PROPUESTA PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 2016

INFORME DE AVANCE 1

Diagnóstico de la utilización esperada del STT y del estado de cumplimiento normativo de instalaciones troncales

Dirección de Planificación y Desarrollo CDEC SIC 8 de junio de 2016

CDEC SIC (Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central) Teatinos N°280 – Piso 12 Teléfono: (56 2) 424 6300 Fax: (56 2) 424 6301 Santiago – Chile Código Postal: 8340434

www.cdecsic.cl

Informe de Avance 1 Propuesta Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal 2016 Rev 1

Fecha 31-05-2016

Comentario Versión Preliminar DPD

2

03-06-2016

Versión Definitiva DPD

Realizó Vannia Toro B. Carlo Saavedra M. Rodrigo Sabaj S. Vannia Toro B. Carlo Saavedra M. Rodrigo Sabaj S.

Revisó / Aprobó Deninson Fuentes del C. Deninson Fuentes del C. Gabriel Carvajal M.

ÍNDICE DE CONTENIDOS 1

INTRODUCCIÓN

6

2

CONSIDERACIONES GENERALES

7

2.1 2.2 2.3 2.4

SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS PLAZOS ESTIMADOS DE PROCESOS ADMINISTRATIVOS

7 8 9 10

3 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE REQUERIMINETOS DE EXPANSIÓN

11

3.1 3.2 3.3 3.4 3.4.1 3.5

DIAGNÓSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS EN SUBESTACIONES METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN ECONÓMICA MIN – MAX REGRET DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE DETERMINACIÓN DE LA EXPANSIÓN TRONCAL

11 11 13 14 14 15

4

DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS

16

4.1 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.2

PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS DEMANDA PROYECTADA PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN

18 18 19 19 21

5

SISTEMA DE TRANSMISIÓN

25

5.1 5.2 5.3 5.4

OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN

25 27 29 30

6 UTILIZACIÓN ESPERADA Y RECOMENDACIÓN DE EXPANSIÓN DE LOS TRAMOS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL

34

6.1 6.1.1 6.1.2 6.1.3

34 36 38 40

ZONA NORTE LOS CHANGOS – CUMBRES – CARDONES TRAMO DIEGO DE ALMAGRO – CUMBRES TRAMO CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 3

6.1.4 6.1.5 6.1.6 6.1.7 6.1.8 6.2 6.2.1 6.2.2 6.2.3 6.2.4 6.2.5 6.2.6 6.2.7 6.2.8 6.2.9 6.2.10 6.2.11 6.2.12 6.3 6.3.1 6.3.2 6.3.3 6.3.4 6.3.5 6.3.6 6.3.7 6.3.8 6.3.9

TRAMO MAITENCILLO - CARDONES TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA – MAITENCILLO TRAMO PAN DE AZÚCAR – NOGALES- POLPAICO TRAMOS POLPAICO – NOGALES - QUILLOTA RESUMEN ANÁLISIS ZONA NORTE ZONA CENTRO TRAMO LAMPA – POLPAICO TRAMO POLPAICO – TAP EL LLANO - LOS MAQUIS TRAMO CHENA - CERRO NAVIA TRAMO ALTO JAHUEL – CHENA TRAMOS RAPEL – A. MELIPILLA – LO AGUIRRE – CERRO NAVIA SISTEMA DE 500 KV ENTRE S.E. ALTO JAHUEL Y S.E. POLPAICO SISTEMA ANCOA AL NORTE 500 KV TRAMO ANCOA 500/220 KV TRAMO ANCOA – COLBÚN 220 KV TRAMO COLBÚN – CANDELARIA – MAIPO – ALTO JAHUEL 220 KV TRAMO ANCOA – ITAHUE RESUMEN ANÁLISIS ZONA CENTRO ZONA SUR TRAMO CHARRÚA – ANCOA TRAMO CHARRÚA 500/200 TRAMOS CHARRÚA - LAGUNILLAS 220 KV Y CHARRÚA - HUALPÉN 220 KV TRAMO CAUTÍN – MULCHÉN - CHARRÚA 220 KV TRAMO CAUTÍN – VALDIVIA TRAMO CIRUELOS – PICHIRROPULLI TRAMO PUERTO MONTT - PICHIRROPULLI TRAMO PUERTO MONTT – MELIPULLI - CHILOÉ RESUMEN ANÁLISIS ZONA SUR

42 45 48 53 55 57 58 58 59 59 60 62 65 65 66 67 68 69 70 71 74 75 76 79 80 83 84 86

7

REVISIÓN PRELIMINAR DEL CUMPLIMIENTO NORMATIVO DE SUBESTACIONES

87

8 ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO EN SS.EE. TRONCALES POR SEVERIDADES 8 Y 9 96 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8

S/E DIEGO DE ALMAGRO 220 KV S/E CARDONES 220 KV S/E MAITENCILLO 220 KV S/E PAN DE AZÚCAR 220 KV S/E LOS VILOS 220 KV – CHOAPA 220 KV S/E RAPEL 220 KV S/E ANCOA 220 KV S/E RAHUE 220 KV

ANEXO 1

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98 99 99 100 101 102 102 104 105

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ANEXO 2

106

ANEXO 3

107

ANEXO 4

108

ANEXO 5

109

ANEXO 6

110

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

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1

INTRODUCCIÓN

De acuerdo a la letra c) del artículo 37 bis del Decreto 291/2007, la Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) tiene como obligación prestar apoyo técnico a la Dirección de Peajes (DP) en el cumplimiento de la función correspondiente a la revisión anual del Estudio de Transmisión Troncal (ETT). Por otro lado, anualmente la DP del CDEC SIC debe realizar, sobre la base del Informe Técnico señalado en el Artículo 91 de la ley, una propuesta a la Comisión Nacional de Energía (CNE) de las obras de Transmisión Troncal que deban realizarse o iniciarse en el período siguiente para posibilitar el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio vigentes; o la no realización de obras en ese período. Además, podrá considerar tanto los proyectos de transmisión troncal contemplados en el Informe Técnico como los que sean presentados a la DP por sus promotores. La revisión a realizar en el presente periodo 2016, se basa en el “Informe Técnico para la determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal, Cuatrienio 2015-2018” (Resolución Exenta N°390). Dicho Informe Técnico contiene las obras de transmisión troncal que deben ser iniciadas dentro del Período Tarifario 2015-2018, en base a los resultados del “Estudio de Transmisión Troncal”. En el presente informe se describen los análisis y conclusiones derivados de proyectar los niveles de utilización del Sistema de Transmisión Troncal (STT) para determinar los tramos sobre los cuales resultaría pertinente evaluar expansiones. Se ha realizado un análisis de los flujos esperados por los elementos serie del sistema de transmisión troncal, poniendo atención en aquellos tramos en los que las transferencias sean superiores a las máximas admisibles según el nivel de seguridad coherente con el criterio N-1. Finalmente se realiza un análisis del estado de cumplimiento normativo de las subestaciones con instalaciones troncales, incorporando las eventuales adecuaciones que las normalizarían. En particular se verificó la propagación de fallas asociadas a las severidades 8 y 9. Dichos análisis se encuentran resumidos en el capítulo 7 y 8.

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2

CONSIDERACIONES GENERALES

2.1

Supuestos del modelo de coordinación hidrotérmica

A continuación se describen los principales supuestos empleados en la modelación del problema de coordinación hidrotérmica multinodal – multiembalse considerados para representar la situación de despacho y transferencias esperados. -

Se considera un período de planificación que se inicia en abril de 2016 y termina en marzo de 2036. El software empleado para resolver el problema de coordinación hidrotérmica es PLP versión 2.18.

-

La modelación considera un plan de obras de generación, que se encuentra en el ANEXO 6 de este informe. En tanto, se consideran los mantenimientos de centrales, costos y disponibilidad de combustible de las bases OSE del Informe de Precios de Nudo de abril de 2016 elaborado por la CNE. Se han modelado las obras de transmisión troncal aprobadas por decreto a la fecha de este informe, considerando las fechas estimadas de puesta en servicio informadas por los propietarios de los sistemas de transmisión. La aleatoriedad hidrológica se ha considerado mediante series hidrológicas, construidas a partir de los años hidrológicos 1960/61 al 2014/15. La aleatoriedad eólica se ha considerado mediante series de ventosidad, construidas a partir de la información histórica de las centrales actualmente en operación. La aleatoriedad solar se ha considerado mediante series de niveles de radiación, construidas a partir de mediciones de radiación solar en la zona norte del SIC. En general, hasta antes que puedan entrar en operación obras de expansión, se aplican los límites de transmisión por líneas del Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2015 (ERST 2015) emitido por la Dirección de Operación del CDEC SIC. Lo anterior sin perjuicio de cálculos de límites distintos en algunos tramos para los cuales se cuenta con información adicional a la utilizada en el ERST. Para la modelación de los transformadores desfasadores de la S.E. Cerro Navia se realiza una simulación de la operación del SIC mediante el modelo de coordinación hidrotérmica, liberando las restricciones de transmisión de la línea Cerro Navia – Polpaico 2x220 kV. De los resultados se determina cuáles son las etapas en que las transferencias resultan mayores al límite operativo esperado para el tramo. Luego, sobre dichas etapas, y para todas las series hidrológicas, se modela un aumento del paso de derivación en el transformador desfasador mediante la modificación de la reactancia del tramo, verificando posteriormente que con el paso asignado no se supere el flujo máximo en ninguna de las hidrologías simuladas.

