Estudio límites de transmisión

I n f o r m e T é cn i c o D i ci e m b r e 2 0 1 1

ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN
INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN

Preparado Para :

Servicios Especializados de
Ingeniería DIgSILENT Limitada
Candelaria Goyenechea 4330, Depto.
34, Vitacura, Santiago
Tel.: +56 9 97797093

Contacto:
Celso A. González G.
e-mail:
celso.digsilent@manquehue.net

Rev 1

CHI-DT-NT-13-2011

Informe Téc nic o

Página 2

0 Índ ice

Índice
Índice ............................................................................................................................................................... 3
1

Resumen Ejecutivo .................................................................................................................................. 5

2

Introducción ........................................................................................................................................... 7

3

Objetivo y Alcance de los Estudios ........................................................................................................... 9

4

Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados .................................................................................10

4.1
4.1.1
4.2
4.2.1
4.3
4.3.1
4.4
4.4.1

Sistema Eléctrico Punta Arenas ................................................................................................................................ 10
Instalaciones de Transmisión para Estudios .......................................................................................................... 12
Sistema Eléctrico Puerto Natales .............................................................................................................................. 12
Sistema Eléctrico Porvenir........................................................................................................................................ 14
Sistema Eléctrico de Puerto Williams ........................................................................................................................ 15

4.5

Resumen Instalaciones que serán Estudiadas ........................................................................................................... 17

5

Revisión de Aspectos Normativos Relacionados con el Estudio de Restricciones .....................................18

6

Metodología de Estudio ..........................................................................................................................19

6.1

Capacidad térmica de las instalaciones. .................................................................................................................... 19

6.2

Regulación de Tensión ............................................................................................................................................ 19

6.2.1

Para la línea de transmisión en 66 kV:.................................................................................................................. 19

6.2.2

Para el Transformador 11,5/13,2 kV.................................................................................................................... 19

6.3

Estabilidad Transitoria ............................................................................................................................................. 20

7

Antecedentes y Consideraciones del Estudio ...........................................................................................21

7.1

Horizonte de Análisis ............................................................................................................................................... 21

7.2

Control de Frecuencia y Reserva en Giro .................................................................................................................. 21

7.3

Demandas Anuales y Factor de Potencia................................................................................................................... 22

7.4

Despachos de Generación........................................................................................................................................ 22

7.5

Modelos Dinámicos de Unidades Generadoras ........................................................................................................... 23

7.6

Modelos de Carga de Alimentadores ......................................................................................................................... 24

7.7

Herramientas de Simulación .................................................................................................................................... 24

Informe Téc nic o

Página 3

0 Índ ice

8

Estándares Operacionales ......................................................................................................................25

8.1

Estándares para Estados Operacionales .................................................................................................................... 25

8.1.1

Estándares en Generación y Transmisión para Estado Normal y Alerta. .................................................................. 25

8.1.2

Límites de Transmisión en Estado Normal y Estado de Alerta................................................................................. 26

8.1.3

Estándares de Recuperación Dinámica en Estado Normal y Estado de Alerta .......................................................... 26

8.1.4

Estándares en Generación y Transmisión para Estado de Emergencia .................................................................... 26

8.1.5

Límites de Transmisión en Estado de Emergencia ................................................................................................. 27

9

Evaluación de los Límites de Transmisión ...............................................................................................28

9.1

Línea de Transmisión 66 kV ..................................................................................................................................... 28

9.1.1

Límite de la Línea por Capacidad Térmica............................................................................................................. 29

9.1.1.1

Antecedentes térmicos del conductor Cu 3/0 AWG ........................................................................................... 29

9.1.1.2

Antecedentes Nominales de los Transformadores ............................................................................................ 29

9.1.2

Límite de la Línea por Regulación de Tensión ....................................................................................................... 30

9.1.3

Límite de la línea por Estabilidad Transitoria ......................................................................................................... 32

9.1.4

Resumen Máxima Capacidad de Transmisión ........................................................................................................ 33

9.2
9.2.1

Transformador 11,5/13,2 kV .................................................................................................................................... 34
Límite de los Transformadores por Capacidad Nominal ......................................................................................... 34

9.2.1.1

Antecedentes Nominales de los Transformadores ............................................................................................ 34

9.2.2

Límite del Transformador por Regulación de Tensión ............................................................................................ 34

9.2.3

Límite del Transformador por Estabilidad Transitoria ............................................................................................. 37

9.2.4

Resumen Máxima Capacidad de Transmisión ........................................................................................................ 38

10

Conclusiones ..........................................................................................................................................39

11

Referencias ............................................................................................................................................40

1

Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación.....................................................411

2

Anexo 2 Simulaciones Dinámicas ..........................................................................................................444

Anexo 2.1 Límite de Transmisión en Línea de 66 kV............................................................................................................. 45
Anexo 2.2 Límite de Transmisión en Transformador 11,5/13,2 kV ....................................................................................... 533

Informe Téc nic o

Página 4

1 Resumen Ejecutivo

1 Resumen Ejecutivo
En el presente informe se describen los criterios de evaluación, análisis y resultados asociados con
el Estudio de Restricciones en Instalaciones de Transmisión, efectuado en los Sistemas Medianos de
propiedad de la Empresa Eléctrica de Magallanes S.A., Edelmag, esto es: Punta Arenas, Puerto
Natales, Porvenir y Puerto Williams, y que cuenten con instalaciones de transmisión series, esto es:
Líneas de transmisión, transformadores de potencia y condensadores series.
El estudio se realizó en base a los criterios establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad
de Servicio para Sistemas Medianos y de acuerdo con la información y experiencia adquirida por la
empresa Edelmag en la operación de sus sistemas eléctricos.
El objetivo del estudio es identificar las potencias máximas que se pueden transmitir por las líneas
de transmisión que la Empresa identifique como críticas para garantizar frente a la ocurrencia de
las contingencias indicadas que se establecen en el Artículo 5-36 de la presente NT.
Para los efectos de la ejecución del mencionado estudio, la Empresa Edelmag, ha encargado a
Digsilent Limitada, en adelante Digsilent, el desarrollo de los estudios referidos. Cada uno de los
estudios se realizó para la condición de operación esperable en el periodo 2011-2014.
De la revisión efectuada en cada Sistema Mediano, SM, se determinó que el único sistema que
cuenta con instalaciones de transmisión susceptibles de determinarle un límite de transmisión
corresponde al SM de Punta Arenas, los demás sistemas sólo poseen una barra principal que sirve
de inyección de generación y retiro de alimentadores, no existen otros elementos series.
En relación con el SM Punta Arenas se determinó que existen dos instalaciones de transmisión
series en dicho sistema que debía, de acuerdo con la Norma Técnica de seguridad y Calidad de
Servicio para Sistemas Medianos, determinárseles un límite de transmisión, estas son:
•

Línea de transmisión de 66 kV entre Tres Puentes y Punta Arenas

•

Transformador 11,5/13,2 kV S/E Tres Puentes

Para efectuar las evaluaciones del límite de transmisión, la norma en cuestión plantea que se deben
utilizar tres tipos de análisis. Uno de Límite Térmico, impuesto por las características de diseño de
la instalación, otro de Regulación de Tensión y uno último por Estabilidad Transitoria. El valor final
que determina el límite máximo de transmisión queda impuesto por el mínimo valor que resulta de
dichas evaluaciones.
Los resultados de los análisis arrojaron lo siguiente:
•

La línea de transmisión el valor límite de transmisión está dado por:
Para el año 2011 por el límite térmico de la línea (impuesta por la capacidad de los
transformadores) que impone una transferencia máxima de 35,4 MVA

Informe Técnico

Página 5

1 Resumen Ejecutivo

Para el año 2014 por el límite por estabilidad que impone una transferencia máxima de
36,5 MVA.
•

Para el transformador 11,5/13,2 kV
En el caso del transformador de Tres Puentes el máximo valor de transferencia queda
determinado por las características de diseño ó condiciones nominales del
transformador, esto es: 20 MVA.

De acuerdo con lo anterior se concluye que:
•

En la línea de transmisión 66 kV no se observan limitaciones de transmisión para las
demandas esperadas que se estima para el periodo 2011-2014. En todos los años las
transferencias resultantes de las demandas en Punta Arenas no provocaría que se superara
las máximas transferencias por la línea de 66 kV.

•

En la transformación 11,5/13,2 kV en Tres Puentes no se provocan limitaciones para el
abastecimientos de los consumos que se espera el periodo 2011-2014. Las transferencias
máximas que se espera para los años 2011 y 2014 resulta de 75 y 83% respectivamente
de la capacidad de transformación.

Informe Técnico

Página 6

2 Introducción

2 Introducción
La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos[1], dictada por la
Autoridad en el mes de febrero del año 2006, en adelante, NTSyCS SM, establece a la empresas
propietarias/Operadoras de Sistemas Medianos, la ejecución de Estudios para realizar la
programación del Control de Tensión, el Control de Frecuencia y el PRS, para el conjunto de
instalaciones de los Sistemas Medianos, los cuales deberán estar a disposición de la Comisión
Nacional de Energía y la Superintendencia.
Se entiende por Sistemas Medianos, en adelante SM, a los sistemas eléctricos cuya capacidad
instalada de generación es menor de 200 MW y mayor a 1,5 MW. Con esta parcialización de los
sistemas, los estudios se efectuarán para los Sistemas Eléctricos de propiedad de Edelmag para los
siguientes SM: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams.
En términos específicos las exigencias de la NTSyCS SM establece la ejecución de los siguientes
estudios:

Figura 1. Estudios exigidos por la NTSyCS de SM
Para cada estudio se solicita en concreto lo siguiente:
•

EDAC: Deberá determinar el nivel óptimo y localización de desconexión de carga. El
objetivo es evitar colapso por frecuencia y tensión con la activación de esquemas de
desconexión para estados de operación distinto del Estado Normal.

•

Control de Frecuencia y Determinación de Reservas: Tiene por objeto efectuar una
verificación del cumplimiento de los estándares SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5. En
particular debe determinarse un porcentaje de reserva óptimo que se utilizará para efectuar
la asignación de la reserva entre las unidades generadoras participantes del CPF y del CSF.

Informe Técnico

Página 7

2 Introducción

•

Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva: Tiene por objeto
efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el
Capítulo Nº 5, además de determinar el perfil óptimo de tensiones y los requerimientos de
potencia reactiva para las Instalaciones Transmisión, con resolución semestral para un
horizonte de operación de 48 meses.

•

Restricciones en Instalaciones de Transmisión: Se debe identificar las potencias
máximas que se pueden transmitir por las líneas de transmisión que la Empresa identifique
como críticas para garantizar frente a la ocurrencia de las contingencias indicadas que se
establecen en el Artículo 5-36 de la presente NT.

•

Estudio de PSR: El objetivo del PRS es que con posterioridad a un Apagón Total o
Apagón Parcial, sea posible establecer los mecanismos que permitan de una manera segura
y organizada, restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas afectadas en el
menor tiempo posible, considerando las Cargas Críticas. Los Estudios se realizarán con una
periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime necesario un tiempo para su
actualización parcial o completa.

•

Estudio de Continuidad: Determinar los índices de continuidad FMIK y TTIK del SM, para
un horizonte de operación de 12 meses.

•

Verificación de Coordinación de Protecciones: Tiene por objeto confirmar que el
desempeño de los relés de protección de las líneas de transmisión, transformadores de
potencia y unidades generadoras cumple con las exigencias de SyCS establecidas en la
presente NT.

Estos estudios se deben realizar con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se estime
necesario un tiempo para su actualización parcial o completa. De acuerdo con esta exigencia los
estudios consideran un horizonte de análisis también de cuatro años, años 2011-2014, para así ser
consistente con la exigencia normativa. Cabe mencionar que desde la vigencia de la NTSCS SM,
esta es la segunda oportunidad en que se llevan a cabo los análisis, correspondiendo en esta
oportunidad una revisión de los estudios que ya realizaron las empresas propietarias de Sistemas
Medianos en el año 2007.
Algunos de estos estudios están directamente relacionados entre sí, así como otros resultan
complementa independientes. Respecto del primer grupo de estudios, se debe definir un estudio
que inicie los análisis cuyos resultados sean la entrada para los otros. En este sentido existe una
directa relación entre los estudios de EDAC (por subfrecuencia y subtensión) con los estudios de
Control de Frecuencia, Control de Tensión y de Restricciones en el Sistema de
Transmisión. En cambio los estudios de Continuidad, PRS y de Protecciones se pueden abordar en
forma completamente independiente, por cuanto resultan de distinta naturaleza técnica que los
anteriores.
El estudio que se aborda en este informe corresponde al Estudio de Restricciones en
Instalaciones de Transmisión.

