la Norma Técnica se debe señalar la secuencia de operación del interruptor en caso de falla.
2.4. Subestaciones 2.4.1. Requerimientos Norma Técnica
Los Coordinados que posean u operen subestaciones pertenecientes al Sistema de Transmisión, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:
a) Barras de conexión involucradas. b) Equipos de transformación. c) Interruptores. d) Seccionadores. e) Conexiones de puesta a tierra. f)
Equipos de medición.
g) Equipos de sincronización. h) Equipos de comunicaciones. i)
Sistemas de protección.
j)
Transformadores de medida (corriente y tensión).
k) Pararrayos.
2.4.2. Requerimientos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre las Subestaciones para complementar la solicitada por la Norma Técnica, según el detalle siguiente:
a) Propietario de la subestación. b) Clave elemento. c) Tipo de elemento. d) Nombre elemento. e) Descripción elemento. f)
Capacidad de corriente permanente de las barras [kA].
g) Capacidad de corriente de cortocircuito de las barras [kA]. h) Capacidad nominal de los TT/CC [kA].
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i)
Razón transformación de los TT/CC.
j)
Capacidad de sobrecarga de los TT/CC [kA].
k) Clase de precisión de los TT/CC. l)
Capacidad de aislación de TT/PP [kV].
m) Razón de transformación de los TT/PP. n) Clase de precisión de los TT/CC.
2.4.3. Especificaciones Generales
i) Los literales a), b), c) y d) de los requerimientos de la Norma Técnica son redundantes con los literales b), c), d) y e) de los requerimientos adicionales.
ii) En los literales b), c), d) y e) de los requerimientos adicionales se deben mencionar todos los dispositivos de la subestación tales como equipos de transformación, interruptores, equipos de compensación reactiva, etc.
iii) En el literal g) de los requerimientos adicionales debe ser llenado con la capacidad de corto circuito de las barras.
iv) El literal j) de los requerimientos de la Norma Técnica es redundante con los literales h), i), j), k), l), m) y n) de los requerimientos adicionales.
v) Los literales e), f), g), h), i) y k) de los requerimientos de la Norma Técnica deben ser llenados con SI/NO en el caso que corresponda.
vi) La clave puesta en el literal b) de los requerimientos adicionales debe ser la misma que identifica a dicho elemento en forma única en su respectiva planilla.
vii) En el literal h) de los requerimientos adicionales se debe indicar la corriente para la cual fue diseñado el transformador de corriente para presentar un comportamiento óptimo.
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viii) El literal l) de los requerimientos adicionales se debe indicar la tensión de diseño de la aislación transformador de potencial para presentar un comportamiento óptimo.
2.5. Dispositivos de Reconexión de Líneas de Transmisión 2.5.1. Requerimientos Norma Técnica
Los Coordinados que posean u operen dispositivos de reconexión de líneas de transmisión pertenecientes al Sistema de Transmisión, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:
a) Tipo de dispositivo. b) Tipo de operación (monopolar, tripolar, instantáneo, sincroverificado). c) Tiempo de reconexión [s]. d) Número de intentos de reconexión. 2.5.2. Requerimientos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre los Dispositivos de Reconexión de Líneas de Transmisión para complementar la solicitada por la Norma Técnica, según el detalle siguiente:
a) Propietario b) Nombre de la subestación en la cual se encuentra. c) Paño en el cual se encuentra. d) Nombre de la línea en la cual opera.
3.5.3. Especificaciones Generales
i) En el literal a) de los requerimientos de la Norma Técnica se debe indicar si el dispositivo es de tipo automático (relé o electromecánico) o manual, o también si es de tipo análogo o digital.
ii) El literal b) de los requerimientos de la Norma técnica se debe indicar si el dispositivo opera de forma monopolar o tripolar.
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2.6. Equipos de Compensación de Potencia Reactiva 2.6.1. Requerimientos Norma Técnica
Los Coordinados que posean u operen equipos de compensación de potencia reactiva pertenecientes al Sistema de Transmisión, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:
a) Tipo de equipo. b) Capacidad nominal [MVAr]. c) Tensión nominal [kV]. d) Rango de operación. e) Características del control automático. f)
Puntos de conexión.