-

-

-

La reactancia a aplicar corresponde al valor equivalente al aumento de pasos en el transformador desfasador. Esta se obtiene mediante la simulación de flujos de potencia AC de variados escenarios de despachos, con los cuales se extraen las Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

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transferencias por los circuitos y los ángulos en los extremos del tramo calculando algebraicamente la reactancia equivalente a partir de los pasos de operación en el transformador. -

-

-

2.2

En cumplimiento con lo establecido en el artículo 5-5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, se considera la aplicación del criterio N-1 en las alternativas estudiadas. Además, de acuerdo a este mismo artículo, la aplicación del criterio señalado solo puede utilizar recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o por tensión. En la modelación se han incorporado los sistemas SIC y SING (258 barras, 460 centrales y, 293 líneas) con los datos provenientes del ITPN de abril de 2016 y el Plan de Obras de Generación detallado en el capítulo 4.2. En la modelación se han considerado 10 bloques de demanda mensuales desde enero de 2020 hasta diciembre de 2029, con la finalidad de representar adecuadamente las transferencias esperadas para diversas condiciones de consumo durante el período más relevante de análisis. Además, esta representación divide las horas de día y noche, cuya finalidad es representar mejor la operación esperada de las centrales solares. Para el resto del horizonte se consideró 2 bloques mensuales, igualmente dividiendo las horas de día y noche. Representación de centrales solares

El proceso para modelar adecuadamente la generación solar se divide en dos etapas: la primera corresponde a la definición de los bloques de demanda, en la cual se separan las horas de día de las hora de noche para generar un conjunto de bloques “Día” y un conjunto de bloques “Noche”; la segunda corresponde al método de asignación de potencia de generación solar a cada bloque para la modelación de las centrales. En la segunda etapa, la potencia horaria de un perfil de generación anual1 de una central solar se relaciona a cada bloque de acuerdo a las horas correspondientes que lo conforman, pues se conoce cuál es la asignación de cada una de las horas del año a cada bloque de demanda. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria dentro del bloque, obteniendo así un conjunto el cual se separa en 6 partes de igual número de datos y posteriormente para cada uno de estos 6 subconjuntos se calcula el promedio de todos sus datos. Los niveles de generación seleccionados son los que definen los seis escenarios de generación solar para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: “radiación 100%”, “radiación 80%”, “radiación 60%”, “radiación 40%”, “radiación 20%”, “radiación 0%”, respectivamente, los cuales son normalizados en base a la potencia máxima de la central modelo. Mayor detalle de la modelación se encuentra disponible en ANEXO 3.

Se seleccionaron los datos horarios disponibles para la estación Inca de Oro, durante el año 2010, considerando tecnología sin seguimiento y con seguimiento, para representar el perfil de generación de la central modelo. 1

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Finalmente, se construye una matriz de generación solar base, la cual contiene, para cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 55 hidrologías modeladas, un escenario de radiación escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios para cada tipo de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma forma. 2.3

Representación de centrales eólicas

La variabilidad de los vientos incidentes a las centrales eólicas, implica una considerable volatilidad en la inyección de energía al sistema eléctrico, lo cual influye en los flujos de potencia a través de las líneas del sistema de transmisión troncal. Debido a la creciente inclusión de proyectos eólicos en el SIC, se efectuó una modelación detallada de la generación de estas centrales para dar cuenta de su estocasticidad. El procedimiento de modelación se explica a continuación. Para efectos de la modelación eólica se realiza el siguiente proceso en cada bloque de cada mes: en primer lugar se selecciona la generación horaria de una central eólica modelo, en las horas del año correspondientes a dicho bloque. Luego, se ordena la generación horaria seleccionada de mayor a menor, obteniendo así un conjunto de generaciones del cual se extraen los 3 valores coincidentes con el percentil 86%, 53% y el promedio del último tercio de la curva obtenida. Los niveles de generación seleccionados son los que definen los tres escenarios de generación eólica para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: “ventoso”, “medio” y “calmo” respectivamente, los cuales son normalizados en base a la potencia máxima de la central modelo2. Así mismo se extrae el máximo y mínimo valor de cada bloque para representar escenarios donde la generación eólica produce su peak de energía, escenario “máximo”, y donde no existe ventosidad, escenario “mínimo”. Mayor detalle de la modelación se encuentra disponible en ANEXO 3. En una segunda etapa, se construye una matriz de generación eólica base, la cual contiene, para cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 55 hidrologías modeladas, un escenario de ventosidad escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios para cada tipo de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma forma ajustando sus factores de planta a un valor predefinido esperado.

2

Para incorporara la variabilidad del viento se ha usado la estadística de la central Canela.

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Por otra parte, se agruparon las centrales eólicas en 7 sectores, dando cuenta de la correlación de los vientos en centrales, tal que cada sector comprende una zona de aproximadamente 100 kilómetros de extensión, según se muestra a continuación: Cuadro 2.1: Agrupación de centrales eólicas por sectores Sector

Centrales

Sector 1 Sector 2 Sector 3

Valle Vientos Sing Eólica Taltal Eolica Cabo Leones I Canela

Sierra Gorda Sing

Eólica Crucero Sing

Eol P Colorada Canela2

Eólica San Juan Eol Totoral

Monteredondo

Sector 4

El Arrayan

Pta Palmera

Los Cururos

Punta Sierra

Sarco Eolica Lebu Eol Concepción Eol Charrua 5 Negrete Cuel Eol San Pedro

Eol Pta Sierra Eol Buenos Aires Eol Charrua 1 Eol Charrua 6 Eol Renaico Eolica Chiloe

Eolica Ucuquer I Eol Charrua 2

Eolica Ucuquer II Eol Charrua 3

Eol Collipulli Eol San Pedro II

Aurora

Sector 5 Sector 6 Sector 7

Talinay Oriente Eol Talinay Poniente Eólica P Chome Eol Charrua 4

Para efecto de representar la variabilidad de una central respecto de aquellas que se encuentran alejadas geográficamente, los sectores se han construido de manera tal que las centrales eólicas pertenecientes a un mismo sector posean iguales series de ventosidad en cada una de las hidrologías. 2.4

Plazos estimados de procesos administrativos

A partir de la experiencia obtenida en las licitaciones anteriores, se han estimado los siguientes plazos para el proceso administrativo que media entre la publicación del decreto de expansión que corresponda y el inicio de la construcción de obras que se decretasen:

S O N D

2014 E F M A M J J A S O N D

2013 E F M A M

HITOS DEL PROCESO

Obra Ampliación 5 meses Obra Nueva 12 meses

Revisión 2016 del ETT CDEC

oct-16

Plan de Expansión CNE

3 meses

Panel de Expertos

2 meses

Decreto Ministerio de Energía

abr-17

Adjudicación de la obra

4 meses

Inicio de la construcción

sep-17

Proceso de llamado a licitación

1 mes

Adjudicación de la obra

8 meses

Publicación del decreto de adjudicación

2 meses

Inicio de la construcción

abr-18

Figura 2.1: Estimación de plazos para los procesos administrativos

Los plazos de construcción de los proyectos a evaluar se han considerado de acuerdo a lo indicado por el consultor del ETT y de acuerdo a estimaciones de la DPD para cada caso particular.