Informe Técnico

Página 8

3 Objetivo y Alcance de los Estudios

3 Objetivo y Alcance de los Estudios
El estudio en concreto consiste en determinar la capacidad de potencia máxima que se puede
transmitir por los elementos series de instalaciones de transmisión con que cuenta el sistema
mediano, esto es líneas de transmisión, transformadores de potencia o condensadores series, y que
las empresas operadoras han determinado como críticas para garantizar la seguridad del servicio
frente a la ocurrencia de las contingencias, que más adelante se detallan y que están definidas en
el artículo 5-36 de la mencionada norma.
Se entiende por capacidad de potencia máxima de transmisión, a la máxima capacidad de cada
elemento serie de instalaciones de transmisión, y que está dada por el menor valor de corriente
que surge al evaluar el límite térmico, el límite de regulación de tensión y el límite por contingencia.
Este límite se determina tanto para condiciones de operación en estado normal o de régimen
permanente, como frente a contingencias. En este último caso el límite queda impuesto por la
evolución transitoria y dinámica de las principales variables operativas que determinan el estado del
SM, todo lo anterior conforme a las exigencias establecidas en la NT.

Informe Técnico

Página 9

4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser Estudiados

4 Sistemas Medianos Susceptibles de ser
Estudiados
La NT establece el estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión, para los elementos
series, esto es Líneas de Transmisión, Transformadores de Potencia o condensadores series. Por
otro lado, el estudio debe efectuarse para las instalaciones que la empresa considere como criticas
para la operación global de los sistemas.
Los sistemas medianos de propiedad de la empresa Edelmag corresponden a los siguientes: Punta
Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. Las características topológicas de cada sistema
se describen a continuación:
Para los estudios se utiliza la topología eléctrica de cada Sistema Mediano disponible al mes de
septiembre del año 2011, más todas las incorporaciones de instalaciones de generación y
transmisión que se estimó necesario en los estudios de planificación de la expansión de los
sistemas medianos.

4.1 Sistema Eléctrico Punta Arenas
El sistema eléctrico de Punta Arenas está constituido básicamente por dos subsistemas, Tres
Puentes y central Punta Arenas. Tres Puentes está formado por dos barras principales, una de 11,5
KV que corresponde a una barra de generación y otra de 13,2 kV que abastece alimentadores de
cargas y que también cuenta con inyección de generación. Ambas barras se conectan a través de
un transformador 13,2/11,5 kV de 20 MVA. Por su parte central Punta Arenas posee una barra de
13,2 kV, donde se concentran alimentadores de consumos y un centro de generación, aunque estas
últimas usualmente no son despachadas por criterios económicos, transformándose dicha barra en
una de retiros de energía.
Los subsistemas se interconectan mediante una línea de transmisión, de simple circuito, en 66 kV
de unos 8,15 km y se conecta en un extremo mediante un transformador de 66/12 kV de 33 MVA y
en el otro uno de 66/13,8 kV también de 33 MVA. La capacidad térmica de la línea de transmisión
es de 48 MVA (0,42 kAmp), no obstante, queda limitada por la capacidad de los transformadores
de los extremos. Cabe mencionar que en el año 2013 se conectarán en paralelo con los
transformadores existentes dos nuevos transformadores de 33 MVA cada uno.
Este Sistema Mediano cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores y
reactores) por un monto de 2,0 MVAr que se ubica en la barra de Punta Arenas. Este sistema no
cuenta con esquemas EDAC por subtensión. La topología del sistema se aprecia en la siguiente figura.

Informe Técnico

Página 10

DIgSILENT


13.2 kV P.A..

13.2 kV T.P..
Consumo AL-X10B

MG CATERPILLAR
~
G

Consumo AL-1

Unidad Nº 5 T.P.

Consumo AL-X10A
Consumo AL-7
Consumo AL-8A

11.5 kV
Autotransformador Nº 2

Consumo AL-9
Consumo AL-8B

Shunt/Filter

~
G

Trafo Nº 3 - C.T.P.

Unidad Nº 2 T.P.

~
G

Consumo AL-4

Consumo AL-2

Unidad Nº 3 T.P.
Consumo AL-5

Trafo Nº 7 C.P.A.

Line(1)
AWG 3/0 C..

Consumo AL-3
Trafo Nº 7 C.P.A.(1)

Celdas 11.5 kV
Consumo AL-X11
XConsumo AL-13
52D1

52CS3

E/S año 2013
Celdas 13.2 kV G.E.

23 kV

Consumo AL-6

HITACHI 24 MW
52DT1

Trafo Nº 1 C.T.P.

~
G

YConsumo COCAR - Ingesur

XConsumo AL-12

Unidad Nº 1 T.P.

Trafo Nº 6 C.P.A.
Línea de unión en 23 kV
AWG 3/0 Cu (167.8 MCM)

Línea de respaldo para PRS

52 DS

CENTRAL PUNTA ARENAS

G
~

Trafo Nº 5 - C.P.A.

Celdas 11.5 kV Rhona

Unidad Nº 5 P.A.

Trafo Nº 5 C.T.P.(1)

SOLAR MARS 10.5 MW

G
~


Trafo Nº 5 C.T.P.

Line(2)
AWG 3/0 C..

~
G

Unidad Nº 4 P.A.

Unidad Nº 4 T.P.

Breaker

E/S año 2013

15 MW

~
G

Unidad Nº 7 T.P.



~
G

SOLAR TITAN
13.7 MW


13.2 kV

Unidad Nº 9 T.P.

G
~

Unidad Nº 2 P.A.

G
~
Unidad Nº 1 P.A.

~
G

G
~

Unidad Nº 3 P.A.

GE 10.7 MW

Unidad Nº 8 T.P.

Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad
Topologia SM Punta Arenas
2011-2014
PowerFactory 14.0.525

Project: EDELMAG SA
Graphic: RED
Date:

3/31/2012

Annex: P. ARENAS

Figura 2. Unilineal Sistema Eléctrico Punta Arenas
Las unidades generadoras que componen este sistema son las siguientes:
CENTRALES GENERADORAS SM PUNTA ARENAS
Nº

Descripc.

Tipo

CENTRAL TRES PUENTES
1
2
3
4
5
7
8
9

Unidad Hitachi a GAS
Motor-Generador Caterpillar DIESEL - PA
Unidad Solar Mars a GAS
Motor-Generador Caterpillar a GAS
Unidad Solar Titán a GAS
Turbina a GAS GE 12.22 MVA
T.G. SOLAR TITAN

Pmáx

Observación

MW
THD
MD
MD
TI-Gas
MG
TI
THD
TI-GAS


24,00
1,46
1,46
10,50
2,726
13,70
10,997
15,02

Existente
Existente
Existente
Existente
Existente
Existente
Existente
Existente

MW

1

SULZER

MD

1,400

Existente

2

SULZER

MD

1,400

Existente

3

SULZER

MD

1,400

Existente

4

G. ELECTRIC

THD

6,700

Unidades de respaldo

5

G. ELECTRIC

THD

6,500


Cuadro 1 Unidades que componen el SM Punta Arenas

Informe Técnico

Página 11


4.1.1

Instalaciones de Transmisión para Estudios

En resumen y considerando la topología del SM Punta Arenas las instalaciones de transmisión que
se evaluará su máxima capacidad de transmisión corresponde a las siguientes:
•
•
•
•

Un Transformador 12/13,8 kV de 20 MVA
Transformador 12/66 kV de 33 MVA
Transformador 13,8/66 kV de 33 MVA
Línea de transmisión de 66 kV, 8,15 km de 48 MVA

Las tres últimas instalaciones se encuentran conectadas en serie y en rigor corresponden en
conjunto a una sola instalación, que para todos los efectos estará limitada a 33 MVA (288 Amp),
por ser este el menor valor de los tres. A partir del año 2013 se aumentará la capacidad de
transformación en los extremos de la línea quedando en 66 MVA, limitando la conexión la
capacidad de la línea de transmisión, valor que se determina más adelante.

4.2 Sistema Eléctrico Puerto Natales
El sistema eléctrico de Puerto Natales está constituido básicamente por una barra principal en 13,2
kV, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. En este sistema eléctrico no
existen líneas de transmisión y transformadores de transmisión, excepto los propios de las unidades
generadoras.
Este sistema mediano no cuenta con recursos de potencia reactiva shunt (banco de condensadores
y reactores), así como tampoco con esquemas EDAC por subtensión.
La topología del sistema es la siguiente:

Informe Técnico

Página 12

DIgSILENT


C1 - Linea 3b

AL1-6

AL2-2

AL3-2

AL4-2

AL3-1

AL4-1

C1 Linea 1b

C1 - Linea 1a

AL2-1

Linea C4 - 2

C3 - Linea 2

AL1-3

C2 - Linea 2

AL1-2

C1 - Linea 2a

AL1-5

C1 - Linea 2b

AL1-4

AL1-1

Alimentador - 4

Alimentador 3
S. Auxiliar

Alimentador - 1

Alimentador - 2

SS.AA

89 CT

13.2 kV II
89 CTD F4

Fusible(1)

Trafo Nº 4

Trafo Nº 5

Fusible

Jenbacher

Trafo Nº 10

Jenbacher 416

13.2 kV

Trafo Nº 3

Trafo Waukesha 8

Generador Nº 5

PALMERO

T.G. SOLAR 5

G
~

Línea

G
~

Línea(1)

Trafo Nº 09

Trafo Nº 11

G
~
Generador Nº 10

AutoTrafo

G
~
Generador Nº 6

M.D. CATERPILLAR

Generador Nº 4

T.G. SOLAR 4
G
~

G
~

Generador Nº 2

G
~

G
~

G
~

G
~

Generador Nº 11

Generador Nº 9

Generador Nº 8

Generador Nº 1

Generador Nº 3

JENBACHER 612

JENBACHER

WAUKESHA

MD MORSE

WAUKESHA

Estudios de la Norma de Seguridad y Calidad Project: EDELMAG SA
Periodo de Evaluación 2011 - 2014
Diagrama Unilineal

Graphic: RED
Date:

10/29/2011

Annex: P.NATALES

Figura 3. Unilineal Sistema Eléctrico Puerto Natales
Las unidades generadoras que componen este sistema son:
CENTRALES GENERADORAS SM PUERTO NATALES
Nº

Descripc.

Tipo

CENTRAL PUERTO NATALES
MD

10
11

JM612 1

2
3
4
5
6
8
9

Observación

MW

Motor-Generador DIESEL (150 kW) F.Morse
Palmero 1.36 MW
Motor-Generador DIESEL (300 kW) F.Morse
Motor-Generador a GAS - Waukesha
Turbina Solar Saturno a GAS
Turbina Solar Saturno a GAS
Motor-Generador Caterpillar a DIESEL-PN
Motor-Generador a GAS - Waukesha
Jenbacher 1.42 MW

1

Pmáx

Unidad de respaldo

MD

0,150
1,360
0,300
1,175
0,800
0,800
1,500
1,175
1,420

MG

1,816

Disponible 2012

MD
MG
TI-Gas
TI-Gas
MD
MG
MG

Unidad de respaldo
Existente
Existente
Existente
Existente
Existente
Existente
Existente

Cuadro 2 Unidades que componen el SM Puerto Natales

Informe Técnico

Página 13



4.2.1

En este sistema no se visualizan instalaciones de transmisión.

4.3 Sistema Eléctrico Porvenir
El sistema eléctrico de Porvenir, al igual que el de Puerto Natales, está constituido básicamente por
una barra principal en 13,8 kV, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores.
En este sistema eléctrico no existen líneas de transmisión ni transformadores, excepto los propios
de las unidades generadoras.

DIgSILENT


Alimentador 2 - Carga 1



Alimentador - 3
Alimentadores..

Alimentador - 2
Alimentadores..