2.6.2. Requerimientos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre los Equipos de Compensación de Potencia Reactiva para complementar la solicitada por la Norma Técnica. Se optó por realizar la siguiente separación entre los diversos equipos de compensación:
2.6.2.1. Bancos de Condensadores
Para este tipo de dispositivos la DP solicitará los datos que a continuación se indican:
a) Nombre del propietario. b) Nombre de la subestación en la cual se encuentra. c) Nombre del paño al cual se encuentra conectado. d) Tensión nominal [kV]. e) Número total de condensadores del banco. (Máximo Número de escalones del banco). f)
Reactivos por condensador [MVAr]. (Reactivos por escalón del banco).
g) Capacidad total del banco [MVAr]. h) Características del control automático. i)
Tipo de conexión.
2.6.2.1.1. Especificaciones
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i) Para el literal h) se debe adjuntar el esquema de control de los bancos de condensadores.
2.6.2.2. Compensadores Estáticos de Reactivos
Para este tipo de dispositivos la DP solicitará los datos que a continuación se indican:
a) Nombre del propietario. b) Nombre de la subestación en la cual se encuentra. c) Nombre del paño al cual se encuentra conectado. d) Tensión nominal [kV]. e) Capacidad máxima de absorción de reactivos [MVAr]. f)
Capacidad máxima de inyección de reactivos por condensador [MVAr].
g) Número total de condensadores. h) Características del control automático.
2.6.2.2.1 Especificaciones
i)
Para el literal h) se debe adjuntar el esquema de control del compensador estático de reactivos. 6.2.3. Compensación Serie
Para este tipo de dispositivos la DP solicitará los datos que a continuación se indican:
a) Nombre del propietario. b) Nombre de la subestación en la cual se encuentra. c) Nombre del paño al cual se encuentra conectado. d) Tensión nominal [kV]. e) Impedancia [Ω]. f)
Corriente Nominal [kA].
g) Límite de sobrecarga admisible de corta duración, Se entenderá por corta duración al período de duración igual a 15 minutos (Ref.: Art. 5-35 de la Norma Técnica). h) Características del control automático.
2.6.2.3.1 Especificaciones
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i) Para el literal h) se debe adjuntar el esquema de control de la compensación serie.
2.6.2.4. Condensador Sincrónico
a) Nombre del propietario. b) Nombre de la subestación en la cual se encuentra. c) Nombre del paño al cual se encuentra conectado. d) Tensión nominal [kV]. e) Capacidad máxima de absorción de reactivos [MVAr]. f)
Capacidad máxima de inyección de reactivos [MVAr].
g) Características del control automático. h) Tipo de conexión.
2.6.2.4.1 Especificaciones
i) Para el literal g) se debe adjuntar el esquema de control del condensador sincrónico.
2.6.2.5. Reactores
a) Nombre del propietario. b) Nombre de la subestación en la cual se encuentra. c) Nombre del paño al cual se encuentra conectado. d) Tensión nominal [kV]. e) Número total de reactores. (Máximo Número de escalones del reactor). f)
Reactivos por reactor [MVAr]. (Reactivos por escalón del reactor).
g) Capacidad total del reactor [MVAr]. h) Características del control automático. i)
Tipo de conexión.
2.6.2.5.1. Especificaciones
i) Para el literal h) se debe adjuntar el esquema de control de los reactores.
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2.6.3. Especificaciones Generales
i) Los requisitos de la Norma Técnica son complementarios con los requisitos adicionales.
2.7. Otros Equipos de control del Sistema de Transmisión 2.7.1. Requerimientos Norma Técnica
Los Coordinados que posean u operen equipos de control del Sistema de Transmisión, tales como, FACTS, convertidores de corriente continua (HVDC), entre otros, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:
a) Tipo de equipo. b) Características técnicas. c) Esquema de funcionamiento y modo de operación. d) Capacidad nominal. e) Rango de operación. f)
Características del control principal.
g) Señales de control suplementaria. h) Punto de conexión. i)
Sistema de protección.
2.7.2. Requerimientos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre los Equipos de control de Sistema de Transmisión para complementar la solicitada por la Norma Técnica, según el detalle siguiente:
a) Nombre del propietario. b) Nombre de la subestación en la que se encuentra. c) Nombre del paño al que se encuentra conectado en el caso que corresponda. d) Instalación asociada al equipo de control.