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3

3.1

ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS REQUERIMINETOS DE EXPANSIÓN

PARA

ANÁLISIS

DE

Diagnóstico de la utilización esperada del sistema de transmisión

En esta etapa del estudio descrito se proyecta la utilización esperada del sistema de transmisión troncal, además de otros tramos de relevancia para los análisis. Para esto se considera el criterio N-1 como límite de transferencia para todos los tramos actuales del sistema, aumentando el límite de transferencia admisible en aquellos en que se observa congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión acorde a la ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos, o bien por medio de la adición de circuitos o transformadores en paralelo a los existentes. Los resultados por zona del sistema de transmisión troncal se presentan en los gráficos de probabilidad de excedencia mostrados en los puntos siguientes. En estos gráficos para cada mes se despliegan cuatro niveles de transmisión, correspondientes a transferencias con probabilidad de excedencia de 0%, 20%, 80% y 100%. Estos valores se determinan a partir del universo de transmisiones equiprobables resultantes para cada mes, considerando los 55 despachos por etapa y sus bloques de demanda modelados. De esta manera, las curvas no representan trayectorias de transmisiones a lo largo del tiempo para una determinada secuencia de operación, sino transmisiones de igual probabilidad de excedencia que pueden ocurrir en diversas condiciones hidrológicas, de ventosidad y radiación solar a lo largo del horizonte de planificación. Como parte del proceso anterior se analizan las transferencias esperadas en los tramos de transmisión troncal, identificando aquellas instalaciones que presentan transferencias restringidas considerando los valores permitidos por criterio de seguridad N-1. Posteriormente en base a la información entregada por las empresas al CDEC SIC, se determina si la posible incorporación de generación o demanda hace pertinente la definición de algún escenario alternativo de evaluación. 3.2

Estudios de limitaciones de transmisión

La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones por capacidad térmica de las líneas, transformadores u otros elementos serie del sistema de transmisión, además de las eventuales limitaciones por estabilidad y regulación de tensión de acuerdo a las exigencias contenidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente. A partir de las simulaciones realizadas con el modelo de coordinación hidrotérmica se determinan los tramos del sistema troncal que superarían sus capacidades de transferencia en el futuro, requiriendo estudiar su expansión. Para los tramos en que se previera limitación por estabilidad de tensión, se procede a verificar su estabilidad antes y después de ser

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ampliados, y así determinar las máximas transferencias posibles a través de ellos, obteniéndose así las limitaciones para los casos con y sin proyecto de expansión. En términos generales, para cada uno de los tramos de transmisión se seleccionan escenarios de despacho y demanda que impliquen condiciones de operación exigentes para el tramo y/o su entorno, para lo cual se identifican aquellos escenarios que cumplan con los siguientes requisitos: -

Altas transferencias en el tramo en estudio

-

Configuraciones de demanda y generación que representen condiciones de operación desfavorables desde el punto de vista de la estabilidad o regulación de tensiones de la zona en estudio.

Los escenarios seleccionados se simulan en el programa Power Factory de DigSILENT ®, procediéndose en primer lugar a adaptar la condición de operación para obtener un punto de operación que cumpla con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, además de corregir el despacho de las centrales que se encuentren en operación bajo su potencia de mínimo técnico. A partir del escenario adaptado se modifica el despacho de generación con la finalidad de aumentar las transferencias de potencia (en caso de ser posible) por el tramo en estudio hasta alcanzar un cierto valor previamente estimado, que idealmente coincide con el límite térmico N-1 estricto del tramo o un valor superior en caso de un tramo enmallado. A continuación, para comprobar que la transferencia determinada cumpla con el criterio de seguridad N-1 y las demás exigencias contenidas en la NTSyCS, se simulan contingencias de severidad 4, 8 y 93 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG que no sean supervisados por frecuencia o tensión) y su entorno, las que son seleccionadas de acuerdo a la gravedad que podrían generar sobre la zona en estudio. Adicionalmente se simula la contingencia de la unidad de generación de mayor impacto en la estabilidad o regulación de tensión de cada zona en estudio. De esta forma, mediante un proceso iterativo se determina la transferencia máxima que cumpla con el criterio de estabilidad de tensiones y con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma para estado normal (pre contingencia) o de alerta (post contingencia), según corresponda.

Las limitaciones de transmisión obtenidas por la aplicación de contingencias de severidad 9 se encuentran en proceso de implementación, por lo que se han analizado las secciones de barra que se prevé pudieran causar limitaciones producto de contingencias sobre ellas, particularmente aquellas en que el número de secciones de barra es inferior al número de circuitos de los tramos en análisis. 3

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3.3

Metodología de análisis de requerimientos en subestaciones

Con el fin de revisar el cumplimiento de los estándares de suficiencia y seguridad de las subestaciones con instalaciones troncales del SIC, se realizó un recorrido por las instalaciones del STT a fin de verificar el cumplimiento normativo de cada subestación, y con ello realizar un diagnóstico que permita detectar los posibles requerimientos de obras de expansión. Para cada subestación se verifica el estado de cumplimiento respecto de las exigencias normativas resumidas en el Cuadro 3.1, utilizando como antecedentes la información enviada al CDEC SIC por los coordinados, los planes de obras en ejecución fijadas en los decretos de expansión correspondientes, visitas técnicas a algunas subestaciones que en el análisis preliminar se detectaron con incumplimientos normativos y análisis eléctricos. Conjuntamente con lo anterior, se revisan las propuestas de normalización contenidas en el ETT 2015-2018. Cuadro 3.1: Resumen de Exigencias de Diseño para la Planificación y Normalización de Subestaciones en el STT

1

Mantención Interruptores 3-24, II)

de (Artículo

2

Secciones de Barra (Artículo 3-24, II)

3

Configuración Transformadores (Artículo 3-24, III)

4

Conexiones en STT (Artículo 3-24, IV)

5

Planificación STT (Artículo 5-5 y Artículo 17 )

6

Excepciones Conexiones al Troncal. (Artículo 10-18 )

“…Configuración de barras suficiente para que cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas…” “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…” “…Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias…” “…los Coordinados que exploten transformadores de poder deberán disponer de transformadores de reserva, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal que en caso de falla permanente de uno de los transformadores … que implique restricciones al suministro de clientes regulados …, se pueda normalizar la operación… antes de 96 horas ….” “…En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser controlada sin propagarse…” “…conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT, corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de la línea, la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.…” La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada aplicando el Criterio N1. En los estudios de planificación, la aplicación del Criterio N-1 sólo podrá utilizar recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o por tensión. No se aplicará el Artículo 3-24 numeral IV aquellas instalaciones que se hayan declarado en construcción con posterioridad a la entrada en vigencia de la NTSyCS y hasta el 31 de diciembre de 2014.

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3.4

Metodología de evaluación económica

En la etapa siguiente al diagnóstico de utilización esperada por tramo, se llevan a cabo las evaluaciones económicas de pertinencia de recomendación de los proyectos. En aquellas instalaciones troncales en que se detectó la necesidad de evaluar una posible expansión, se modelan los proyectos propuestos que permitan dar solución a las saturaciones presentadas. A continuación se realizan dos simulaciones de operación, para las situaciones con y sin proyecto en base una misma política de gestión de embalses. Se obtienen de cada simulación los costos de generación térmica, la energía de falla valorizada a costo de falla de larga duración y el agua embalsada al final del horizonte de planificación valorizada a costo marginal, consolidados como promedios sobre las hidrologías. Con los resultados obtenidos de ambas simulaciones, se calcula el valor actual neto (VAN) de realizar el proyecto, restando los beneficios en costo de operación con el costo asociado a cubrir el AVI y el COMA. La evaluación del proyecto de expansión para un tramo en particular se realiza bajo distintas alternativas de ampliación en el resto de los tramos del sistema, por ende la determinación de la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación y combinación de las opciones posibles de desarrollo.