Alimentador - 1
Alimentadores..

Alimentador 1 (SACOR)

Alimentador - 4
Alimentadores..

C2 - Linea 2
Alimentadores..


89 CT
89-CT3-F
HV 63A
Trafo Nº 2

Trafo Nº 4

Trafo Nº 3

89-CT5-F
HV 63A
Trafo Nº 5

89-CT4-F
HV 63A

89-CT1-F
HV 63A

89-CT6-F
HV 63A
Trafo Nº 6

Trafo Nº 1

89-CT7-F
HV 63A
Trafo TG1..

89-CT8-F
HV 63A

89-CT7-F(1)
HV 63A
Trafo TG11

Trafo Nº 10

89-CT9-F
HV 63A
Trafo TG1..

89-CT2-F
HV 63A

13.8_B
13.8_A

G
~

G
~

G
~

Unidad Nº 1

Unidad Nº 2

Unidad Nº 3

MD CATERPILLAR
MD DEUTZ
G
~

G
~

G
~

Unidad Nº 9

Unidad Nº 10

Unidad Nº 7

CAT - GAS JENBACHER 416

WAUKESHA

G
~

G
~

WAUKESHA

G
~

G
~

Unidad Nº 5

Unidad Nº 6

Unidad Nº 8

Unidad Nº 4

CAT - DIESEL

PALMERO

WAUKESHA

Diagrama Unilineal

Project: EDELAMG SA
Graphic: RED
Date: 10/29/2011
Annex: PORVENIR

Figura 4. Unilineal Sistema Eléctrico Porvenir

Informe Técnico

Página 14


CENTRALES GENERADORAS SM PORVENIR
Nº

Descripc.
CENTRAL PORVENIR

Tipo Pmáx
MW
MD

9

Motor-Generador Caterpillar DIESEL 1- PO
Motor-Generador Deutz DIESEL - PO
Motor-Generador Deutz DIESEL - PO
Motor-Generador a GAS - Waukesha - PO
Motor-Generador Caterpillar DIESEL 2- PO
Motor-Generador a GAS - Waukesha -PO
Motor-Generador a GAS - Waukesha -PO
Palmero 1.36 MW

10

GE Jenbacher JM416 1

MG

1
2
3
4
5
6
7
8

MD
MD
MG
MD
MG
MG
MD
MG

0,500
0,200
0,200
0,875
0,920
1,175
1,175
1,360
0,923
1,131

Observación
Existente
Existente
Existente
Existente
Existente
Existente
Disponible 2012

Cuadro 3 Unidades que componen el SM Porvenir

4.3.1



4.4 Sistema Eléctrico de Puerto Williams
El sistema eléctrico de Puerto Williams, está constituido básicamente por una barra principal en
13,2 kV, donde se conectan las unidades generadoras y los alimentadores. En este sistema eléctrico
no existen líneas de transmisión ni transformadores, excepto los propios de las unidades
generadoras y alimentadores.

Informe Técnico

Página 15

DIgSILENT


Carga Alimentador 3

Alimentador 1

Alimentador - 3

Carga Alimentador 1

Alimentador - 2

Carga Alimentador 2

89 CT

13.2 kV II

G
~
Generador Nº 6

Línea

G
~
Generador Nº 5

89 CTD F4

Trafo Nº 2

Trafo Nº 01

G
~
Generador Nº 4

Trafo Nº 3

Fusible(1)

Jenbacher

Trafo Nº 05

13.2 kV

M.D. CUMMINS
G
~
Generador Nº 7

G
~

G
~

Generador Nº 1

M.D. CATERPILLAR Nº 1

M.D. Detroit Nº 3
G
~

Generador Nº 2

Generador Nº 3



Diagrama Unilineal

Project: EDELMAG SA
Graphic: RED
Date: 10/29/2011
Annex: P.WILLIAMS

Figura 5. Unilineal Sistema Eléctrico Puerto Williams
CENTRALES GENERADORAS SM PUERTO WILLIAMS
Nº

Descripc.
CENTRAL PORVENIR

1
2
3
4
5
6
7

Tipo Pmáx Observación
MW

MotorGenerador Caterpillar Diesel 3508B
MotorGenerador Caterpillar Diesel PW3508
Motor-Generador Diesel Caterpillar (PW)
Motor-Generador Cummins Diesel PW
Motor-Generador Cummins Diesel PW
Motor-Generador Deutz Diesel PW
Motor-Generador Deutz Diesel PW

MD
MD
MD
MD
MD
MD
MD

0,590
0,500
0,360
0,282
0,282
0,252
0,252

Existente
Existente
Existente
Existente
Existente
De Respaldo
De Respaldo

Cuadro 4 Unidades que componen el SM Puerto Williams

4.4.1



Informe Técnico

Página 16


4.5 Resumen Instalaciones que serán Estudiadas
El estudio que a continuación se presenta se efectuará sólo para el Sistema Mediano de Punta
Arenas, único sistema que cuenta con instalaciones de transmisión series. Por lo tanto, se evaluará
lo siguiente:
•
•
•
•

Un Transformador 12/13,8 kV de 20 MVA
Transformador 12/66 kV de 33 MVA
Transformador 13,8/66 kV de 33 MVA
Línea de transmisión de 66 kV, 8,15 km de 35,4 MVA

Las tres últimas instalaciones se encuentran conectadas en serie y en rigor corresponden en
conjunto a una sola instalación, que para todos los efectos estará limitada a 33 MVA (288 Amp),
por ser este el menor valor de los tres. A partir del año 2013 se aumentará la capacidad de
transformación en los extremos de la línea quedando en 66 MVA.

Informe Técnico

Página 17

5 Revisión de Aspectos Normativos Relacionados con el Estudio

de

Restricciones

5 Revisión de Aspectos Normativos Relacionados
con el Estudio de Restricciones
De acuerdo con las exigencias de la NT el estudio mencionado debe considerar lo siguiente:
La Empresa determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento
Serie del SM a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite
por Regulación de Tensión y el Límite por Contingencias.
Los Elementos Serie se operarán manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente
inferior o igual al 100% de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado
Normal como en Estado de Alerta. Los equipos transformadores podrán operarse por sobre dicho
límite, siempre y cuando dicha sobrecarga sea factible y sus efectos pueden ser controlados por la
Empresa. (Artículo 5-32)
Se definen1 los siguientes conceptos importantes en este estudio:
•

Límite Térmico: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie, determinada
por el límite o carga admisible definido para régimen permanente.

•

Límite por Contingencias: Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie
condicionado por el estado de operación del SM luego de ocurrida una Contingencia
Simple, con el objeto de evitar la salida en cascada de otros componentes, debido a
sobrecargas temporales fuera de los estándares permitidos, o a la proximidad de
condiciones de pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión.

•

Límite por Regulación de Tensión: Máxima corriente que puede circular por un
Elemento Serie debido a descensos de tensión fuera de los rangos permitidos, ya sea en las
barras extremas del elemento o en otras barras del sistema eléctrico, como consecuencia
de la transmisión de potencia por el Elemento Serie.

El límite de transmisión en cada instalación quedará determinado por el menor valor que resulte de
la aplicación de los criterios anteriores.

1

Dichas definiciones corresponden a las definidas por la Nt en el artículo 1-4, numeral 35, 36 y 37.

Informe Técnico

Página 18

6 Metodología de Estudio

Como la finalidad del estudio es determinar la máxima capacidad de transmisión efectiva de las
instalaciones, estas se determinarán en las condiciones de mayor exigencia en la operación del
sistema de Punta Arenas. Todos los análisis se efectuarán por separado, al final se escoge como
valor límite de transferencia, aquel valor que resulta en el mínimo de los criterios estudiados.
La limitación debe considerar las siguientes restricciones:

6.1 Capacidad térmica de las instalaciones.
Este valor quedará determinado por las características de diseño de cada una de las instalaciones,
como son capacidad nominal, tipo de conductor, temperatura de los conductores, etc. Para esta
evaluación no se requieren estudios, sólo información técnica de las instalaciones.

6.2 Regulación de Tensión
Para determinar el límite de transmisión por regulación de tensión se procederá de la siguiente
manera:

6.2.1

Para la línea de transmisión en 66 kV:

El método consiste en provocar aumentos sucesivos de una carga ficticia ubicada en la barra de la
S/E Punta Arenas. Para cada nivel de dicha carga se determina un flujo de carga que aporta las
condiciones operativas de la zona. En cada caso se provoca un cambio incremental de la carga y se
repite el proceso. El cálculo finaliza al momento que el aumento de la carga provoca que la tensión
en la barras exceda el estándar impuesto por la NT. El proceso completo se resuelve en forma
automática con el software Power Factory, mediante el cálculo de una curva del tipo PV.

6.2.2

Para el Transformador 11,5/13,2 kV.

En este caso se utilizará un método similar al anterior pero con una carga ficticia conectada en la
barra 13,2 kV de S/E Tres Puentes. El cálculo se determina para la condición de operación de
mayor exigencia. En este caso, corresponde cuando en la barra de 13,2 kV de Tres puentes existe
la menor generación local.
Cabe mencionar que el valor inferior de la banda de tensión no necesariamente determina el punto
de colapso por tensión del sistema, sino por el contrario sólo impone una condición restringida de
operación que es lo que está buscando.

Informe Técnico

Página 19


6.3 Estabilidad Transitoria
Se evalúa la estabilidad transitoria del sistema operando con la mayor transferencia en las
instalaciones. Se efectúa una contingencia en la instalación estudiada, con salida definitiva de
servicio y se verifica el comportamiento dinámico posterior del sistema.
Tanto para la contingencia en la línea de transmisión en 66 kV como una falla en el transformador
11,5/13,2 kV el sistema quedará operando en forma aislada:
•

En el primer caso Punta Arenas quedará sin energía y el área de Tres Puentes operará con
sobrefrecuencia.

•

En cambio, con la contingencia en la transformación de 11,5/13,2 kV las centrales de Tres
Puentes abastecerán sólo a las consumos de Punta Arenas, operando este sistema con
sobrefrecuencia.

El valor límite de transferencia por cada instalación estará determinado por el nivel de
sobrefrecuencia y tensiones que alcance el sistema, el cual deberá estar dentro de rangos definidos
en la NT de SyCS. En el caso de la sobrefrecuencia se debe evitar que dicho valor ponga en riesgo
la salida en cascada de las unidades generadoras que permanecen en servicio, es decir, se pierda el
control del sistema.
Cabe señalar que la NTSyCS SM no impone condiciones operacionales a las instalaciones de
transmisión para que operen, por ejemplo, con Criterio N-1. Para los análisis de este estudio no se
usará este criterio de mayor restricción.

Informe Técnico

Página 20

7 Antecedentes y Consideraciones del Estudio

A continuación se mencionan y describen todos los antecedentes y las consideraciones tenidas en
cuenta para el desarrollo de los estudios. Los antecedentes que se indican en el estudio fueron
provistos por Edelmag, en cambio las consideraciones utilizadas en el estudio corresponden a
criterios formulados por el Consultor Digsilent.

7.1 Horizonte de Análisis
El estudio en cuestión se efectuará para un horizonte de análisis de 4 años, considerando el periodo
del 2011 al 2014. Para cada año se analizan dos condiciones de demanda, uno de demanda
máxima y otra de demanda baja. En rigor el periodo considerado no está expresamente
determinado en la NT, sin embargo, a través de lo indicado en el artículo 6-3, inciso final, se
comenta que: “Los estudios se realizarán con una periodicidad de cada cuatro años, salvo que se
estime necesario un tiempo para su actualización parcial o completa”. En efecto, si se considera
que los estudios se deben efectuar cada cuatro años, se interpreta que cada estudio al menos debe
considerar las condiciones operativas en el periodo de cuatro años.

7.2 Control de Frecuencia y Reserva en Giro
Para efectos del desarrollo de los estudios se consideró utilizar el esquema actual de control de
frecuencia que efectúa la empresa Edelmag en cada uno de los sistemas eléctricos medianos. Lo
anterior está sustentado en los resultados del año 2007, donde se concluyó que el control de
frecuencia y el nivel de reserva en giro, resultaba adecuado para la operación de los Sistemas
Medianos. De igual forma con las conclusiones del estudio de Control de Frecuencia desarrollados
en el año 2011.
El Control primario de frecuencia CPF y secundaria de frecuencia CSF efectuada por Edelmag
consiste en lo siguiente:
•

El control primario de frecuencia se efectúa en forma automática en función de la
operación del control automático de velocidad de cada unidad despachada.