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2.7.3. Especificaciones Generales
i) Para el literal c) de los requerimientos de la Norma Técnica se debe adjuntar el esquema de control del dispositivo.
2.8. Sistemas de Protección 2.8.1. Requerimientos Norma Técnica
Los Coordinados que posean u operen sistemas de protecciones, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:
a) Tipo de relé de protección. b) Características de operación. c) Rangos de operación. d) Ubicación en el sistema. e) Ajustes. f)
Procedimiento de lectura e interpretación del significado de cada alarma o indicación.
2.8.2. Requerimientos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre los Sistemas de Protección para complementar la solicitada por la Norma Técnica, según el detalle siguiente:
a) Nombre del propietario. b) Nombre de la subestación en la que se encuentra. c) Nombre del paño al que se encuentra conectado en el caso que corresponda. d) Instalación asociada al sistema de protección.
2.8.3. Especificaciones Generales
i) Para el literal e) se debe adjuntar el informe de ajustes de protecciones.
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ii) Para el literal f) se debe adjuntar el informe de interpretación del significado de cada alarma o indicación.
2.9. Unidades Generadoras 2.9.1. Requisitos Norma Técnica
Los Coordinados que posean u operen medios de generación que operen en sincronismo, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los antecedentes generales que a continuación se especifican:
a) Identificación de las centrales de su propiedad, indicando para cada una el nombre, tipo, localización y características generales. b) Cantidad de unidades generadoras. c) Puntos de conexión al SI a través de los cuales inyecta energía d) Para cada unidad generadora: i)
Capacidad máxima, potencia neta efectiva [MW].
ii)
Potencia mínima técnica [MW].
iii)
Tasa de indisponibilidad forzada [hrs. /año].
iv)
Tasa de indisponibilidad programada [hrs. /año].
v)
Tensión nominal [kV].
vi)
Factor de potencia nominal.
vii)
Método de conexión del neutro a tierra.
Los Coordinados que posean u operen medios de generación que operen en sincronismo, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los siguientes datos característicos:
a) Reactancia sincrónica de eje directo, Xd [%]. b) Reactancia sincrónica de eje en cuadratura, Xq [%]. c) Reactancia de secuencia cero, x0 [%]. d) Resistencia de secuencia cero, r0 [%]. e) Reactancia de secuencia negativa, x2 [%]. f)
Resistencia de secuencia negativa, r2 [%].
g) Reactancia subtransitoria saturada, x”dsat [%].
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h) Resistencia del estator [%]. i)
Constante de tiempo transitoria de cortocircuito eje directo, T’d [%].
j)
Constante de tiempo transitoria de cortocircuito eje en cuadratura, T’q [%].
k) Constante de tiempo subtransitoria de cortocircuito eje directo, T”d [%]. l)
Constante de tiempo subtransitoria de cortocircuito eje en cuadratura, T”q [%].
m) Reactancia transitoria de eje directo, X’d [%]. n) Reactancia transitoria de eje en cuadratura, X’q [%]. o) Reactancia subtransitoria de eje directo, X”d [%]. p) Reactancia subtransitoria de eje en cuadratura, X”q [%]. q) Reactancia de saturación de Potier, Xp [%].
Adicionalmente, se deberá entregar:
r)
Curva de magnetización de la unidad generadora a circuito abierto para las siguientes condiciones: i)
120 % de la tensión nominal.
ii)
110 % de la tensión nominal.
s) Sistemas de protecciones y ajustes.
Los Coordinados que posean u operen medios de generación que operen en sincronismo, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los siguientes datos de la máquina motriz:
a) Tipo de máquina (turbina hidráulica, turbina de vapor, turbina de gas, motor de combustión interna, entre otras). b) Principales características técnicas (marca, fabricante, año de fabricación, potencia nominal, potencia máxima y mínima técnica, velocidad nominal en [rpm], sobrevelocidad máxima admisible, curvas características dadas por el fabricante). c) Constante de inercia mecánica (H) del conjunto máquina motriz-generador (incluyendo 2
compresor cuando corresponda), tiempo de lanzamiento (Ta [s]) y factor GD2 [kgm ].