3.4.1

Min – Max Regret

Para tomar la mejor decisión respecto de la alternativa óptima de expansión del sistema de transmisión, considerando la incertidumbre asociada a los futuros escenarios de generación – demanda, en casos específicos, se ha utilizado el criterio MinMax o bien el criterio de minimizar el máximo arrepentimiento. En una primera etapa cada uno de los escenarios generación-demanda analizados se asumen como certeros y se define bajo sus supuestos el plan óptimo de expansión en transmisión, mediante la metodología descrita en el punto 3.4. Cada plan óptimo de expansión encontrado se considera como una posible alternativa de expansión en la transmisión que será evaluada considerando que se cumple un escenario distinto al que origina dicho plan, de modo de calcular el arrepentimiento o aumento de costos en caso de haber escogido esa alternativa. Finalmente se selecciona la alternativa que minimiza el máximo arrepentimiento. Cabe señalar que para efectos de valorizar los arrepentimientos se ha supuesto que las soluciones de expansión de la transmisión asociadas a una alternativa no necesariamente son fijas en todo el horizonte, puesto que si en el futuro se presenta un escenario generacióndemanda distinto, se pueden tomar medidas que permitan adaptar la transmisión al nuevo escenario. Por ejemplo, si se calculan los costos de una alternativa de expansión que implica la no realización de un obra de transmisión en todo el horizonte, pero bajo el escenario en que se incorpora nueva generación y demanda al sistema que hace evidente que a partir de cierto Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

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año se requiere de una expansión de transmisión, entonces ésta se considera con el retraso correspondiente, por lo que los costos de ese conjunto alternativa-escenario deben representar los sobrecostos asociados al retraso. Metodología Tramo Congestionado

Escenarios Gx-Dx relevantes

Escenario Base Proyecto

Escenario Alternativo

Simulación

Evaluación económica

Con Proyecto

VAN

Sin Proyecto

=

Con Proyecto Sin Proyecto

Decisión Se Recomienda

signo

+

-

NO se Recomienda

≠ signo

VAN

Análisis de Mínimo arrepentimiento

Figura 3.1: Metodología de decisión de evaluación económica

3.5

Diagrama de Flujo del proceso de determinación de la expansión troncal

En la Figura 3.2 se muestra mediante una representación esquemática, las distintas etapas que constituyen el proceso con el cual la DPD define la recomendación de expansión de la transmisión troncal.

Figura 3.2: Diagrama de flujo recomendación de la expansión troncal

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4

DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS

Debido a que desarrollo de inversiones en generación futura y el aumento de demanda son los grandes impulsadores de los requerimientos de transmisión, los supuestos realizados en estas materias determinan la expansión de la transmisión a recomendar. Por lo anterior y debido a la gran incertidumbre que supone prever el comportamiento del mercado y las futuras posibles inversiones en generación, se ha elaborado el estudio “Escenarios De Expansión Del Parque Generador SIC-SING”. Con el estudio mencionado se busca estimar mediante señales de precio proyectadas en el futuro la incorporación de las centrales y sus diversas tecnologías en el sistema interconectado. Posteriormente, mediante variaciones en algunos de los supuestos se da origen a diversos escenarios, los cuales presionarán en mayor o media los tramos de transmisión. Cabe señalar que de los 4 escenarios obtenidos como resultados del estudio “Escenarios De Expansión Del Parque Generador SIC -SING”, a la fecha en este informe de avance se han empleado sólo el Escenario Revisión ETT el cual será llamado Escenario Base para efectos del presente informe y el Escenario ERNC Fotovoltaico. Se está trabajando en la elaboración de dos escenarios adicionales a partir de la información recibida por este CDEC sobre los desarrollos futuros en materia de generación y consumo para la zona centro y sur del SIC. Lo anterior, debido a que se han evidenciado proyectos que pueden alcanzar la condición de desarrollo efectivo en el corto plazo y al posible impacto agregado de estos proyectos y sus potenciales efectos sobre las obras de expansión.

i.

Escenario Base

El plan de obras de generación para el caso base se detalla en el Cuadro 4.6. Este considera una expansión en el mediano y largo plazo a partir de señal de precios del mercado Spot (Costo Marginal del sistema). La expansión en el corto plazo corresponde a las centrales en construcción ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DPD . A continuación se muestran los costos marginales en las barras Quillota 220 kV y Crucero 220 kV, resultantes del estudio 2016 “Escenarios de Expansión del Parque Generador SIC-SING”.

Figura 4.1: Costo Marginal proyectado en la barra Crucero 220 kV.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 16

Figura 4.2: Costo Marginal proyectado en la barra Quillota 220 kV.

ii.

Escenario ERNC Fotovoltaico (Escenario FV)

En el escenario alternativo ERNC Fotovoltaico se utilizan los mismos supuestos que el escenario base, excepto por el costo de desarrollo de las centrales solares fotovoltaicas. Se ha supuesto que el costo de desarrollo de la tecnología fotovoltaica experimentará una baja en los próximos años, de acuerdo al siguiente esquema:    

2016-2020: costo de desarrollo 60 US$/MWh (igual al Escenario Base) 2021-2025: costo de desarrollo 55 US$/MWh 2026-2030: costo de desarrollo 50 US$/MWh 2031-2035: costo de desarrollo 45 US$/MWh

Figura 4.3: Costo Marginal proyectado en la barra Crucero 220 kV.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 17

Figura 4.4: Costo Marginal proyectado en la barra Quillota 220 kV.

4.1 4.1.1

Previsión y representación de la demanda Consideraciones generales para la modelación de demanda

La previsión de demanda de energía y potencia por barra se desagregó hasta el nivel modelado en el programa de coordinación hidrotérmica, para el período comprendido entre abril de 2016 y marzo de 2036, de acuerdo al tipo de consumo, diferenciando entre libre y regulado. El comportamiento de cada tipo de consumo se caracteriza a través de curvas de duración de dos o diez bloques mensuales de acuerdo a lo indicado en el capítulo 2.1. Para determinar los consumos del período 2016-2036, se han considerado los resultados del Estudio de previsión de demanda encargado por el CDECSIC4. En el contexto de la Integración de los CDEC SIC y SING, se definió el desarrollo de un escenario de demanda común para las respectivas Revisiones anuales del ETT, este escenario comprende la utilización de ambas metodologías (SIC y SING). La previsión para el SIC corresponde al crecimiento de demanda asociado al percentil 75% de las proyecciones del Estudio de Previsión de Demanda y para el SING se utiliza información de encuestas a los clientes actuales, complementada con una tendencia de crecimiento histórica proporcionada por el CDEC SING. Además, para efectos de distribuir adecuadamente los consumos entre las distintas barras de una misma zona, se ha realizado un ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo efectivo y una proyección particular para cada uno de los grandes clientes. Para los efectos indicados anteriormente, la DPD ha solicitado a los clientes libres, distribuidoras y a aquellas empresas que han hecho pública su intención de desarrollar proyectos que involucran un aumento relevante de demanda para el SIC, que informen a través del catastro de proyectos que debe mantener la DPD, el estado de avance,

El estudio se encuentra disponible en la página web del CDECSIC bajo el siguiente enlace: http://www.cdecsic.cl/informes-y-documentos/fichas/estudios-de-planificacion/attachment/informefinal-estudio-de-prevision-de-demanda-2015/ 4

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 18

de tal forma de verificar si cumplen con los requisitos para ser considerados como desarrollo efectivo o proyectan estarlo en el corto plazo.

4.1.2

Ajuste de consumo en base a proyectos

La estimación de crecimientos se realizó a nivel regional: 1. II – III Región: considera los consumos del SIC ubicados desde Maitencillo al norte. 2. IV Región: considera los consumos ubicados entre Los Vilos y Pan de Azúcar. 3. V Región: considera los consumos ubicados entre Quillota y Nogales. 4. VI Región: considera los consumos ubicados entre la zona de Rancagua y Tinguirica. 5. VII Región: considera los consumos entre la zona de Itahue y Linares. 6. VIII Región: considera los consumos ubicados en la zona de Concepción, Chillán y Lota. 7. IX Región: considera los consumos ubicados entre Cautín y Tap Laja. 8. XIII Región: considera los consumos ubicados en la zona centro, entre Polpaico y Alto Jahuel. 9. X-XIV Región: considera los consumos ubicados al sur de la subestación Ciruelos. 4.1.3

Demanda proyectada

A continuación se presentan las tasas de crecimiento y las energías utilizadas para la previsión de demanda del SIC:

Proyección Total de consumos SIC

4.5%

90,000

4.0%

80,000

3.5%

70,000

3.0%

60,000

2.5%

50,000

2.0%

40,000

1.5%

30,000

2036

2034

2035

2032

2033

2030

2031

2028

2029

2026

2027

2024

2025

2022

2023

2020

2021

2018

0.0%

2019

0.5%

0

2016

1.0%

10,000

2017

20,000

Tasa de Crecimiento [%]

100,000

Energía [GWh]

Cuadro 4.1: Previsión Total de Consumo del SIC Año Total (GWh) Crecimiento 2016 51,027 2017 52,733 3.3% 2018 54,909 4.1% 2019 55,996 2.0% 2020 58,222 4.0% 2021 60,407 3.8% 2022 62,535 3.5% 2023 64,617 3.3% 2024 66,738 3.3% 2025 68,878 3.2% 2026 70,981 3.1% 2027 73,061 2.9% 2028 75,104 2.8% 2029 77,036 2.6% 2030 78,898 2.4% 2031 80,800 2.4% 2032 82,579 2.2% 2033 84,357 2.2% 2034 86,177 2.2% 2035 87,929 2.0% 2036 89,606 1.9%