•

Todas las unidades despachadas participan en la regulación de frecuencia primaria, de
acuerdo con el estatismo que cada una tiene consignado.

•

Cada unidad despachada se programa con una reserva en giro mínima de 10% sobre la
potencia máxima nominal de cada unidad. Esto resulta coherente y en línea con el artículo
5-11 de la NT, donde se menciona que: “Las unidades generadoras que operan en

sincronismo con el SM deberán tener la capacidad de control que asegure la disponibilidad
para el SM de una reserva primaria mínima de 10%, respecto a la capacidad máxima de
generación de las unidades que se encuentren operando en el SM. Dicha reserva deberá
ser asumida en la proporción que determine el Procedimiento correspondiente”.
•

El control secundario de frecuencia se efectúa en forma manual por el operador, llevando el
error de frecuencia a cero, de acuerdo con la consigna de frecuencia de referencia, esto es
50 Hz.

Informe Técnico

Página 21


7.3 Demandas Anuales y Factor de Potencia
Para la estimación de las demandas por alimentador y el factor de potencia de las cargas se ha
utilizado la información proporcionada por la empresa Edelmag. Dicha información se aporta sólo
para el sistema de Punta Arenas y para cada año del horizonte del estudio.
En el cuadro siguiente dicha información se encuentra resumida, entregando sólo la estimación de
demanda máxima y mínima por cada año del periodo de análisis. En el Anexo Nº 01, se encuentra
la información detallada en términos mensuales, por cada alimentador y el factor de potencia
correspondiente.

Años

Ene

Feb

DEMANDAS ESPERADAS SISTEMA PUNTA ARENAS
MÁXIMAS [KW]
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct

Nov

Dic

MÁX

2011

31.173 33.699 39.517 43.469 42.371 43.029 42.370 41.711 40.614 38.090 35.125 32.930

43.469

2012

32.375 34.999 41.041 45.144 44.004 44.688 44.004 43.319 42.180 39.559 36.481 34.200

45.144

2013

33.627 36.351 42.627 46.889 45.705 46.415 45.706 44.995 43.811 41.088 37.891 35.522

46.889

2014

34.931 37.761 44.280 48.708 47.477 48.216 47.477 46.739 45.509 42.680 39.360 36.899

48.708

Años
2011

MÍNIMAS [KW]
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
13.937 14.660 15.084 15.066 17.329 17.117 17.226 15.724 14.904 13.337 13.986 13.752

MÍN
13.337

2012

14.474 15.225 15.666 15.647 17.997 17.776 17.890 16.330 15.478 13.851 14.525 14.282

13.851

2013

15.034 15.813 16.271 16.252 18.693 18.463 18.582 16.962 16.076 14.387 15.087 14.834

14.387

2014

15.617 16.426 16.902 16.882 19.418 19.180 19.303 17.620 16.700 14.945 15.672 15.409

14.945

Cuadro 5 Demandas mensuales SM Punta Arenas
•

Las celdas destacadas muestran los meses en donde se producen las mayores y menores
demandas por sistemas para cada año.

7.4 Despachos de Generación
Los Despachos de centrales se efectuaron en función de las horas de funcionamiento, tabla de
costos variables y características de cada central (potencia máxima y mínimo técnico). Toda
información proporcionada por Edelmag.
A continuación se muestra un resumen de la generación para cada año en estudio y para la
condición de operación en demanda máxima y mínima del SM de Punta Arenas.
En el anexo Nº 02 se indican los despachos completos de centrales por meses para cada año de
estudio.

Informe Técnico

Página 22


Despacho de Generación SM Punta Arenas
Años ==>

2011

Tipo de Demanda ==>

2014

Pmax
con reserva

1

Motor-Generador Sulzer DIESEL

1,400


1,400


1,400

Generador Turbina G.E. Nº 1

2,750

5

2,750

Unidad Hitachi a GAS

24,000

21,600

7

Motor-Generador Caterpillar DIESEL

1,460

Motor-Generador Caterpillar DIESEL

1,460

Unidad Solar Mars a GAS

10,500

10

Motor-Generador Caterpillar a GAS

11

Octubre

Abril

Octubre

Abril

Octubre

Abril

Octubre

MW

MW

MW

MW

MW

MW

MW

MW

1,314

9

Dmín

1,314

8

Dmáx

2,475

6

Dmín

2,475

Generador Turbina G.E. Nº 2

Dmáx

1,260

4

Dmín

1,260

3

Dmáx

1,260

2

Dmín

Julio
Pmax

Unidad

2013

Dmáx

Mes Demanda ==>
Nº

2012

7,69

10,25

12,430

14,430

9,450

9,450

9,450

9,450

9,450

2,726

2,454

2,454

2,454

2,454

2,454

Unidad Solar Titán a GAS

13,700

12,330

12,330

12,330

12

Turbina a GAS GE 12.22 MVA

10,997

9,897

13

T.G. SOLAR TITAN

15,020

13,518

0,570

12,330

1,120

13,518

12,330

13,518

1,700

13,518

13,62

13,518

13,518

13,518

Total Demanda Neta

42,370

13,337

45,144

13,851

46,889

14,387

48,708

14,945

Generación Bruta

45,442

13,620

48,010

14,088

50,182

14,638

52,182

15,218

Cuadro 6 Despachos generación Periodo 2011-2014 SM Punta Arenas
No obstante, para las evaluaciones se considerará los escenarios de demanda y generación de
mayor impacto en la operación del sistema y del estudio que se trate.

7.5 Modelos Dinámicos de Unidades Generadoras
Para cada uno de los sistemas medianos de propiedad de Edelmag, con excepción del SM Puerto
Williams se utilizó la información de modelos de unidades generadoras que fueron ensayados
recientemente y que formaban parte de la información provista en la base de datos de Power
Factory. Para el caso de Puerto Williams se usó modelos de unidades de características similares a
los ya obtenidos.
A los modelos proporcionados no se han efectuado ningún tipo de modificaciones en los ajustes del
control de tensión y control de velocidad, por lo que se asume que su comportamiento da
cumplimiento a los estándares exigidos en el Capítulo Nº3 de Exigencias mínimas para diseño de
instalaciones, especialmente el Título 3-3 para instalaciones de generación.
En el Anexo Nº 03 se encuentran resumidos los artículos que definen el comportamiento de las
unidades generadoras y sus elementos de control.

Informe Técnico

Página 23

13,518


7.6 Modelos de Carga de Alimentadores
Para la modelación dinámica de las cargas de alimentadores y ante el desconocimiento que existe
en su comportamiento dinámico se ha decidido utilizar el modelo que indica la NT en las
disposiciones transitorias definidas en el Capítulo Nº9, en el artículo 9-16, y que indica lo siguiente:

“Para efectos de lo dispuesto en el Título 6-2 de la presente NT, y en el caso que la Empresa no
disponga de información de la variación de la demanda con la frecuencia, en el estudio de EDAC se
deberá utilizar la siguiente expresión:

Donde:
P
0.8
F1
Kf

: Demanda a frecuencia F1
: Factor en por unidad que representa la parte de la demanda sensible a la frecuencia
: frecuencia mínima de acuerdo al transitorio de frecuencia
: Factor para representar la variación de la carga con la frecuencia igual a 1.5.

Cabe destacar que el modelo propuesto en la NT sólo presenta sensibilidad de la carga con la frecuencia, pero
no con la tensión.

7.7 Herramientas de Simulación
Los estudios aludidos consideran realizar sendas simulaciones estáticas y dinámicas del sistema
eléctrico de Edelmag. Para tales efectos, tanto en lo referente a estudios de flujos de potencia,
cortocircuitos, coordinación de protecciones como a estudios dinámicos, se utilizará el programa
Power Factory Versión 14.0.525 de DIgSILENT GmbH (u otra superior), software de amplio uso en
el sector eléctrico chileno.
Para ello se empleará la más completa modelación del sistema eléctrico de Punta Arenas existente
en la actualidad, cuya topología para el SM se indicó en términos gráficos en la figura Nº2.

Informe Técnico

Página 24

8 Estándares Operacionales

Las evaluaciones se efectúan mediante estudios estáticos y dinámicos, estos últimos por la
presencia de contingencias en los sistemas de transmisión. Los estándares se medirán para estado
de operación en estado normal (estudios estáticos) y distintos del estado normal, es decir, para
estados de alerta y de emergencia (estudios dinámicos).
Por otro lado, el estado operativo que debe alcanzar el sistema debe estar en regla con los
estándares operacionales establecidos por la NT de SyCS. El cumplimiento se debe presentar tanto
para el régimen transitorio como para el permanente, luego de ocurrida la falla.
A continuación se describen con mayor detalle el estándar que se debe cumplir.

8.1 Estándares para Estados Operacionales
La NT establece en el artículo 5.5 que: “Los estándares de SyCS serán aquellas exigencias aplicables a la
operación de los SM, en función del estado en que se encuentra operando el SM, conforme a la
siguiente agrupación:

a) Estado Normal,
b) Estado de Alerta, y
c) Estado de Emergencia.”
A continuación se resume los estándares definidos por la NT en cada estado operativo del SM y que
resulten de importancia en la elaboración de este informe.

8.1.1

Estándares en Generación y Transmisión para Estado Normal y Alerta.

Artículo 5-29
El SM deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones disponibles, y
adecuados márgenes y reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras, para controlar
que la magnitud de la tensión en régimen permanente en las barras del SM esté comprendida entre
0,94 y 1,06 por unidad.
Artículo 5-30
En Estado de Alerta, la Empresa deberá controlar que la magnitud de la tensión en régimen
permanente en las barras del SM esté comprendida entre 0,92 y 1,08 por unidad.
Artículo 5-31
La frecuencia nominal de cada SM es 50 [Hz], ante lo cual la Empresa deberá adoptar todas las
medidas posibles para que ésta permanezca constante, aceptándose en condiciones de operación
normal y régimen permanente variaciones de ± 1,0%, esto es, un valor mínimo de 49,50 [Hz] y un
valor máximo de 50,50 [Hz].

Informe Técnico

Página 25


8.1.2

Límites de Transmisión en Estado Normal y Estado de Alerta

Artículo 5-32
La Empresa determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento
Serie del SM a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite
por Regulación de Tensión y el Límite por Contingencias.
Los Elementos Serie se operarán manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente
inferior o igual al 100% de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado
Normal como en Estado de Alerta. Los equipos transformadores podrán operarse por sobre dicho
límite, siempre y cuando dicha sobrecarga sea factible y sus efectos pueden ser controlados por la
Empresa.

8.1.3

Estándares de Recuperación Dinámica en Estado Normal y Estado de
Alerta

Artículo 5-34
En Estado Normal o Estado de Alerta, y en condiciones inmediatamente posteriores a una
Contingencia Simple, el personal a cargo de las instalaciones podrá operar los Elementos Serie de
Instalaciones de Transmisión manteniendo la corriente transportada en un valor inferior al límite de
sobrecarga admisible de corta duración definido por la Empresa.
Para la definición del anterior límite, se deberá considerar como condición inicial de operación
previa a la Contingencia Simple, aquella condición de operación más probable entre las condiciones
de operación capaces de producir la sobrecarga más severa.
Artículo 5-35
En Estado Normal frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple, el SM deberá mantenerse
transitoriamente estable y con una adecuada recuperación dinámica de las variables eléctricas,
utilizando los recursos de control y protección que estén disponibles, sin riesgo de pérdida de
sincronismo o disgregación en Islas Eléctricas.
En SM con generación eólica, no se deberán producir pérdidas de sincronismo ante eventos de
Contingencia Simple que comprendan la desconexión de una o más instalaciones eólicas por
actuación de sus protecciones.
Artículo 5-39
Luego de ocurrida una Contingencia Simple, el SM deberá presentar una amortiguación positiva de
todas las oscilaciones electromecánicas.