Para el caso de turbinas hidráulicas se deberá entregar:
d) Constante de tiempo de arranque de la columna de agua (TW).
Para el caso de turbinas a vapor se deberá entregar:
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e) Diagrama de bloques de la turbina. f)
Fracción de potencia desarrollada en cada etapa (HP, IP, LP).
g) Constantes de tiempo del vapor en cada etapa (HP, IP, LP). h) Curvas características de la turbina. i)
Gradiente máximo de toma de carga y de reducción de carga [MW/min.].
j)
Restricciones para el funcionamiento en subfrecuencia.
Para el caso de turbinas a gas se deberá entregar:
k) Diagrama de bloques de la turbina. l)
Constantes de tiempo (dinámica de la turbina, combustor, compresor y gases de escape).
m) Curvas características de la turbina. n) Tipo de combustible y consumo específico. o) Restricciones para el funcionamiento en subfrecuencia.
Para el caso de turbinas a eólicas se deberá entregar:
p) Curva característica de la potencia de salida en función de la velocidad del viento.
Los Coordinados que posean u operen medios de generación que operen en sincronismo, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico la información de la fuente primaria de energía que se especifica en el presente artículo.
Para el caso de unidades hidroeléctricas:
a) Principales características técnicas del sistema de aducción hidráulica (memoria descriptiva, diagrama con la vista en corte longitudinal y dimensiones físicas de la tubería de aducción, conducción forzada, distribuidor y difusor).
Para el caso de unidades térmicas con turbinas de vapor:
b) Principales características técnicas de la caldera (marca, fabricante, año de fabricación, memoria descriptiva del proceso de producción de vapor, tipo de combustible, consumo específico). c) Modelo simplificado de la caldera, incluyendo la constante de tiempo de acumulación de vapor, parámetros asociados al proceso de recalentamiento de vapor, modelo y
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parámetros del sistema de control de aire y combustible, modelo y parámetros del regulador de presión con sus correspondientes ajustes. d) Estados de operación restringidos (entrada/salida de quemadores, apertura de válvulas parcializadoras, niveles de vibración inadmisibles, entre otras).
Para el caso de parques eólicos:
e) Distribución de frecuencia para velocidad del viento. f)
Potencia y energía generable.
Los Coordinados que posean u operen medios de generación que operen en sincronismo, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico la información del Controlador de Velocidad que a continuación se indica:
a) Principales características técnicas (marca, fabricante, año de fabricación, tipo de controlador: PI o PID, mecánico-hidráulico, electro-hidráulico, digital-electro-hidráulico, entre otros). b) Banda muerta ajustable (rango de ajuste, calibración actual). c) Estatismo permanente (rango de ajuste, valor actual). d) compensaciones dinámicas (amortiguamientos del regulador). e) Diagramas funcionales del lazo de regulación de velocidad con sus respectivos parámetros (ganancias y constantes de tiempo con sus rangos de ajuste y valor actual; características de válvulas, límites, zonas muertas, entre otros). f)
Para el caso de que la central cuente con un control centralizado de generación, el propietario deberá proveer el diagrama funcional de la unidad de mando remoto que interactúa con las consignas individuales de carga de las unidades generadoras, informando sus respectivos parámetros.
g) Resultados de los ensayos del lazo de control automático de velocidad/carga de la unidad generadora, realizados a los efectos de identificar con precisión la respuesta dinámica de este sistema de control incluyendo automatismos asociados como el cierre rápido de válvulas (fast valving) o reducción controlada de generación (RCG). h) Tiempos de crecimiento (Tr) y establecimiento (Ts) medidos sobre la respuesta en potencia (Tr: tiempo que demora la señal en pasar del 10 % al 90 % del valor final; Ts: tiempo necesario para que la señal ingrese dentro de una banda de ±10 % alrededor del valor final deseado).
Para el caso de turbinas hidroeléctricas:
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i)
Estatismo transitorio δ (rango de ajuste, calibración actual).
j)
Constante de Tiempo de Amortiguamiento Td ó Constantes Proporcional (KP), integral (KI) y derivativa (KD) del compensador dinámico directo.
k) Características del limitador electrónico de carga.