Figura 4.5: Proyección Total de consumo SIC

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 19

En el caso de los consumos de clientes libres las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo industrial proyectado son los siguientes: Cuadro 4.2: Previsión de consumo industrial del SIC

Proyección de consumo Industrial SIC

22,000

3.00%

2.00%

21,000

1.00% 20,000

0.00%

19,000

-1.00%

18,000

-2.00% -3.00%

17,000

-4.00% 16,000

Tasa de Crecimiento [%]

1.31% 1.49% -4.71% 1.41% 1.31% 1.24% 1.18% 1.16% 1.11% 1.01% 0.98% 0.95% 0.90% 0.81% 0.75% 0.70% 0.69% 0.69% 0.61% 1.99%

-5.00%

15,000

2036

2034

2035

2032

2033

2030

2031

2028

2029

2026

2027

2024

2025

2022

2023

2020

2021

2018

2019

2016

-6.00%

2017

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036

Crecimiento

Energía [GWh]

Total (GWh) 17,989 18,225 18,497 17,625 17,875 18,108 18,333 18,549 18,764 18,973 19,165 19,353 19,537 19,714 19,875 20,023 20,163 20,303 20,443 20,567 20,975

Año

Figura 4.6: Proyección Industrial de consumo SIC

Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para el escenario base son los siguientes: Cuadro 4.3: Previsión de Consumo Regulado por zona

2016

724,660

1,326,173

3,696,475

2,403,008

2,054,074

3,325,672

1,342,271

2,679,813

Energía [MWh]

Tasa

XIII

Energía [MWh]

Tasa

X-XIV

Energía [MWh]

Tasa

IX

Energía [MWh]

Tasa

VIII

Energía [MWh]

Tasa

VII

Energía [MWh]

Tasa

VI

Energía [MWh]

Tasa

V

Energía [MWh]

Tasa

IV

Energía [MWh]

Norte

Tasa

Año

15,485,375

2017

4.20%

755,108

4.47%

1,385,442

3.95%

3,842,618

4.61%

2,513,689

4.74%

2,151,415

5.43%

3,506,325

3.95%

1,395,313

4.82%

2,808,993

4.29%

16,149,590

2018

3.63%

782,535

5.00%

1,454,702

3.98%

3,995,389

5.00%

2,639,395

4.89%

2,256,537

4.82%

3,675,305

5.76%

1,475,642

5.06%

2,951,144

6.39%

17,182,216

2019

5.10%

822,434

5.44%

1,533,841

4.84%

4,188,942

5.61%

2,787,595

5.76%

2,386,617

5.28%

3,869,274

4.77%

1,546,004

5.95%

3,126,783

5.39%

18,108,937

2020

5.36%

866,495

5.34%

1,615,693

4.97%

4,397,295

5.56%

2,942,711

5.80%

2,525,082

5.15%

4,068,375

4.32%

1,612,714

5.62%

3,302,493

5.01%

19,016,939

2021

4.52%

905,631

4.87%

1,694,354

4.32%

4,587,311

5.02%

3,090,365

5.14%

2,654,887

4.51%

4,251,958

4.49%

1,685,198

5.53%

3,484,992

4.87%

19,943,594

2022

4.56%

946,956

4.67%

1,773,563

4.25%

4,782,092

4.86%

3,240,591

5.04%

2,788,663

4.31%

4,435,361

3.67%

1,747,038

5.70%

3,683,511

4.31%

20,803,970

2023

4.62%

990,737

4.53%

1,853,969

4.21%

4,983,453

4.72%

3,393,561

4.94%

2,926,314

4.07%

4,615,971

3.32%

1,805,068

4.70%

3,856,457

4.03%

21,643,008

2024

4.41%

1,034,445

4.37%

1,935,070

4.10%

5,187,919

4.59%

3,549,160

4.79%

3,066,611

3.76%

4,789,398

3.34%

1,865,302

4.62%

4,034,650

4.01%

22,511,221

2025

3.99%

1,075,683

4.05%

2,013,355

3.81%

5,385,751

4.20%

3,698,303

4.36%

3,200,218

3.31%

4,947,947

3.70%

1,934,278

4.60%

4,220,051

4.07%

23,428,544

2026

3.81%

1,116,616

3.90%

2,091,866

3.63%

5,581,517

4.05%

3,847,999

4.20%

3,334,501

2.97%

5,094,896

3.57%

2,003,257

4.39%

4,405,464

3.89%

24,339,573

2027

3.61%

1,156,888

3.68%

2,168,858

3.47%

5,775,474

3.83%

3,995,239

3.97%

3,466,927

2.65%

5,229,755

3.45%

2,072,447

4.24%

4,592,086

3.74%

25,250,046

2028

3.51%

1,197,544

3.47%

2,244,105

3.35%

5,968,896

3.62%

4,139,962

3.78%

3,598,134

2.34%

5,352,104

3.24%

2,139,657

4.04%

4,777,473

3.56%

26,148,249

2029

3.18%

1,235,642

3.19%

2,315,650

3.06%

6,151,772

3.32%

4,277,267

3.46%

3,722,452

1.97%

5,457,458

3.00%

2,203,866

3.71%

4,954,564

3.27%

27,003,157

2030

3.06%

1,273,457

2.99%

2,384,957

2.93%

6,331,772

3.13%

4,411,093

3.27%

3,844,267

1.65%

5,547,432

2.81%

2,265,764

3.52%

5,128,877

3.08%

27,835,763

2031

3.05%

1,312,268

3.00%

2,456,621

2.95%

6,518,393

3.14%

4,549,550

3.28%

3,970,338

1.42%

5,626,199

2.85%

2,330,314

3.56%

5,311,282

3.11%

28,701,871

2032

2.83%

1,349,393

2.74%

2,523,921

2.71%

6,694,872

2.86%

4,679,858

3.01%

4,089,649

1.19%

5,692,870

2.56%

2,389,869

3.23%

5,483,080

2.82%

29,512,004

2033

2.74%

1,386,345

2.65%

2,590,745

2.64%

6,871,429

2.77%

4,809,481

2.91%

4,208,579

1.17%

5,759,219

2.50%

2,449,561

3.16%

5,656,158

2.75%

30,322,160

2034

2.74%

1,424,275

2.66%

2,659,564

2.62%

7,051,544

2.79%

4,943,431

2.92%

4,331,546

1.14%

5,825,003

2.49%

2,510,659

3.14%

5,833,879

2.75%

31,154,595

2035

2.56%

1,460,699

2.49%

2,725,721

2.47%

7,225,540

2.60%

5,072,164

2.73%

4,449,619

1.08%

5,888,001

2.35%

2,569,750

2.95%

6,005,846

2.60%

31,964,337

2036

1.89%

1,488,341

1.89%

2,777,201

1.89%

7,361,861

1.89%

5,167,896

1.89%

4,533,738

1.88%

5,998,727

1.88%

2,618,072

1.88%

6,118,910

1.88%

32,565,434

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 20

Proyección de Demanda de Energía Regulados 80,000,000 70,000,000

Energía [MWh]

60,000,000

50,000,000 40,000,000 30,000,000

20,000,000 10,000,000 0

Norte

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X-XIV

XIII

Figura 4.7: Proyección de demanda consumos regulados SIC

De acuerdo a la información recibida se han incluido el siguiente proyecto futuro: Cuadro 4.4: Proyectos de Consumo (MW) Proyecto

Punto de Conexión

Fecha Inicial

Fecha Final

Potencia MW

Minero PColorada

Punta Colorada 220 kV

Ene-2019

Mar-2036

129

La potencia indicada en el cuadro anterior corresponde a la potencia media informada por las empresas. Cabe señalar en todo caso, que al corresponder a consumos industriales mineros, este nivel de potencia es muy similar a su demanda máxima. 4.2

Plan de obras de Generación

El proceso para determinar la expansión del parque generador se realiza con un modelo de despacho. Lo anterior se ha considerado debido a que la incorporación de centrales es el resultado de decisiones privadas y no necesariamente de una optimización sistémica. Se modela el sistema de transmisión completo y se consideran las restricciones de transmisión liberadas en el largo plazo. Mediante un proceso iterativo se extraen los costos marginales del sistema y se evalúa económicamente la conveniencia de incorporar una a una las centrales desde el punto de vista del inversionista privado. La incorporación de una central en particular afecta los costos marginales del sistema y por ende el proceso resulta iterativo.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 21