8.1.4

Estándares en Generación y Transmisión para Estado de Emergencia

Artículo 5-46
El SM deberá operar en Estado de Emergencia, con uno o más elementos de Instalaciones de
Transmisión y compensación de potencia reactiva indisponibles, para lo cual la Empresa deberá
controlar que la magnitud de la tensión en régimen permanente en las barras del SM esté
comprendida entre 0,90 y 1,10 por unidad.

Informe Técnico

Página 26


Artículo 5-47
El control de las tensiones del SM dentro de la banda de variación permitida deberá efectuarse
manteniendo la potencia reactiva de las unidades generadoras dentro del Diagrama PQ, hasta un
límite del 100% de la capacidad máxima en forma permanente. Este límite deberá mantenerse
tanto en la región de sobreexcitación como de subexcitación para cumplir con los niveles de tensión
especificados.

8.1.5

Límites de Transmisión en Estado de Emergencia

Artículo 5-48
Para el SM operando en Estado de Emergencia y ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, el
personal encargado del despacho coordinará la operación del SM considerando como Capacidad de
Transmisión en Régimen Permanente aquellos valores correspondientes al Límite Térmico de cada
Elemento Serie de Instalaciones de Transmisión.
Artículo 5-49
El personal encargado del despacho deberá adoptar todas las medidas posibles para que la
frecuencia permanezca constante, aceptándose en régimen permanente variaciones de ± 3,0%,
esto es, un valor mínimo de 48,5 [Hz] y un valor máximo de 51,5 [Hz].

Informe Técnico

Página 27

9 Evaluación de los Límites de Transmisión

Las evaluaciones que siguen y sus resultados tendrán una validez para el periodo 2011-2014, que
corresponde al periodo analizado.
En lo que sigue se evalúan los 3 tipos de restricciones, para cada una de las instalaciones definidas
en el punto 4.1.4:
Capacidad térmica de las instalaciones.
Regulación de tensión con tensiones entre 0,94 y 1,06 p.u., y
Estabilidad transitoria

9.1 Línea de Transmisión 66 kV
Como fuera mencionado con anterioridad esta instalación en rigor está conformada por una línea
de simple circuito energizada en 66 kV de una longitud de 8,15 km, que en los extremos cuenta
con dos transformadores, uno de 66/11,5 kV y otro de 66/13,2kV que permiten conectarse a las
barras de Tres Puentes y Punta Arenas respectivamente. A partir del año 2013 aumentará al doble
la capacidad de transformación de cada extremo de la línea, esto es, de 33 MVA a 66 MVA.
Dado que los tres elementos se encuentran conectados en serie, se puede considerar que
corresponden a una sola instalación, que para este estudio denominaremos “Línea de Transmisión
en 66 kV”, donde el límite de transmisión del conjunto estará determinado por el elemento que
posea la menor capacidad individual.
Para las distintas evaluaciones, la literatura2 indica que los tipos de limitaciones que pueden afectar
una línea de transmisión están relacionadas directamente con la longitud de la línea, tal que en
general se cumple que:
•

Longitudes de línea entre 0 a 80 km

: Imperan Límites Térmicos

•

Longitudes de línea entre 80 a 320 km : Impera Regulación de Tensión

•

Longitudes de línea sobre 320 km

: Impera los Límites de Estabilidad

De acuerdo con esta separación de efectos, la línea de transmisión en 66 kV de 8,15 km estará
mayormente condicionada a poseer una limitación por Límites Térmicos. No obstante, de igual
forma se evaluarán los tres tipos de limitaciones.

2

Power System Stability and Control, Prabha Kundur

Informe Técnico

Página 28


9.1.1

Límite de la Línea por Capacidad Térmica

9.1.1.1

Antecedentes térmicos del conductor Cu 3/0 AWG

A continuación se mencionan las características térmicas del conductor que forma parte del
sistema de transmisión “Línea de Transmisión 66 kV”.
La capacidad térmica del conductor por nivel de temperatura es la siguiente3:
Capacidad del Conductor Cu 3/0 AWG
Condición
Operativa

Temperatura Ambiente ºC

Unidad

20

25

30

Potencia

[MVA]

44,35

41,50

38,41

34,98

Corriente

Radiación Solar Con

15
[kA]

0,388

0,363

0,336

0,306

Cuadro 7 Capacidad térmica conductor Cu 3/0 AWG
Nota: Los datos indicados corresponden a temperaturas en el conductor de 55 ºC.
Las condiciones de mayor severidad para determinar la limitación de la línea por capacidad térmica
se ha estimado en lo siguiente: Temperatura ambiente de 20º con radiación solar, entonces:
•

La limitación Térmica del conductor es de 41,5 MVA (0,363 kA)

9.1.1.2

Antecedentes Nominales de los Transformadores

Año

Extremo

Tensión AT Tensión BT Capacidad

Inom [69 kV]

Inom [66kV]

kV

20112012
20132014

Tres Puentes
Punta Arenas
Tres Puentes
Punta Arenas

kV

MVA

Kamp

69
69
69
69

12
13,8
12
13,8

33
33
66
66

0,28
0,28
0,55
0,55

0,29
0,29
0,58
0,58

Tipo Conexión

Kamp

Yd1
Dy1
Yd1
Dy1

La capacidad de los transformadores de 33 MVA y 66 MVA se consigue con ventilación forzada.

•

La limitación de los transformadores 33.0 MVA (0,29 kA) Periodo entre 2011-2012.

•

La limitación de los transformadores 66.0 MVA (0,58 kA) Periodo entre 2013-2014.

Por lo tanto la “Línea de Transmisión 66 kV” queda limitada térmicamente por:

•
•

3

Años 2011-2012 por la capacidad de los transformadores 35,4 MVA (0,31 kAmp)

Año 2016-2014 por la capacidad térmica de la línea 41,5 MVA (0.363 kA)

Información técnica aportada por la empresa EDelmag y obtenida de tablas de conductores.

Informe Técnico

Página 29


9.1.2

Límite de la Línea por Regulación de Tensión

Esta limitación quedará determinada para la condición de operación de mayor exigencia en la
zona, la cual está determinada por un escenario de demanda máxima sin despacho local en la barra
de Punta Arenas.
El valor límite de capacidad de transmisión quedará determinado por los niveles de tensión que se
alcance en el sistema, correspondiente a los niveles de tensión operando en condición normal, es
decir, margen de tensión de 0,94 a 1,06 p.u.
Cabe mencionar que el valor inferior de la banda no necesariamente determina el punto de colapso
por tensión del sistema, sino por el contrario sólo impone una condición restringida de operación.
Para medir el efecto que se busca se utilizará el método de las curvas P-V que consiste en provocar
aumentos sucesivos de una carga ficticia ubicada en la barra de la S/E Punta Arenas. Para cada
nivel de dicha carga se determina un flujo de carga que determina las condiciones operativas de la
zona. En cada caso se provoca un cambio incremental de la carga y se repite el proceso. El cálculo
finaliza al momento que el aumento de la carga excede los límites de tensión antes mencionados.
El método de cálculo aporta las curvas P-V en la barra de Punta Arenas y Tres Puentes.
El estudio se ha efectuado para la operación en demanda máxima correspondiente al año 2011 y
2014.
La condición de operación del caso base se resume en el siguiente cuadro:
Transferencias en Línea 66 kV
Factor de potencia equivalente carga en Punta Arenas
Fp 0,96

AÑO

Fp 0,97

Fp 0,98

MW

MVA

MW

MVA

MW

MVA

2011

34,46

35,90

36,35

37,47

38,69

39,48

2014

46,69

48,64

49,73

51,27

53,59

54,68

Cuadro 8 Máxima transferencia por regulación de tensión
A continuación se muestra en gráficos el resultado de las curvas P-V, donde se visualizan las
máximas transferencias determinadas por la banda inferior de tensión. Un valor mayor al indicado
en el cuadro anterior provoca salirse del estándar de tensión exigido en la NT. Nótese que el
colapso de tensión del sistema (final de la curva PV, donde no existe solución numérica), se
produce en tensiones más bajas que las señaladas en el cuadro anterior, en otras palabras, es
posible lograr mayores transferencias entre ambos subsistemas previo al colapso de tensiones del
sistema como un todo.

Informe Técnico

Página 30

DIgSILENT


1.30

CURVAS P-V SM PUNTA ARENAS
AÑO 2011 DEMANDA MÁXIMA

1.20

Fp 0.96
Fp 0.97
Fp 0.98
1.10

Limite superior banda

1.00

36.352 MW
34.461 MW
38.694 MW

Limite inferior banda

0.90

0.80
1.00
x-Axis:

11.00

21.00

31.00

41.00

51.00

U_P-Curve: Total Load of selected loads in MW
Celdas 13.2 kV G.E.
Celdas 13.2 kV G.E.
Celdas 13.2 kV G.E.

Estudios Norma Técnica

U_P-Curve

Estudio Restricciones de Transmisión SM Punta Arenas 2011

Date: 3/31/2012
Annex: /21

DIgSILENT

Figura 6. Resultados curvas P-V año 2011
1.15


1.10

Fp 0.96
Fp 0.97


1.05
Fp 0.98

1.00

0.95

49.726 MW
46.694 MW

53.589 MW


0.90

0.85
1.00
x-Axis:

13.50

26.00

38.50

51.00

63.50

Celdas 13.2 kV G.E.
Celdas 13.2 kV G.E.
Celdas 13.2 kV G.E.

Estudio Restricciones de Transmisión SM Punta Arenas 2014

U_P-Curve

Date: 3/31/2012
Annex: /21

Informe Técnico

Página 31


Si para este análisis se considera el caso de mayor exigencia este estará dado por un factor de
potencia equivalente de las cargas de 0,96 pu, para dicho valor se consigue una transferencia
máxima por la línea de 66 kV de: 35,90 MVA (0,31 kA) para el año 2011 y de 48,64 MVA (0,43
kA) para el año 2014. Se destaca que la diferencia entre ambos valores, 2011 vs 2014, está
condicionada por la demanda y el despacho de cada año, así como por las nuevas instalaciones de
transformación que se incorporar en el año 2013.

9.1.3

Límite de la línea por Estabilidad Transitoria

Se evalúa la estabilidad transitoria del sistema operando con las transferencias máximas
determinadas en el análisis anterior.
Esta simulación considera que en dicha condición operacional, se provoca una falla de la línea del
tipo severidad 1, con tiempos de despeje de falla de 250 mseg. Se entiende por Severidad 1 lo
siguiente:

Severidad 1: Cortocircuito monofásico sin impedancia de falla aplicado sobre uno de los circuitos de
las líneas de transmisión de doble circuito o sobre una línea de simple circuito con o sin
Redundancia de Vínculo, seguido de la desconexión en tiempo normal del circuito fallado por acción
de la protección primaria, admitiendo la actuación limitada del EDAC y/o EDAG.

Transferencias en Línea 66 kV
Carga con Fp 0,96
AÑO

Frecuencia máxima
transitoria

MW

MVA

Hz

2011

34,11

38,53

52,60

2014

32,67

36,51

52,35

Cuadro 9 Resumen limitación de transmisión por contingencia
Los antecedentes que respaldan los resultados del cuadro anterior se encuentran adjuntos en el
Anexo Nº4.
Los valores de frecuencia alcanzados transitoriamente se encuentran dentro de valores permitidos
por la NT4, las unidades generadoras deben permanecer operando en el rango de frecuencia 52,053,0 Hz por un periodo de al menos 5 seg. De las gráficas adjuntas en el Anexo Nº4, se observa
que la frecuencia transitoria en ambos casos (52,6 y 52,35 Hz) permanecen en dicho valor un
tiempo inferior a los 5 segundos, lo cual no provoca la desconexión de las unidades.
De estas simulaciones dinámicas se concluye que:
•

4

Las tensiones de las barras principales se encuentran dentro de rangos aceptables de
operación y con cumplimiento de la NT.

Ver artículo 3-6 de la NT

Informe Técnico

Página 32


•

Las condiciones de operación de las unidades generadoras se encuentra operando dentro
de los valores establecidas por la carta de operación P-Q.

•

El ángulo rotórico de las unidades despachadas se encuentran operando en valores que no
ponen en peligro la estabilidad de las unidades.

•

Todas las variables de interés se encuentran fuertemente amortiguadas.