Para el caso de turbinas a vapor:
l)
En caso que el Controlador de Velocidad tenga compensaciones dinámicas, proveer la función transferencia con todos sus parámetros.
m) Variador de velocidad/consigna (indicar si el consignador de carga se basa en potenciómetro motorizado, consignador estático, entre otros). n) Gradiente de toma de carga [MW/min.]. o) Características del limitador de carga.
Para el caso de turbinas a gas:
p) En caso de que el controlador de velocidad tenga compensaciones dinámicas, proveer la función transferencia con todos sus parámetros. q) Diagrama de bloques y parámetros del control de aceleración. r)
Diagrama de bloques y parámetros del control de temperatura de gases de escape.
s) Diagrama de bloques y parámetros del control del caudal de aire de entrada al compresor (IGV). t)
Características del limitador electrónico de carga.
Para el caso de motores de combustión interna:
u) Diagrama de bloques del controlador de velocidad/carga con sus correspondientes compensaciones dinámicas y filtros de supresión de frecuencias torsionales. v) Relación estática del motor y retardo TD asimilable al tiempo de reacción de la combustión en los cilindros. w) Dinámica del turbocargador, representada por la ganancia KTC y la constante de tiempo ΤTC. x) Factor de reducción del torque mecánico del motor en función de la relación equivalente combustible/aire.
Para el caso de turbinas eólicas:
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y) Diagrama de bloques del Controlador de Velocidad con sus correspondientes compensaciones dinámicas.
Los Coordinados que posean u operen medios de generación que operen en sincronismo, deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico la información del Controlador de Tensión que a continuación se indica:
a) Diagrama de bloques con sus correspondientes parámetros de control. b) Ganancia estática. c) Corrientes máximas y mínimas de excitación. d) Limitadores del sistema de excitación. e) Diagrama de bloques con los correspondientes parámetros de control del PSS. f)
Sistema de protecciones y ajustes, incluyendo: i)
Márgenes de subexcitación y sobreexcitación.
ii)
Diagrama PQ de cada una de sus unidades generadoras. La información suministrada debe corresponder a datos del fabricante del equipamiento u obtenida por medio de ensayos realizados sobre la unidad generadora. En caso de no poder hacerlo, la DP la definirá de acuerdo a Diagramas PQ estándar y considerará como disponible la potencia reactiva indicada por dicha curva.
iii)
Zonas prohibidas de generación de potencia activa y reactiva.
2.9.2. Requisitos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre las Unidades Generadoras para complementar la solicitada por la Norma Técnica, según el detalle siguiente: 2
a) Inercia del generador [kgm ]. b) Reactancia de neutro a tierra [Ω]. c) Resistencia de neutro a tierra [Ω].
2.9.3. Especificaciones Generales
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2.10. Instalaciones de Clientes 2.10.1. Requisitos Norma Técnica
Los propietarios de Instalaciones de Clientes deberán entregar a la DP mediante informe escrito y en medio electrónico los datos que a continuación se especifican:
a) Puntos de conexión al SI a través de los cuales retira energía en términos físicos, no comerciales. b) Capacidad de sus instalaciones para el Control de Tensión. c) Consumo de energía y potencia previstos en períodos mensuales, bajo diferentes hipótesis (más probable, alta y baja). d) Características de las curvas de carga típicas. e) Demanda en horas de máxima carga. f)
Posibilidades de demanda flexible (interrumpible).
g) Dependencia de la carga, en sus componentes activa y reactiva, con las variaciones de frecuencia y tensión. h) Características dinámicas de la carga en sus componentes activa y reactiva.
2.10.2. Requisitos Adicionales
El CDEC – SIC solicitará información adicional sobre las Unidades Generadoras para complementar la solicitada por la Norma Técnica, según el detalle siguiente:
a) Nombre del propietario del retiro. b) Descripción general de la carga. c) Potencia interrumpible [MW]. d) Potencia no interrumpible [MW]. e) Consideraciones especiales. f)
Constantes para determinar dependencia de la darga con variaciones de frecuencia y tensión: i)
Dependencia de la frecuencia en P: Kpf [s].
ii)
Dependencia de la frecuencia en Q: Kqf [s].
iii)
Dependencia de la tensión en P: Kpu [s].
iv)
Dependencia de la Tensión en Q: Kqu [s].
v)
Dependencia transitoria de la frecuencia en P: Tpf [s].
vi)
Dependencia transitoria de la frecuencia en Q: Tqf [s].