El plan de obras de generación considerado para el escenario base es equivalente al plan de expansión de generación definido en el ANEXO 6 ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DPD. El estudio contenido en el ANEXO 6, establece un plan de obras de generación que contempla la instalación de 12915 MW entre abril 2016 y marzo de 2036, de los cuales 4825 MW son proyectos que están en construcción o tienen un contrato de suministro y 8090 MW corresponden a la expansión del parque generador en el mediano y largo plazo. El plan de obras de centrales en construcción se detalla en el Cuadro 4.5 y es equivalente para todos los escenarios analizados. Cuadro 4.5: Plan de obras de generación en construcción modelado Proyecto

Sistema

MW

Subestación

QUILAPILUN DONA_CARMEN FV_CONEJO EOL_SAN_JUAN RIO_COLORADO OLMUE EOLICA_CABO_LEONES_I LASLAJAS LOS_CONDORES ALFALFAL_2 CAMPESINO NUBLE CTM3 PELICANO CHAKA Chaka_2 SOLAR_ROMERO_I SOLAR_ROMERO_II

SIC SIC SIC SIC SIC SIC SING SIC SIC SIC SIC SIC SING SIC SIC SIC SIC SING

110 70 108 184.4 15 126 170 267 150 264 600 136 217 99 27 23 100 96

LMaquis220 DCarmen Paposo220 PColorada220 Pehuenche220 Olmue220 Maitencil220 Florida110 Ancoa220 Alfalfal220 Nva_Charrua500 Ancoa220 LChangos220 Pelicano220 DAlmagro220 DAlmagro220 Maitencil220 Maitencil220

Escenario Base jun-16 jun-16 jul-16 ene-17 ene-17 jun-16 dic-17 ene-19 ene-19 jul-19 ene-20 jul-20 jun-17 jul-17 oct-16 oct-16 nov-16 ene-18

Escenario FV jun-16 jun-16 jul-16 ene-17 ene-17 jun-16 dic-17 ene-19 ene-19 jul-19 ene-20 jul-20 jun-17 jul-17 oct-16 oct-16 nov-16 ene-18

Cabe destacar que los puntos de conexión son referenciales y están sujetos a la definición de puntos óptimos por la DPD. En el Cuadro 4.6 se presentan las centrales adicionales a las en construcción consideradas. Estas centrales corresponden a las definidas a partir del estudio de escenarios de expansión del parque generador Sic – Sing (ANEXO 6). Cuadro 4.6: Plan de obras de generación futura modelado

Escenario Base

Central FV_DONA_CARMEN SOLAR_ROMERO LOS_LOROS SANTIAGO_SOLAR ANCOA AURORA SARCO CONSITITUCION EOL_SAN_PEDRO_II RIO_CLARO SANTA_SOFIA CICLO_COMB_VR_1

Potencia [MW] 40 100 50 94 27 90 140 55 65 24 70 360

Barra Nogales220 Maitencil220 PAzucar220 Polpaico220 Itahue154 NvaPMontt220 PAzucar220 Polpaico220 Chiloe220 AJahuel220 Polpaico220 Quillota220

Escenario BASE jun-16 nov-16 ene-17 ene-17 jul-17 nov-17 nov-17 ene-18 ene-18 ene-18 ene-18 ene-21

Escenario ERNC FV jun-16 nov-16 ene-17 ene-17 jul-17 nov-17 nov-17 ene-18 ene-18 ene-18 ene-18 ene-21

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 22

Escenario ERNC FV

SOLAR_CARDONES_1 MINI_HIDRO_VALD_1 PUNILLA_ANCOA MINI_HIDRO_VALD_2 MINI_HIDRO_VALD_3 BIOMASA_CHARRUA BIOMASA_ITAHUE_1 MINI_HIDRO_ANCOA_1 MINI_HIDRO_VALD_4 SOLAR_CARDONES_2 SOLAR_CPINTO_1 BIOMASA_ITAHUE_2 MINI_HIDRO_CHARRUA_1 SOLAR_CARDONES_3 SOLAR_CARDONES_4 GEO_ANCOA MINI_HIDRO_CHARRUA_2 SOLAR_CPINTO_2 SOLAR_DALMAGRO_1 MINI_HIDRO_ANCOA_2 SOLAR_CARDONES_5 SOLAR_DALMAGRO_2 SOLAR_DALMAGRO_3 MINI_HIDRO_CAUTIN_1 SOLAR_CPINTO_3 SOLAR_DALMAGRO_4 EOL_PTA_SIERRA MINI_HIDRO_RAHUE SOLAR_CARDONES_6 SOLAR_CPINTO_4 EOL_CHILOE MINI_HIDRO_CAUTIN_2 SOLAR_CPINTO_5 EOL_CHARRUA_1 EOL_CONCEPCION HIDRO_PTO_MONTT HIDRO_RAHUE_1 MINI_HIDRO_ANCOA_3 EOL_CHARRUA_2 EOL_CHARRUA_3 HIDRO_ANCOA MINI_HIDRO_CHARRUA_3 SOLAR_CARDONES_7 CICLO_COMB_VR_2 EOL_CHARRUA_4 GEO_CAUTIN HIDRO_RAHUE_2 MINI_HIDRO_CAUTIN_3 SAN_PEDRO SOLAR_DALMAGRO_5 CICLO_COMB_IIIR EOL_CHARRUA_5 EOL_CHARRUA_6 MINI_HIDRO_CHARRUA_4 SOLAR_CARDONES_8 SOLAR_DALMAGRO_6 SOLAR_CARDONES_9 SOLAR_DALMAGRO_7 SOLAR_CARDONES_10

200 20 94 20 20 40 10 30 20 200 200 20 20 200 200 40 20 200 200 20 200 200 100 20 200 100 77 20 200 200 100 20 200 100 100 204 52 20 92 58 105 20 200 360 99 40 47 20 150 200 360 56 157 20 200 200 200 200 200

Cardones220 Valdivia220 Ancoa220 Valdivia220 Valdivia220 Charrua220A Itahue154 Ancoa220 Valdivia220 Cardones500 CPinto220 Itahue154 Charrua220A Maitencil220 Cardones500 Ancoa220 Charrua220A CPinto220 NvaDAlmagro220 Ancoa220 Cardones220 Cumbre220 Cumbre220 Cautin220 CPinto220 Cumbre220 ElArrayan220 Rahue220 Cardones500 CPinto220 Chiloe220 Cautin220 CPinto220 Charrua154 Concepcio154 NvaPMontt220 Rahue220 Ancoa220 Charrua220A Charrua220A Itahue154 Charrua220A Cardones500 Quillota220 Charrua220A Cautin220 Rahue220 Cautin220 Ciruelos220 Cumbre220 Maitencil220 Charrua220A Charrua220A Charrua220A Cardones220 Cumbre220 Cardones220 Cumbre220 Cardones220

ene-21 ene-22 ene-22 ene-23 ene-23 ene-24 ene-24 ene-24 ene-24 ene-24 ene-24 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25 ene-26 ene-26 ene-26 ene-26 ene-27 ene-27 ene-27 ene-27 ene-28 ene-28 ene-28 ene-29 ene-29 ene-29 ene-29 ene-30 ene-30 ene-30 ene-31 ene-32 ene-32 ene-32 ene-32 ene-33 ene-33 ene-33 ene-33 ene-33 ene-34 ene-34 ene-34 ene-34 ene-34 ene-34 ene-34 ene-35 ene-35 ene-35 ene-35 -

ene-21 ene-22 ene-22 ene-23 ene-24 ene-24 ene-24 ene-24 ene-31 ene-24 ene-24 ene-25 ene-25 ene-25 ene-25 ene-26 ene-26 ene-23 ene-26 ene-27 ene-27 ene-26 ene-27 ene-28 ene-28 ene-28 ene-30 ene-29 ene-29 ene-29 ene-30 ene-30 ene-30 ene-31 ene-32

ene-32 ene-33 ene-33 ene-33 ene-33 ene-33 ene-34 ene-34 ene-34 ene-34 ene-34 ene-35 ene-35 ene-35 ene-24 ene-26 ene-26 ene-31 ene-31

(*) El punto de conexión de las centrales incorporadas en los escenarios alternativos corresponde a ubicaciones referenciales.