9.1.4

Resumen Máxima Capacidad de Transmisión

Los diferentes análisis han arrojado los siguientes límites:
•
•
•

Límite Térmico
Límite por Regulación de Tensión
Límite por Estabilidad

Tipo de Límite

Transferencia Máxima
2011
2014
MVA KAmp MVA KAmp

Límite Térmico

35,40

0,31

41,50

0,36


35,90

0,31

48,64

0,43


38,53

0,34

36,51

0,32

Cuadro 10
•

Resumen Límites de transmisión

La condición de operación que permite operar con el menor valor máximo de transferencia
queda determinado por:
Para el año 2011 por el límite térmico de la línea (impuesta por la capacidad de
los transformadores) que impone una transferencia máxima de 35,4 MVA
Para el año 2014 por el límite por estabilidad
máxima de 36,5 MVA.

•

que impone una transferencia

Las transferencias máximas vistas en la barra de Tres Puentes producto de las demandas
en Punta Arenas, que considera la demanda neta más las pérdidas de transmisión,
alcanzan en dicho punto las siguientes transferencias:
Para el año 2011 los 30,96 MVA (28,2 MW y 12,8 MVAr)
Para el año 2014 los 35,52 MVA (32,7 MW y 14,0 MVAr).

•

De acuerdo con lo anterior no se observan limitaciones de transmisión para las demandas
esperadas que se estima para el periodo 2011-2014. En todos los años las transferencias
resultantes de las demandas en Punta Arenas no provocaría que se superara las máximas
transferencias por la línea de 66 kV.

Informe Técnico

Página 33


9.2 Transformador 11,5/13,2 kV
Al igual que en el caso de la línea de transmisión en este caso se evaluarán los tres tipos de
criterios de límites.
Las condiciones de los estudios resultan ser similares, con la salvedad que el crecimiento de los
consumos se efectuará en la barra de 13,2 kV de Tres Puentes (hacia esa barra se produce la
transferencia para abastecer los consumos).

9.2.1
9.2.1.1

Límite de los Transformadores por Capacidad Nominal
Antecedentes Nominales de los Transformadores
Transformador

Auto Transformador
Punta Arenas

Tensión AT Tensión BT Capacidad Inom [13,2 kV] Inom [12,0kV]
kV

kV

MVA

Kamp

Kamp

13,2

12,0

20

0,875

0,962

Tipo Conexión

Yny0

• La limitación térmica en régimen permanente del transformador es: 20.0 MVA

9.2.2

Límite del Transformador por Regulación de Tensión

Esta limitación quedará determinada para la condición de operación de mayor exigencia en la
zona, la cual está determinada por un escenario de demanda máxima sin despacho local en la barra
de 13,2 kV en Tres Puentes.
El valor límite de capacidad de transmisión quedará determinado por los niveles de tensión que se
alcance en el sistema, correspondiente a los niveles de tensión operando en condición normal, es
decir, margen de tensión de 0.94 a 1,06 p.u. para un factor de potencia en las cargas de 0.96,
condición de mayor exigencia.
Cabe mencionar que el valor inferior de la banda no necesariamente determina el punto de colapso
por tensión del sistema, sino por el contrario sólo impone una condición restringida de operación.
El método consiste en provocar aumentos sucesivos de una carga ficticia ubicada en la barra de la
S/E Tres Puentes 13,2 kV. Para cada nivel de dicha carga se determina un flujo de carga que
determina las condiciones operativas de la zona. En cada caso se provoca un cambio incremental
de la carga y se repite el proceso. El cálculo finaliza al momento que el aumento de la carga excede
los límites de tensión antes mencionados. El método de cálculo aporta las curvas P-V en la barra de
Punta Arenas y Tres Puentes.
El estudio se ha efectuado para la operación en demanda máxima correspondiente al año 2011 y
2014.

Informe Técnico

Página 34


DIgSILENT

A continuación se muestra en un gráfico el resultado de las curvas P-V, donde se visualizan las
máximas transferencia.
1,20


1,15

1,10

1,05

1,00

0,95

0,90
1,00
x-Axis:

11,00

21,00

31,00

41,00

Celdas 13.2 kV G.E.
11.5 kV
13.2 kV T.P.
Celdas 11.5 kV

Estudio RST SM Punta Arenas 2011

U_P-Curve
Caso Demanda Máxima

Date: 11/13/2011
Annex: /12

Figura 8. Resultado curvas P-V año 2011

Informe Técnico

Página 35

DIgSILENT


1,15


1,10

1,05

1,00

0,95

0,90
1,00

11,00

x-Axis:

21,00

31,00

41,00

Celdas 13.2 kV G.E.
11.5 kV
13.2 kV T.P.
Celdas 11.5 kV

Estudio RST SM Punta Arenas 2014

U_P-Curve

Date: 11/13/2011
Annex: /4


En estas figuras se aprecia lo siguiente:
•

Al provocar aumentos sucesivos de la carga en la barra principal de 13,2 kV en Tres
Puentes la tensión en las barras del sistema no sufren variaciones relevantes. En ninguna
de las simulaciones la tensión de las tres barras principales del SM Punta Arenas alcanza el
valor inferior de la banda. Lo cual resulta razonable dado que la caída de tensión en el
transformador es reducida por su baja resistencia.

•

Todas las diminuciones que presenta la tensión en dichas barras en muy acotada y dentro
del estándar indicado por la NT de SyCS.

•

Se pueden obtener transferencia de hasta 37,9 MW en los años 2011 y 2014. Claro está
que dicha transferencia resulta ser sólo un valor indicativo del método de cálculo pero en
ningún caso operacional, dado que se supera con creces el valor de la potencia nominal del
transformador (20 MVA).

Si para este análisis se considera el caso de mayor exigencia está dado por un factor de potencia
equivalente de las cargas de 0,96 pu, se consigue una transferencia por el transformador 11,5/13,2
kV de 39,5 MVA (37,9 MW).

Informe Técnico

Página 36


9.2.3

Límite del Transformador por Estabilidad Transitoria

En consideración que en los análisis anteriores se obtuvo que el menor valor resulta ser la
capacidad nominal del transformador, esto 20 MVA, no tiene sentido evaluar el comportamiento
dinámico con una transferencia mayor. El valor anterior será el techo superior. Si el sistema se
comporta dinámicamente bien con la pérdida de los transformadores con una transferencia de 20
MVA, el límite estará dado por los 20 MVA. Si el análisis dinámico no resulta ser adecuado ó fuera
de los estándares, deberá determinarse una transferencia menor hasta que el sistema opere
correctamente.
La contingencia que se evalúa corresponde a la salida intempestiva del transformador, lo cual
dejará sin energía a la barra principal de 13,2 kV de la subestación Tres Puentes y provocará una
condición de sobrefrecuencia en el resto del sistema.
En el cuadro siguiente se resume las condiciones operacionales del sistema ante dicha
contingencia:
Transferencias en Transformadores 11,5/13,2 kV
Transferencia
AÑO

Frecuencia máxima
transitoria

MVA

Fp

Hz

2011

20,00

0,96

51,47

2014

20,00

0,96

51,19

Cuadro 11

Resumen limitación de transmisión por contingencia

Los antecedentes que respaldan los resultados del cuadro anterior se encuentran adjuntos en el
Anexo Nº 4.
Los valores de frecuencia alcanzados transitoriamente se encuentran dentro de valores permitidos
por la NT5, sin provocar riesgo de salida en cascada de unidades generadoras. En efecto, la NT
establece que para el rango de frecuencia [48,5 - 51,5 Hz] las unidades generadoras deben
permanecer operando en forma indefinida.
De estas simulaciones dinámicas se concluye que:
•

•

Las condiciones de operación de las unidades generadoras se encuentran operando dentro
de los valores establecidas por la carta de operación P-Q.

•

El ángulo rotórico de las unidades generadoras despachadas se encuentra en valores que
no ponen en peligro la estabilidad de las unidades.

•

5

Las tensiones de las barras principales se encuentran dentro de rangos aceptables de
operación y con cumplimiento de la NT.

Todas las variables de interés se encuentran fuertemente amortiguadas.

Ver artículo 3-6 de la NT

Informe Técnico

Página 37


9.2.4

Resumen Máxima Capacidad de Transmisión

Los diferentes análisis han arrojado los siguientes límites:
•
•
•

Límite Térmico


Transferencia Máxima
Tipo de Límite
2011

2014

MVA

KAmp en 11,5 kV

MVA

KAmp en 11,5 kV

Límite Térmico

20,00

1,004

20,00

1,004


39,50

1,983

39,50

1,983

>28,00

1,406

>28,00

1,406


Cuadro 12
•

Resumen Límites de transmisión

La condición de operación con máxima transferencia queda determinado por el límite
térmico del transformador, esto es 20 MVA, cualquier aumento de la transferencia pone en
riesgo la continuidad de servicio y estabilidad del sistema.

Si se observa el nivel de consumos en la barra principal de 13,2 kV de Tres Puentes, en el periodo
2011 y 2014, ver tablas en Anexos Nº1, se observa que dicho valor de transferencia nunca supera
la capacidad del transformador. En efecto, la mayor transferencia para el año 2011 alcanza los 14,9
MW (75% respecto de capacidad de transformación) y para el año 2014 alcanza los 16,68 MVA
(83% respecto de capacidad de transformación), ambos valores muy inferiores a la capacidad total
de transformación de 20 MVA.

Informe Técnico

Página 38

10 Conclusiones

10 Conclusiones
Se ha efectuado una revisión completa acerca de los elementos de transmisión de los sistemas
medianos que son susceptibles de determinarles límites de transmisión. De dicha revisión se ha
registrado que sólo el SM de Punta Arenas posee instalaciones de transmisión, que de acuerdo con
la NT, requiere determinación de límites de transmisión.
Las instalaciones de transmisión evaluadas corresponde a la línea 66 kV entre barra 13,2 kV Punta
Arenas y barra 11,5 kV Tres Puentes, con sus respectivos transformadores y el transformador
11,5/13,2 kV entre las barras de Tres Puentes.
La determinación del límite máximo de transmisión fue evaluada con la aplicación de los siguientes
criterios:
Capacidad térmica de las instalaciones.
Regulación de tensión
Estabilidad transitoria
Los resultados de los análisis arrojaron que para el caso de:
La línea de transmisión el valor límite de transmisión está dado por:
Para el año 2011 por el límite térmico de la línea (impuesta por la capacidad de los
transformadores) que impone una transferencia máxima de 35,4 MVA
Para el año 2014 por el límite por estabilidad que impone una transferencia máxima de
36,5 MVA.
Para el transformador 11,5/13,2 kV
En el caso del transformador de Tres Puentes el máximo valor de transferencia queda
determinado por las características de diseño ó condiciones nominales del
transformador, esto es: 20 MVA.
De acuerdo con lo anterior se concluye que:
•

En la línea de transmisión 66 kV no se observan limitaciones de transmisión para las
demandas esperadas que se estima para el periodo 2011-2014. En todos los años las
transferencias resultantes de las demandas en Punta Arenas no provocaría que se superara
las máximas transferencias por la línea de 66 kV.

•

En la transformación 11,5/13,2 kV en Tres Puentes no se provocan limitaciones para el
abastecimientos de los consumos que se espera el periodo 2011-2014. Las transferencias
máximas que se espera para los años 2011 y 2014 resulta de 75 y 83% respectivamente
de la capacidad de transformación.

Informe Técnico

Página 39

11 Referencias

11 Referencias
[1] Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para Sistemas Medianos, Comisión Nacional
de Energía Enero 2006
[2] Procedimiento de Asignación de Reserva Primaria para el Control de la Frecuencia, EdelmagDigsilent, Abril 2007.
[3] Procedimiento Aplicación de Criterio de seguridad N-1, Edelmag-Digsilent, Abril 2007
[4] Procedimiento Ensayos básicos para la habilitación en el control de frecuencia, control de
tensión y PRS, Edelmag-Digsilent, Abril 2007.
[5] Estudio EDAC para subfrecuencia y subtensión, Digsilent noviembre de 2011.
[6] Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas, Digsilent noviembre de 2011.