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vii)
Dependencia transitoria de la tensión en P: Tpu [s].
viii)
Dependencia transitoria de la tensión en Q: Tqu [s].
ix)
T1 [s].
2.10.3. Especificaciones Generales
i) En el literal b) de los requisitos adicionales se debe indicar la composición de la carga, como por ejemplo hornos, motores, aire acondicionado, etc. ii) En el literal e) de los requisitos adicionales se debe indicar las consideraciones especiales respecto a la flexibilidad de la demanda, como por ejemplo tiempos máximos o mínimos asociados.
iii) Para el literal b) de los requisitos de la Norma Técnica se debe adjuntar un informe con el detalle de instalaciones para el control de tensión.
iv) Para contestar la información correspondiente al literal f) de los requisitos adicionales se debe ver el anexo 2.
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Anexo 1
NOMENCLATURA DE LAS CLAVES PARA LA BASE DE DATOS 1. Coordinados
Los coordinados se clasificaran de acuerdo al giro al que pertenezcan. Los giros y su respectiva identificación se señalan a continuación:
Cliente Regulado
:R
Cliente Libre
:L
Propietario de Instalación de transmisión
:T
Propietario de Instalación de generación
:G
Autoproductor
:A
Código Coordinado
: Corresponde a 3 Dígitos indexados con una letra que identifica al tipo de coordinado. Ej. R001 Ej. L001
2. Subestaciones
Se definirá a las subestaciones como elemento de referencia para las siguientes instalaciones:
Equipos de transformación, Equipos de compensación de potencia reactiva, Paños y Sistemas de protección.
El código asociado a cada subestación estará compuesto por los siguientes campos:
Código Propietario
: Corresponde al código del coordinado propietario de la subestación. Ej. T001
Código Propio
: Identifica a una subestación dentro del conjunto total de subestaciones pertenecientes a un coordinado. Corresponde a las letras S y E indexadas con 3 dígitos.
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Ej. SE001
Finalmente el código completo asociado a una subestación tendrá la forma siguiente:
Código Subestación
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se señala. Ej. SE001T001
2.1. Equipos de transformación Los elementos listados serán identificados como equipos de transformación:
-
Transformadores.
-
Autotransformadores.
-
Banco de autotransformadores.
Su código asociado tendrá los siguientes campos:
Código Subestación
: Identifica a la subestación en la cual se encuentra. Ej. SE001L001
Código Propio
: Identifica al dispositivo dentro del conjunto de equipos de transformación que un mismo coordinado posee en la subestación. Corresponde a las letras E y T indexadas con 2 dígitos. Ej. ET01
Código Propietario
: Identifica al coordinado propietario del equipo de transformación. Ej. L002
Código Equipo
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se señala. Ej. ET01L002SE001L001
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2.2. Barras El código asociado a las barras de las subestaciones tendrá la siguiente estructura:
Código Subestación
: Identifica a la subestación en la cual se encuentra. Ej. SE001L002
Código Propio
: Identifica al elemento dentro del conjunto de barras que un mismo coordinado posee en la subestación. Corresponde a las letras B y A indexadas con 2 dígitos. Ej. BA01
Código Propietario
: Corresponde al código del coordinado dueño de la barra. Ej. L001
Así, el código asociado a una barra tendrá la siguiente forma:
Código Barra
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se señala. Ej. BA01L001SE001L002
2.3. Paños El código asociado a los paños de los distintos elementos pertenecientes a una subestación tendrá la siguiente estructura:
Código Subestación
: Identifica a la subestación en la cual se encuentra. Ej. SE001L002
Código Propio
: Identifica al elemento dentro del conjunto total de paños que un mismo coordinado posee en la subestación. Corresponde las letras P y A indexadas con 2 dígitos. Ej. PA01
Código Propietario
: Corresponde al código del coordinado propietario del paño. Ej. L001
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Así, el código asociado a un paño tendrá la siguiente estructura:
Código Paño
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se indica. Ej. PA01L001SE001L002