Cabe indicar que con el Plan de Obras señalado se cumple con el abastecimiento de la demanda del SIC y, por lo tanto, con lo indicado en el Oficio Circular SEC N°10.666 del 27 de octubre de 2010. Este Oficio señala que, “los CDEC deberán considerar en su análisis todas aquellas obras, ya sea existentes, en construcción, en proyecto, o bien formalmente

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 23

recomendadas, que técnicamente permitan abastecer la demanda, cumpliendo las exigencias de seguridad y calidad de servicio contenidas en la ley”, esto para efectos de la interpretación de desarrollos efectivos en materia de generación. De esta forma, para efectos de las recomendaciones realizadas en este informe, todas las obras de generación indicadas en el Cuadro 4.5 y Cuadro 4.6 han sido consideradas en el análisis. En virtud de la obligación establecida en el artículo 150° bis del DFL Nº4 de 2006 del Ministerio de Minería, se han estimado los porcentajes de energía anual que deben ser inyectados por medios de generación renovables, de acuerdo a los criterios señalados en el artículo 1° transitorio de la ley 20.257, modificado por el artículo 2° de la ley 20.698. De acuerdo a lo indicado en la ley este aumento progresivo se aplicará de la siguiente forma: 

Para los contratos celebrados con posterioridad al 31 agosto de 2007 y con anterioridad al 1 de julio de 2013, los retiros afectos a la obligación al año 2015 deberán cumplir con el 5,5%, los del año 2016 con el 6% y así sucesivamente hasta alcanzar el año 2024 el 10%.



Para los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación aludida será del 5% al año 2013, con incrementos del 1% a partir del año 2014 hasta llegar al 12% el año 2020, e incrementos del 1,5% a partir del año 2021 hasta llegar al 18% el año 2024, y un incremento del 2% al año 2025 para llegar al 20% el año 2025.

En base a la información disponible en el catastro de contratos de suministro del SIC, se han calculado los porcentajes de requerimientos de energía en base a centrales ERNC de acuerdo a las exigencias normativas. Adicionalmente se han calculado las cuotas incorporadas en cada uno de los escenarios analizados.

Base ERNC FV % requerido

2016 12.4% 12.4% 4.9%

2017 15.3% 15.3% 5.6%

Cuadro 4.7: Porcentajes de energía ERNC generada 2018 2019 2020 2021 2022 18.7% 18.5% 17.9% 18.2% 17.9% 18.7% 18.4% 17.9% 18.2% 17.9% 6.4% 7.3% 8.7% 10.2% 11.8%

2023 17.6% 19.5% 13.3%

2024 19.0% 21.4% 15.1%

2025 20.1% 22.5% 14.5%

Del Cuadro 4.7 se desprende que todos los escenarios cumplen con los requerimientos señalados en la ley.

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Junio de 2016 24

5

SISTEMA DE TRANSMISIÓN

En los análisis realizados se consideraron los proyectos del transmisión en el Sistema Troncal actualmente en construcción, adjudicados y/o por adjudicar, que son modelados en el programa de coordinación hidrotérmica de acuerdo a lo establecido en el Estudio de Transmisión Troncal del cuatrienio 2015-2018, los decretos de expansión N° 115 y 116 exentos del 2 de mayo de 2011, el decreto de expansión N° 82 exento del 24 de marzo de 2012, el N°310 de agosto de 2013, el decreto de expansión N° 201 del 2 de junio de 2014 y el decreto de expansión N°158 de abril de 2015 (desde el Cuadro 5.1 al Cuadro 5.5). Las fechas de entrada de estos proyectos corresponden a las mejores estimaciones con que cuenta la DPD junio de 2015 a partir de las respuestas a las solicitudes sobre el estado de avance de las obras de transmisión y la información remitida con motivo del catastro público que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007). 5.1

Obras de transmisión troncal decretadas

A continuación se detallan las obras que se encuentran en construcción o bien en proceso de adjudicación. Cuadro 5.1: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 115 del 2 de mayo de 2011 Fecha Capacidad estimada de Obra [MVA] entrada ene-2018 Nueva Línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV 2 x 1700 ene-2018 Nueva Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV 2 x 1700 ene-2018 Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV 2 x 1700 Mar-2018 Nueva Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: tendido primer circuito 1 x1766 may-2018 Nueva Línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV: tendido primer circuito 1 x 290

Cuadro 5.2: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 82 del 24 de marzo de 2012 Fecha estimada de Capacidad Obra entrada [MVA] oct-2018 Nueva Línea Rapel – A.Melipilla 1x220 kV 1 x290 oct-2018 Nueva Línea Lo Aguirre – A.Melipilla 2x220 kV. Tendido un 1 x 290 circuito Cuadro 5.3 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 310 del 8 de agosto de 2013 Fecha estimada entrada Ene-2017 Feb-2018 ene-2018 abr-2016 abr-2015 ene-2016 oct-2017

de

Obra Seccionamiento S/E Ciruelos Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV Banco Autotransformadores, 500/220 kV, 750 MVA. S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar Ampliación S/E Ancoa 500 kV Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2, 52JR3 Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV

Capacidad [MVA]

1x750 1x750

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Cuadro 5.4: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 201 del 2 de junio de 2014 Fecha estimada de entrada

Obra Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, con seccionamiento en S.E. Carrera Pinto Seccionamiento barra principal en Carrera Pinto Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV Seccionamiento barras 500 kV subestación Alto Jahuel Seccionamiento barras 500 kV subestación Ancoa Seccionamiento barras 500 kV subestación Charrúa Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli Seccionamiento completo en subestación Rahue Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV, 750 MVA Línea 2x500 kV Pichirropulli - Puerto Montt, energizada en 220 kV

feb-2017 ene-2017 dic-2016 mar-2017 mar-2017 mar-2017 may-2018 feb-2017 jul-2018 feb-2021

Capacidad [MVA] 1x290 1x260

1x290

2x1500

Cuadro 5.5: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 158 del 22 de abril de 2015 Fecha estimada de entrada oct-17 oct-17 mar-18 abr-17 oct-17 oct-17 oct-17 oct-17 oct-17 oct-17 Jul-17 may-18 Nov-19 May-18 Nov-20

Obra

Capacidad [MVA]

Ampliación S.E. Carrera Pinto 220 kV Seccionamiento del circuito 1 Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto Repotenciamiento Cardones - Carrera Pinto - Diego de Almagro 1x220 kV 400 Ampliación S.E. San Andrés 220 kV Ampliación S.E. Cardones 220 kV Cambio de Interruptores 53J y 52J10 en S.E. Alto Jahuel 220 kV Cambio de Interruptores 52JS, 52JCE1,52J6, 52JZ3 y 52J7 en S.E. Alto Jahuel Cambio de Interruptores 52JT5, 52JT6 y 52J15 en S.E. Charrúa 220 kV Cambio de Interruptores 52J23, 52J3 en S.E. Charrúa 220 kV Nueva Subestación seccionadora Puente Negro 220 kV Ampliación S.E. Temuco 220 kV Subestación seccionadora Nueva Diego de Almagro Nueva línea 2x220 kV entre S.E. Nueva Diego de Almagro – Cumbres y Banco de 600,1x750 Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV Nueva Línea 2x220 kV, 1500 MW entre S.E. Los Changos y S.E. Kapatur (*) Nueva Línea 2x500 kV, 1500 MW entre S.E. Los Changos y S.E. Nueva Crucero Encuentro, Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en S.E. Nueva Crucero Encuentro y Banco de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S.E. Los Changos. (*) (*) Estos proyectos corresponden a la denominada “Obra Nueva de Interconexión Troncal SIC-SING” Cuadro 5.6: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 373 del 23 de mayo 2016

Fecha estimada de entrada nov-18 may-19 nov-18 nov-18 nov-18 nov-18 nov-18 nov-18 jul-19 nov-18 nov-18 nov-18 nov-18

Obra

Capacidad [MVA]

Normalización en S.E. Diego de Almagro 220 kV Seccionamiento Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro en S.E. San Andrés Ampliación S.E. Nueva Maitencillo 220 kV Ampliación S.E. Punta Colorada 220 kV Ampliación S.E. Nueva Pan de Azúcar 220 kV Normalización S.E. Nueva Pan de Azúcar 220 kV Seccionamiento del segundo circuitos Las Palmas – Pan de Azúcar en S.E. Don Goyo Seccionamiento del primer circuitos Las Palmas – Pan de Azúcar en S.E. La Cebada Normalización del paño J12 en S.E. Polpaico 220 kV y Normalización en S.E. Los Maquis 220 kV Ampliación S.E. Quilapilún 220 kV Normalización S.E. Chena 220 kV Normalización paños J3 y J4 en S.E. Chena 220 kV Seccionamiento del segundo circuito Polpaico – Lo Aguirre 2x500 kV en lo Aguirre 500 kV

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Junio de 2016 26

feb-18 nov-18 nov-18 nov-18

Normalización en S.E. Alto Jahuel 220 kV Normalización de Paños J3 y J10 en Alto Jahuel 220 kV Ampliación y cambio de configuración en S.E. Maipo 220 kV Normalización en S.E. Candelaria 220 kV y nueva compensación serie en S.E. Puente Negro 220 kV Normalización en S.E. Ancoa 220 kV Normalización en S.E. Charrúa 220 kV Normalización en S.E. Duqueco 220 kV S.E. Seccionadora Nueva Valdivia 220 kV Ampliación y cambio de configuración en S.E. Melipulli 220 kV Normalización en S.E. Puerto Montt 220 kV Nuevo Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV en S.E. Nueva Cardones, S.E. Nueva Maitencillo y S.E. Nueva Pan de Azúcar. Nueva Línea Nueva Maitencillo – Puenta Colorada – Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA. S.E. seccionadora Nueva Lampa 220 kV

nov-18 nov-18 may-19 nov-18 nov-18 sep-18 nov-19 nov-20 may-19

Adicionalmente, se ha considerado el proyecto “Sistema de Transmisión 500 kV, Mejillones – Cardones” de la empresa Transmisión Eléctrica del Norte S.A. (TEN) debido a que a la fecha se han cumplido las exigencias indicadas en decreto 158-2015 con las condiciones descritas en dicho documento, incluyendo su puesta en servicio de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 6.2. 5.2

Proyectos de transmisión

i.