Informe Técnico

Página 40

1 Anexo 1 Característica de diseño de las Instalaciones de generación

ANEXOS

1 Anexo 1 Característica de diseño de
las Instalaciones de generación

Informe Técnico

Página 41


RESUMEN NORMATIVO CARACTERÍSTICA DE DISEÑO UNIDADES DE GENERACIÓN

Artículo 3-4
Las instalaciones y equipamientos de medios de generación que operen en el SM, deberán cumplir
con las siguientes exigencias mínimas de diseño:
a) Si la potencia nominal de cualquier nueva unidad generadora que se instale en un SM, es
mayor que el módulo de la mayor unidad existente, el propietario de la nueva unidad
deberá realizar estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para
demostrar que su desconexión intempestiva del SM no producirá desconexiones
automáticas de carga por subfrecuencia adicionales a las resultantes de aplicar la presente
NT.
b) La protección de las unidades generadoras y sus conexiones con el SM debe cumplir con
las exigencias mínimas especificadas a continuación:
i)
El tiempo máximo para despeje de falla en ningún caso podrá exceder los valores
límites resultantes del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones señalado
en el Título 6-2 de la presente NT, el cual será determinado por la Empresa.
ii)
Para el caso de unidades generadoras que se incorporan al SM, el tiempo máximo para
despeje de falla deberá ser determinado en forma previa a la conexión de la unidad
generadora.
iii)
Cada unidad generadora conectada al SM, deberá disponer de la protección de
respaldo para fallas en Instalaciones de Transmisión, debiendo la Empresa disponer de
protección para fallas que ocurran en las instalaciones de la unidad generadora. Los
tiempos de despeje de fallas de estas protecciones serán coordinados por la Empresa,
pero en ningún caso podrán exceder los valores límites resultantes del Estudio de
Verificación de Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente
NT.
iv)
El ajuste de los relés y de las protecciones que afecten al área del Punto de Conexión
deberá estar coordinado en forma previa a la conexión de acuerdo a lo que establezca
el Estudio que desarrolle la Empresa para tal efecto.
v)
Las protecciones de máxima y mínima frecuencia deberán estar coordinadas de
acuerdo a los límites de frecuencia establecidos en el Artículo 3-6, Artículo 5-31 y
Artículo 5-49 de la presente NT.
Artículo 3-5
Toda unidad generadora deberá estar en condiciones de operar en forma permanente dentro de su
Diagrama PQ, para los límites de capacidad de potencia activa y reactiva que este diagrama
establezca.
Artículo 3-6
Toda unidad generadora deberá continuar operando sus unidades bajo la acción de su Controlador
de Velocidad para variaciones de la frecuencia que estén dentro de los límites de operación, en
sobre y subfrecuencia, que a continuación se indican:
a) Indefinidamente, para frecuencias entre 48,5 [Hz] y 51,5 [Hz].
b) Al menos 60 segundos entre 48,0 [Hz] y bajo 48,5 [Hz].
c) Al menos 60 segundos sobre 51,5 [Hz] y hasta 52,0 [Hz].
d) Al menos 5 segundos entre 47,5 [Hz] y bajo 48,0 [Hz].
e) Al menos 5 segundos sobre 52,0 [Hz] y hasta 53,0 [Hz].

Informe Técnico

Página 42


Para valores fuera de los rangos establecidos, las protecciones propias de las unidades podrán
desconectarlas del SM para prevenir daños al equipamiento.
Artículo 3-7
Las exigencias mínimas que debe cumplir el sistema de excitación de las unidades generadoras del
SM son las siguientes:
a) La respuesta de la tensión terminal de una unidad generadora girando en vacío deberá ser
positivamente amortiguada en todos los regímenes de operación.
b) La tensión máxima entregada por el sistema de excitación al campo de la unidad generadora
deberá ser como mínimo 1,5 veces la tensión de excitación correspondiente a operación a plena
carga y con factor de potencia nominal.
Artículo 3-8
El Controlador de Velocidad de cada unidad generadora que participe del CPF deberá cumplir con
las siguientes exigencias mínimas:
a) Estatismo permanente con valores entre 0% y 10%.
b) Banda muerta inferior a 0,2% del valor nominal de frecuencia, es decir, ±50 [mHz].
c) Las oscilaciones deberán ser positivamente amortiguadas en todos los regímenes de operación.
Artículo 3-9
La Empresa establecerá los requisitos y requerimientos técnicos mínimos que deberán cumplir los
equipamientos del control centralizado de generación (control secundario de frecuencia).
Artículo 3-10
Las centrales generadoras que cuenten con equipamiento de Partida Autónoma y estén
conformadas por más de una unidad generadora, deberán tener capacidad de operación en forma
independiente de sus unidades, entendiéndose por tal, la disponibilidad de los medios necesarios
tales como consola de mando, medición, señalización, alarmas, controles de tensión y frecuencia, y
comunicaciones operativas, entre otras, para la operación individual de cada unidad generadora
con total independencia de las restantes.
Artículo 3-11
Las unidades generadoras que operen en sincronismo deberán contar con un sistema de
comunicación para efectos del monitoreo y control de la operación del SM, cuyas exigencias se
encuentran definidas en el Capítulo Nº 4 de la presente NT.

Informe Técnico

Página 43

2 Anexo 2 Simulaciones Dinámicas

ANEXOS


Informe Técnico

Página 44


ANEXOS

Anexo 2.1 Límite de Transmisión en Línea de 66 kV

Informe Técnico

Página 45


DIgSILENT

Estudios de Regulación de Tensión
1,20


1,15

1,10

1,05

1,00

33.409 MW

Limite inferior
35.305 37.667 MW banda
MW

0,95

0,90
13,44
x-Axis:

18,44

23,44

28,44

33,44

38,44

Celdas 13.2 kV G.E.
Celdas 13.2 kV G.E.
Celdas 13.2 kV G.E.


U_P-Curve

Date: 11/12/2011
Annex: /6
DIgSILENT

Estudio EDAC SM Punta Arenas 2011
1,15


1,10
FP:0.96
Fp:0.97


FP:0.98
1,05

1,00

32.141 MW

34.041 MW

Limite MW
36.436inferior banda

0,95

0,90
14,00
x-Axis:

19,00

24,00

29,00

34,00

39,00

Celdas 13.2 kV G.E.: Voltage, Magnitude in p.u.
Celdas 13.2 kV G.E.
Celdas 13.2 kV G.E.


Informe Técnico

U_P-Curve

Date: 11/12/2011
Annex: /6

Página 46


0,00
0,00
0,00
0,00

12,67
0,96
-22,31

2,41
0,63
2,49

2,51
0,73
2,62
35,67

Consumo AL-1

0,00
0,00
0,00

Consumo AL-X10A

0,00
0,00
0,00
0,00

Consumo AL-7

0,00
0,00
0,00
0,00

Unidad Nº 5 T.P.

0,00
0,00
0,00

~
G

Consumo AL-X10B

0,00
0,00
0,00

13,66
1,04
-3,26
2,45
1,70
2,99
87,66

0,00
0,00
0,00

13.2 kV P.A..

13.2 kV T.P..

MG CATERPILLAR


Consumo AL-8B

0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00

~
G

Consumo AL-4

-7,36
-1,17
7,45
53,74

0,00
0,00
0,00
0,00

62,28
0,94
18,39

7,40
1,62
7,57
53,74

Shunt/Filter

0,00
0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
0,00
3,35
0,43
3,37

Unidad Nº 2 T.P.

Consumo AL-8A

Consumo AL-9
-7,36
-1,17
7,45
53,74

3,58
0,66
3,64
49,64

~
G

7,40
1,62
7,57
53,74

0,00
0,00
0,00

11.5 kV

DIgSILENT

Estudios de Límite por Estabilidad

Consumo AL-2
3,81
0,54
3,85

Consumo AL-5

Line(1)
AWG 3/0 C..

Trafo Nº 7 C.P.A.
33,41
17,00
37,48
125,85

-33,41
-17,00
37,48
82,74

3,89
0,62
3,94
46,34

Unidad Nº 3 T.P.

-33,41
-9,74
34,80
125,85

Celdas 11.5 kV

12,07
1,05
0,00

2,41
0,72
2,52

12,07
1,05
0,00

2,49
0,80
2,62
35,68

Consumo AL-3

0,00
0,00
0,00

Consumo AL-X11

XConsumo AL-13

4,24
0,79
4,31

4,69
1,25
4,85
66,17

52D1

52CS3

Celdas 13.2 kV G.E.

Trafo Nº 1 C.T.P.

13,61
13,80
19,38
69,22

0,00
0,00
0,00
0,00

0,00
-0,00
0,00

-0,00
0,00
0,00
0,00

12,67
0,96
-22,31

22,08
0,96
-22,31

0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
0,00
0,00

AWG 3/0 Cu (167.8 MCM)

0,00
-0,00
0,00
0,00

-0,00
-0,00
0,00
0,00

XConsumo AL-12

Unidad Nº 1 T.P.

0,00
0,00
0,00
0,00

General Load

~
G

Consumo AL-6

24,15
1,05
-0,00

52DT1

33,41
9,74
34,80

23 kV

HITACHI 24 MW

Trafo Nº 6 C.P.A.


52 DS


-0,00
-0,00
0,00
0,00


Unidad Nº 5 P.A.

SOLAR MARS 10.5 MW


G
~

-0,00
-0,00
0,00
0,00

0,00
-0,00
0,00
0,00

Unidad Nº 4 P.A.
34,11
17,93
38,53
82,74

-34,11
-17,93
38,53
82,63

Line(2)
AWG 3/0 C..

34,12
17,94
38,55
82,63

-34,12
-17,94
38,55
125,68

Trafo Nº 5 C.T.P.

9,45
4,28
10,38
83,00

34,12
27,07
43,55
125,68

~
G

G
~

12,07
1,05
0,00

0,00
0,00
0,00
0,00

Unidad Nº 4 T.P.

Breaker

13.2 kV

~
G

Unidad Nº 7 T.P.

15 MW



~
G

13.7 MW

12,07
1,05
-0,00

12,33
4,78
13,22
89,02


12,67
0,96
-22,31

SOLAR TITAN

13,52
7,44
15,43
103,72

Unidad Nº 9 T.P.

G
~

G
~

Unidad Nº 3 P.A.

Unidad Nº 2 P.A.

G
~
Unidad Nº 1 P.A.

~
G

GE 10.7 MW

Unidad Nº 8 T.P.


DIgSILENT

Consumo AL-1

0,00
0,00

Consumo AL-X10A

0,00
0,00
0,00


Consumo AL-8B

0,00
0,00
0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
0,00
0,00

Consumo AL-4

-8,14
-2,46
61,23

0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
-153,04

8,20
3,04
61,23

Shunt/Filter

0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
3,41
0,43

Unidad Nº 2 T.P.

Consumo AL-8A

Consumo AL-9
-8,14
-2,46
61,23

3,65
0,68
50,47

8,20
3,04
61,23

0,00
0,00

11.5 kV
~
G

0,00
0,00

0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
166,26

0,00
0,00
0,00

Consumo AL-7


11/12/2011

Annex: P. ARENAS

0,00
0,00

Unidad Nº 5 T.P.

~
G

Date:

2,46
0,64

2,56
0,74
36,25

~
G

Consumo AL-X10B

0,00
0,00

13,70
1,04
18,75
1,20
-0,79
42,22

Graphic: RED

13.2 kV P.A..

13.2 kV T.P..

MG CATERPILLAR

Project: EDELMAG SA

Estudio de EDAC SM Punta Arenas
Año 2011
Caso Demanda Maxima Pre Contingencia


Consumo AL-2
3,88
0,55

Consumo AL-5

Trafo Nº 7 C.P.A.
Line(1)

0,00
0,00
0,00

-0,00
0,00
0,00

3,96
0,63
47,09

Unidad Nº 3 T.P.

-0,00
-0,00
0,00

Celdas 11.5 kV

12,24
1,06
22,26

2,46
0,74

12,24
1,06
22,26

2,54
0,82
36,26

Consumo AL-3

0,00
0,00

Consumo AL-X11

XConsumo AL-13

4,31
0,81

4,78
1,28
67,30

52D1

52CS3

Celdas 13.2 kV G.E.

0,29
-1,86
6,74

0,00
0,00

0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
166,26

0,00
0,00
166,26

0,00
0,00

-0,00
-0,00
0,00

-0,00
-0,00
0,00

0,00
0,00
0,00

0,00
0,00

52DT1

~
G

Consumo AL-6

24,47
1,06
22,26

Trafo Nº 1 C.T.P.