2.3.1. Interruptores de maniobra El código de los interruptores de maniobra de un paño, estará formado por los siguientes campos:
Código Paño
: Identifica al paño en el cual se encuentra. Ej. PA01L001SE001L002
Código Propietario
: Identifica al coordinado propietario del elemento. Ej. T001
Código Propio
: Identifica al elemento dentro del conjunto de interruptores pertenecientes al paño. Corresponde a las letras I y M indexada con 2 dígitos. Ej. IM01
Así el código completo asociado a un interruptor de maniobra estará formado por:
Código Interruptor
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se indica. Ej. IM01T001PA01L001SE001L002
2.3.2. Dispositivos de reconexión de líneas de transmisión El código de los dispositivos de reconexión que sean parte de un paño, estará formado por los siguientes campos:
Código Paño
: Identifica al paño en el cual se encuentra. Ej. PA01L001SE001L002
Código Propietario
: Identifica al coordinado propietario del elemento. Ej. T001
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Código Propio
: Identifica al dispositivo dentro del conjunto total de dispositivos pertenecientes a un paño. Corresponde a las letras D y R indexadas con 2 dígitos. Ej. DR01
Así el código completo asociado a un dispositivo de reconexión tendrá la estructura siguiente:
Código Dispositivo
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se indica. Ej. DR01T001PA01L001SE001L002
2.4. Sistemas de Protección El código de los sistemas de protección que sean parte de una subestación estará formado por los siguientes campos:
Código Subestación
: Identifica a la subestación en la cual se encuentra. Ej. SE001L002
Código Propietario
: Identifica al coordinado que es propietario del sistema de protección. Ej. T001
Código Propio
: Identifica al dispositivo dentro del conjunto total de sistemas de protección que un coordinado posee en la subestación. Corresponde a las letras S y P indexadas con 2 dígitos. Ej. SP01
Así el código completo asociado a un sistema de protección estará formado por:
Código Sistema
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se indica. Ej. SP01T001SE001L002
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2.5. Equipos de compensación de potencia reactiva Los elementos listados serán considerados como equipos de compensación de potencia reactiva:
-
Bancos de Condensadores.
-
Reactores.
-
Condensadores Sincrónicos.
-
Condensadores Serie.
El código de los equipos de compensación de potencia reactiva que sean parte de una subestación estará formado por los siguientes campos:
Código Subestación
: Identifica a la subestación en la cual se encuentra. Ej. SE001L002
Código Propietario
: Identifica al coordinado que es propietario del equipo de compensación de potencia reactiva. Ej. T001
Código Propio
: Identifica al equipo dentro del conjunto total de equipos de compensación que un mismo coordinado posee en una subestación. Corresponde a las letras E y C indexadas con 2dígitos. Ej. EC01
Así el código completo asociado a un equipo de compensación estará formado por:
Código Equipo
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se indica. Ej. EC01T001SE001L002
3. Líneas de transmisión Las líneas de transmisión tendrán un código asociado que será compuesto por los siguientes campos:
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Código Propio
: Identifica a la línea dentro del conjunto de líneas pertenecientes a un coordinado. Corresponde a las letras L y T indexadas con 3 dígitos. Ej. LT001
Código Circuito
: Identifica al circuito de la línea. Corresponde a la letra C indexada con 1 dígitos. Ej. C1
Código Tramo
: Identifica al tramo de línea dentro del conjunto de tramos pertenecientes a una línea. Corresponde a las letras T y R indexadas con 2 dígitos. Ej. TR01
Código Sección
: Identifica a la sección dentro del conjunto de secciones, ya sea, dentro de la línea o dentro de un tramo de línea. Corresponde a la letra S indexada con 2 dígitos. Ej S01
Código Propietario
: Identifica al coordinado propietario de la línea, del tramo o de la sección de la línea. Ej. T005
Código línea
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores, en el caso que corresponda, en el orden que se indica. Ej. LT001C1TR01S01T005
En el caso que la línea de transmisión no posea circuitos, tramos y/o secciones, sus lugares en el esquema de codificación será reemplazado por “-“.
Ej. LT001C1TR01---T005 Ej. LT001--TR01S01T005
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4. Unidades generadoras
El código asociado a una unidad generadora estará compuesto por los siguientes campos:
Código Central
: Identifica a la central dentro del conjunto de centrales pertenecientes a un coordinado, de la cual forma parte la unidad generadora. Ej. C01
Código propietario
: Identifica al coordinado propietario de la unidad generadora. Ej. G001
Código Propio
: Identifica a la unidad dentro del conjunto de unidades pertenecientes a una central. Corresponde a la letra U indexada con 2 dígitos. Ej. U01
De esta forma el código completo asociado a una unidad generadora será de la siguiente forma:
Código Unidad
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se indica. Ej. C01U01G001
5. Retiros de Clientes Corresponde al lugar físico en el cual los coordinados retiran energía. Su código estará compuesto por los siguientes campos:
Código Subestación
: Identifica a la subestación en la cual se realiza el retiro de energía. Ej. SE001L002
Código propietario
: Identifica al coordinado propietario del retiro. Ej. R001
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Código Propio
: Identifica al retiro entre el conjunto total de retiros que posee un coordinado. Ej. RET001
De esta forma el código completo asociado a un retiro de energía será de la siguiente forma:
Código Unidad
: Corresponde a la indexación de los códigos anteriores en el orden que se indica. Ej. RET001R001SE001L002
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Anexo 2 1. Introducción
En los sistemas de potencia, los consumos eléctricos están compuestos por diferentes tipos de dispositivos. Esto provoca que sea difícil una identificación exacta de las componentes dinámicas y estáticas de las cargas del sistema.
Teniendo en cuenta estos antecedentes, un consumo eléctrico se puede modelar de la siguiente forma:
Figura 1. Modelo general de una carga eléctrica.
2. Dependencia de la tensión
La dependencia de la tensión de un consumo se puede modelar como se muestra en (1) y (2). En dichas ecuaciones el subíndice 0 indica la condición inicial de operación.
kpu
V P = P0 * V0
V Q = Q0 * V0
(1)
kqu
(2)
En la tabla siguiente se entregan valores para los exponentes kpu y kqu dependiendo del tipo de comportamiento que presente la carga:
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Índice
Valor
Comportamiento
Kpu,kqu
0
Potencia Constante
kpu,kqu
1
Corriente Constante
kpu,kqu
2
Impedancia Constante
3. Comportamiento Dinámico
Para simular el comportamiento transitorio de una carga, esta puede ser modelada mediante una carga estática y una dinámica. Esto es definiendo que porcentaje del total del consumo total es estático y cual es dinámico.
La dependencia del voltaje y de la frecuencia de una carga puede ser modelada de acuerdo al siguiente diagrama:
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1
∆f
kpf + s ⋅ Tpf 1 + s ⋅ T1
∆p
+
Pext Pout
+ +
+
kqf + s ⋅ Tqf 1 + s ⋅ T1
kpu + s ⋅ Tpu 1 + s ⋅ T1
∆u
kqu + s ⋅ Tqu 1 + s ⋅ T1
+ +
Qout
∆q +
+ 1
Qext
Figura 2. Modelo lineal para una carga dinámica.
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1
∆f
kpf + s ⋅ Tpf 1 + s ⋅ T1
+
Pext
+
Pout
1
kqf + s ⋅ Tqf 1 + s ⋅ T1
+
+
up
Tpu 1+ s ⋅ kpu 1 + s ⋅ T1
+
+
kpu
uq u0
kqu
u0 uq
Tqu 1+ s ⋅ kqu 1 + s ⋅ T1
∆u
up u0
+
+ u0
Qout
Qext
Figura 3. Modelo no lineal para una carga dinámica.
En donde,
∆f
: Variación de frecuencia.
∆u
: Variación de tensión.
Kpu
: Dependencia de la tensión de la potencia activa.
Kqu
: Dependencia de la tensión de la potencia reactiva.
Kpf
: Dependencia de la frecuencia de la potencia activa.
Kqf
: Dependencia de la frecuencia de la potencia reactiva.
Tqu
: Dependencia de la tensión transitoria.
Tqf
: Dependencia de la frecuencia transitoria.
T1
: Constante de tiempo de la carga dinámica.
U0
: Tensión inicial.
Pext
: Potencia activa inicial.
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Qext
: Potencia reactiva inicial.
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