General Load

23 kV

HITACHI 24 MW

XConsumo AL-12

Unidad Nº 1 T.P.
0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
0,00


Trafo Nº 6 C.P.A.

Distance: 0,50
0,00
0,00

52 DS


G
~

-0,00
0,00
0,00


Unidad Nº 5 P.A.

SOLAR MARS 10.5 MW

0,00
0,00
0,00

-0,00
0,00
0,00

G
~

12,24
1,06
22,26

0,00
-0,00
0,00

Unidad Nº 4 P.A.
0,00
0,00
0,00

Line(2)

-0,00
-0,00
0,00

0,00
-0,00
0,00

-0,00
0,00
0,01

0,00
-0,00
0,01

~
G

Trafo Nº 5 C.T.P.
5,39
-2,25
46,72

Unidad Nº 4 T.P.

Breaker

13.2 kV

5,84
13,04
96,15

12,24
1,06
22,26

15 MW

~
G

Unidad Nº 7 T.P.



~
G

13.7 MW


0,00
0,00
166,26

SOLAR TITAN

4,87
-2,85
37,94

Unidad Nº 9 T.P.

G
~

Unidad Nº 2 P.A.

G
~
Unidad Nº 1 P.A.

~
G

G
~

Unidad Nº 3 P.A.

GE 10.7 MW

Unidad Nº 8 T.P.



Informe Técnico

Año 2011
Caso Demanda Maxima Post Contingencia

Project: EDELMAG SA
Graphic: RED
Date:

11/12/2011

Annex: P. ARENAS

Página 47

50,00

DIgSILENT


1,0625

1,0500

37,50

1,0375
25,00
1,0250
12,50
1,0125

0,00
1,0000

-12,50
0,0000

3,9999

7,9999

12,000

16,000

[s]

20,000

0,9875
0,0000

Unidad Nº 1 T.P.: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

3,9999

7,9999

12,000

16,000

[s]

20,000

12,000

16,000

[s]

20,000

Unidad Nº 1 T.P.: Speed in p.u.

20,00

40,00

30,00
10,00

20,00
0,00
10,00

-10,00
0,00

-20,00
0,0000

3,9999

7,9999

12,000

16,000

[s]

20,000

-10,00
0,0000

Unidad Nº 1 T.P.: Total Active Power in MW

3,9999

7,9999

Unidad Nº 1 T.P.: Total Reactive Power in Mvar


Gráfico1

Date: 11/12/2011
Annex: /1
DIgSILENT

1,30

1,20

1,10

Y = 1,080 p.u.

1,00
Y = 0,920 p.u.
0,90

0,80
0,0000

3,9999

7,9999

12,000

16,000

[s]

20,000

11.5 kV: Voltage, Magnitude in p.u.
13.2 kV P.A.: Voltage, Magnitude in p.u.
13.2 kV T.P.: Voltage, Magnitude in p.u.
23 kV: Voltage, Magnitude in p.u.
C.P.A. - 23 kV: Voltage, Magnitude in p.u.
Celdas 11.5 kV: Voltage, Magnitude in p.u.
Celdas 11.5 kV Rhona: Voltage, Magnitude in p.u.
Celdas 13.2 kV G.E.: Voltage, Magnitude in p.u.
Extensión Celdas CTP: Voltage, Magnitude in p.u.

53,00

52,00

2.232 s

Y = 52,000 Hz

6.916 s
4.187 s
52.595 Hz

51,00

50,00

49,00
0,0000

3,9999

7,9999

12,000

16,000

[s]

20,000

11.5 kV: Electrical Frequency in Hz
13.2 kV P.A.: Electrical Frequency in Hz
13.2 kV T.P.: Electrical Frequency in Hz
23 kV: Electrical Frequency in Hz
66: Electrical Frequency in Hz
C.P.A. - 23 kV: Electrical Frequency in Hz
C.P.A. - 66 kV: Electrical Frequency in Hz
Celdas 11.5 kV: Electrical Frequency in Hz
Celdas 11.5 kV Rhona: Electrical Frequency in Hz
Celdas 13.2 kV G.E.: Electrical Frequency in Hz
Extensión Celdas CTP: Electrical Frequency in Hz


Informe Técnico

Gráfico2

Date: 11/12/2011
Annex: /2

Página 48

40,00

DIgSILENT


0.921 s
34.114 MW

30,00

20,00

10,00

0,00

-10,00
0,0000

3,9999

7,9999

12,000

16,000

[s]

20,000

7,9999

12,000

16,000

[s]

20,000

Line(1): Total Active Power/Terminal i in MW

20,00

0.781 s
17.923 Mvar

16,00

12,00

8,00

4,00

0,00

-4,00
0,0000

3,9999
Line(1): Total Reactive Power/Terminal i in Mvar


Informe Técnico

Gráfico3

Date: 11/12/2011
Annex: /3

Página 49

0,00
0,00
0,00

13,12
0,99
-20,54

2,78
0,72

2,91
0,85
41,45

Consumo AL-1

0,00
0,00

Consumo AL-X10A

0,00
0,00
0,00

Consumo AL-7

0,00
0,00
0,00

Unidad Nº 5 T.P.

0,00
0,00

~
G

Consumo AL-X10B

0,00
0,00

13,63
1,03
-3,78
2,45
1,70
87,66

0,00
0,00

13.2 kV P.A..

13.2 kV T.P..

MG CATERPILLAR

DIgSILENT



Consumo AL-8B

0,00
0,00
0,00

~
G

Consumo AL-4

-8,50
-1,33
62,22

0,00
0,00

68,27
1,03
19,15

8,55
1,93
62,22

Shunt/Filter

0,00
0,00

0,00
0,00
3,85
0,49

0,00
0,00
0,00

Consumo AL-9
-8,50
-1,33
62,22

4,17
0,81
58,04

~
G

8,55
1,93
62,22

Unidad Nº 2 T.P.

0,00
0,00

11.5 kV

Consumo AL-8A

Consumo AL-2
Line(1)
AWG 3/0 C..

Trafo Nº 7 C.P.A.
32,14
15,64
109,46

-32,14
-9,37
109,46

0,00
0,00

Consumo AL-5

0,00
0,00
0,00

4,38
0,62

-32,14
-15,64
71,97

4,48
0,72
53,61

Unidad Nº 3 T.P.

12,07
1,05
0,00

2,78
0,83

Celdas 11.5 kV

2,88
0,93
41,38

Consumo AL-3
12,07
1,05
0,00

0,00
0,00

Consumo AL-X11

XConsumo AL-13

2,43
0,45

2,57
0,59
36,04

52D1

52CS3

Celdas 13.2 kV G.E.

0,00
-0,00
0,00

14,48
12,66
68,70

13,12
0,99
-20,54

22,86
0,99
-20,54

General L..

0,00
-0,00

Trafo Nº 1 C.T.P.

2,43
0,45

-0,00
0,00
0,00

0,00
-0,00
0,00

-0,00
0,00
0,00

32,14
9,37

~
G

Consumo AL-6

24,15
1,05
-0,00

52DT1

XConsumo AL-12

Unidad Nº 1 T.P.
0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
0,00

AWG 3/0 Cu (167.8 MCM)

General Load

23 kV

HITACHI 24 MW

Trafo Nº 6 C.P.A.


52 DS


-0,00
0,00
0,00


Unidad Nº 5 P.A.

SOLAR MARS 10.5 MW

0,00
-0,00
0,00

G
~
Unidad Nº 4 P.A.

-32,67
-16,30
71,85

Line(2)
AWG 3/0 C..

32,68
16,31
71,85

-32,68
-16,31
117,49

32,68
24,28
117,49

9,45
3,84
81,59

-0,00
0,00
0,00

32,67
16,30
71,97

Trafo Nº 5 C.T.P.

~
G

G
~

12,07
1,05
0,00

0,00
0,00
0,00

Unidad Nº 4 T.P.

Breaker

13.2 kV

12,07
1,05
-0,00

12,33
4,20
87,67

15 MW

~
G

Unidad Nº 7 T.P.



~
G

13.7 MW


13,12
0,99
-20,54

SOLAR TITAN

13,52
7,44
103,72

Unidad Nº 9 T.P.

G
~

G
~

Unidad Nº 3 P.A.

Unidad Nº 2 P.A.

G
~
Unidad Nº 1 P.A.

~
G

GE 10.7 MW

Unidad Nº 8 T.P.


DIgSILENT

0,00
0,00
0,00

Consumo AL-1


0,00
0,00

Consumo AL-8B

0,00
0,00
0,00

Consumo AL-4

-9,20
-2,41
68,67

0,00
0,00

0,00
0,00
-63,41

9,27
3,13
68,67

Shunt/Filter

0,00
0,00
0,00

3,91
0,50

0,00
0,00

0,00
0,00

Consumo AL-9
-9,20
-2,41
68,67

4,24
0,83
58,91

9,27
3,13
68,67


Consumo AL-8A
0,00
0,00

11.5 kV

~
G

0,00
0,00

0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
-103,74

Consumo AL-X10A

0,00
0,00
0,00

Consumo AL-7

Unidad Nº 2 T.P.

11/12/2011

Annex: P. ARENAS

0,00
0,00

Unidad Nº 5 T.P.

~
G

Date:

2,82
0,73

2,96
0,87
42,05

~
G

Consumo AL-X10B

0,00
0,00

13,66
1,03
20,18
1,34
-0,38
40,85

Graphic: RED

13.2 kV P.A..

13.2 kV T.P..

MG CATERPILLAR

Project: EDELMAG SA

Año 2011
Caso Demanda Maxima Pre Contingencia


Consumo AL-2
Consumo AL-5
0,00
0,00
0,00

-0,00
-0,00
0,00

0,00
0,00

Trafo Nº 7 C.P.A.
Line(1)

0,00
0,00
0,00

4,46
0,63

-0,00
-0,00
0,00

4,56
0,74
54,38

Unidad Nº 3 T.P.

12,22
1,06
24,18

2,82
0,84

Celdas 11.5 kV

2,93
0,95
41,98

Consumo AL-3
12,22
1,06
24,18

0,00
0,00

Consumo AL-X11

XConsumo AL-13

2,47
0,46

2,61
0,60
36,57

52D1

52CS3

Celdas 13.2 kV G.E.

0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
-103,74

0,00
0,00
-103,74

General L..

0,33
0,72
2,85

0,00
0,00

Trafo Nº 1 C.T.P.

2,45
0,46

-0,00
-0,00
0,00

-0,00
-0,00
0,00

0,00
0,00
0,00

0,00
0,00

~
G

Consumo AL-6

23,21
1,01
24,18

52DT1

XConsumo AL-12

Unidad Nº 1 T.P.
0,00
0,00
0,00

0,00
0,00
0,00


General Load

23 kV

HITACHI 24 MW

Trafo Nº 6 C.P.A.


52 DS


G
~

-0,00
0,00
0,00


Unidad Nº 5 P.A.
Distance: 0,50
0,00
0,00

SOLAR MARS 10.5 MW

0,00
0,00
0,00

-0,00
-0,00
0,00

G
~

12,22
1,06
24,18

0,00
-0,00
0,00

Unidad Nº 4 P.A.
0,00
0,00
0,00

Line(2)

-0,00
0,00
0,00

0,00
-0,00
0,00

-0,00
0,00
0,01

0,00
-0,00
0,01

~
G

Trafo Nº 5 C.T.P.
5,84
-1,33
47,87

Unidad Nº 4 T.P.

Breaker

13.2 kV

6,56
9,91
80,02

12,22
1,06
24,18

15 MW

~
G

Unidad Nº 7 T.P.



~
G

13.7 MW


0,00
0,00
-103,74

SOLAR TITAN

5,81
-3,04
44,08

Unidad Nº 9 T.P.

G
~

Unidad Nº 2 P.A.

G
~
Unidad Nº 1 P.A.

~
G

G
~

Unidad Nº 3 P.A.

GE 10.7 MW

Unidad Nº 8 T.P.



Informe Técnico

Año 2014
Caso Demanda Maxima Post Contingencia

Project: EDELMAG SA
Graphic: RED
Date:

11/12/2011

Annex: P. ARENAS

Página 50

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