Proyectos del Plan Cuadrienal

A continuación se listan las obras incorporadas en el Informe Técnico de la CNE que a la fecha no han sido incorporadas en ninguno de los decretos de Expansión asociados al cuadrienio en curso. Se incluye la fecha estimada de puesta en servicio a partir de los plazos contenidos en el Estudio de Transmisión Troncal y las fechas estimadas de inicio de los procesos de adjudicación (Figura 2.1) como consecuencia de la presente propuesta. Cuadro 5.7: Proyectos de transmisión del plan cuadrienal, Resolución Exenta N°316/2015 Fecha estimada de puesta en servicio Nov-2023 Nov-2023

ii.

Proyecto Nueva línea 2x500 kV Polpaico –Los Almendros – Alto Jahuel 1800 MVA, tendido de un circuito. Nueva línea 2x500 kV Cautín–Ciruelos 2500/1500 MVA, tendido de dos circuito energizados en 220 kV.

Tipo

VI ref MUSD

AVI ref MUSD

COMA ref MUSD

Obra Nueva

126 ,241

12 ,353

2 ,423

Obra Nueva

115 ,044

11 ,257

2 ,208

Proyectos Presentados por Empresas Promotoras

a. Proyectos de expansión En el Cuadro 5.8 se listan los proyectos presentados a la DPD como propuestas de expansión troncal con motivo de la Revisión 2016 del ETT.

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Junio de 2016 27

Cuadro 5.8: Proyectos de expansión de transmisión presentados por empresas proponentes Plazo constructivo 72 meses 42 meses 42 meses 72 meses 24 meses 20 meses 27 meses 72 meses 36 meses 35 meses 16 meses

Proyecto Nueva línea Nueva Ciruelos – Nueva Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV Subestación seccionadora Nueva Cautín Subestación seccionadora Nueva Ciruelos Nueva línea Alto Jahuel – Polpaico 2x500 kV Reactores serie en S/E Charrúa para reducir el nivel de cortocircuito Ampliación de Capacidad de Barra en S/E Charrúa 220 kV S.E. Seccionadora Lastarria S.E. Seccionadora Santa Isabel Nueva línea Alto Jahuel – Los Almendros - Polpaico 2x500 kV, tendido primer circuito Nueva s/e seccionadora 500 kV Los Almendros Cuarto circuito Charrúa – Ancoa 500 kV S.E. Seccionadora Manzanar Alto

VI ref MMUSD 170 25 25 160 16.53 14.19 14.25 206.52 24.62 25.8

Proponente Transelec Transelec Transelec Transelec Transelec Transelec Transnet Transnet Chilectra Chilectra CeleoRedes Enap

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Junio de 2016 28

5.3

Diagrama unilineal simplificado Obras Decretadas Obras en evaluación Obras de Interconexión SIC - SING

Hacia Enlace Kapatur220

NvaCruceroEncu220

LosChangos2200

NvaCruceroEncu500

LosChangos500

d.almag220

cumbres500

Nva.Dalmag220

c.pinto220 cardone500

s.andres220 cardone220

maitenc500 maitenc220

p.colorada220 p.azuca500 p.azuca220 DonGoyo220 LaCebada220 PtaSierra220 2x1500 MVA

l.Palmas220 l.vilos220 DCarmen220 nogales220

quillot220 Olmué220 polpaic220

S/E Polpaico 500kV

lampa__220 melipilla220

aguirre220

c.navia220

rapel220 Los Almendros 500

aguirre500

c.chena220

Los Almendros220

a.jahue500 a.jahue220 maipo__220

candela220 PteNegro 220

ancoa__500

colbun220

ancoa__220

Nv a Charrua 500kV Nv a. Charrúa 500kV

itahue_220 charrua500

Nv aCharrúa 220kV Nv aCharrúa 220kV

charrua220 Mulchen 220kV

Linea de 500 kV Energizada en 220 kV

TapLaja220

lagunil220

Duqueco

temuco_220

cautin_220

hualpen220

Loncoche

l.cirue220

Ancoa 500kV

Nv a. Charrúa 500kV

Charrúa 500kV

valdivi220 Pichirropu220 Rahue220 Linea de 500 kV Energizada en 220 kV

Nv a.PMontt 220kV

Nv aCharrúa 220kV Hualpen 220kV Charrúa 220kV Esperanza 220kV Energizada en 220 kV Mulchen 220kV

p.montt220

Temuco 220kV

Melipulli220

Cautín 220kV S.E.Loncoche S.E.Lastarria Ciruelos 220kV

Chiloé220

Figura 5.1. Diagrama Unifilar Simplificado Sistema Interconectado Central

Valdiv ia 220kV

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Junio de 2016 29

5.4

Limitaciones en la capacidad de transmisión

En el análisis de flujos esperados, respecto de las limitaciones de transmisión utilizadas, se considera lo siguiente: 

 





Para el sistema de transmisión troncal se utilizan límites de transmisión que consideran la aplicación del criterio N-1 por capacidad térmica de los circuitos u otras eventuales limitaciones. En los sistemas de subtransmisión y adicionales se suponen las ampliaciones que fueran necesarias de tal forma de no restringir los flujos esperados en el sistema troncal. Respecto de los gráficos, el sentido de los flujos es positivo cuando coincide con la definición del nombre del tramo indicado en ellos. Para aquellos tramos en los que se ha modelado una obra de expansión, en la gráfica se muestra con línea roja el nuevo límite de transmisión y en línea punteada el límite en caso de no ejecutar el proyecto, a menos que se indique lo contrario. En los gráficos mencionados, además de los flujos se presentan las limitaciones de capacidad de cada tramo, identificando con línea punteada el límite asociado a las instalaciones existentes y las que se encuentran en construcción cuando corresponda (indicado en la leyenda bajo la nomenclatura sin proyecto “s-” y “s+”), mientras que en línea roja la nueva limitación en caso de considerar el proyecto de expansión propuesto para el tramo (nomenclatura de leyenda “c-” y “c+”). Las limitaciones estimadas en el presente estudio no necesariamente coinciden con las utilizadas en la operación real, lo cual se debe a que la normativa vigente contempla distintas exigencias para la planificación, respecto de la operación.

A continuación se presentan los límites calculados en la versión 2015 de la revisión anual del STT, los cuales serán actualizados para las siguientes versiones del presente informe.

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Junio de 2016 30

Cuadro 5.9: Resumen limitaciones de transmisión. Límite Tramo Año Mes MVA 2015 2017 2017

Feb Nov

197 350 350

Origen de la limitación5 LT-C LT-C LT-C

2018

Abr

7146

LT-C

N-1/Est

Cardones 500/220 kV

2018

Ene

430

LT

N-1/Ajus

Maitencillo – Cardones 220 kV

2015

-

420

LT

N-1/Ajus

2017

Ene

520

LT

N-1/Ajus

2018

Ene

660

LT

N-1/Ajus

Maitencillo 500/220 kV

2018

Ene

430

LT

N-1/Ajus

Maitencillo – P. Colorada 220 kV

2015

-

197

LT-C

N-1 /Est

L. 2x220 kV, 2x197 MVA

2015 2018

Ene

394 225

LT-C LT-C

N N-1 / Ajus

+ Esquema EDAG zona Norte + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar

2014

-

197

LT-C

N-1/Est

L. 2x220 kV, 2x197 MVA

2015 2018 2015 2015

Ene Ene -

394 265 224 400

LT-C LT-C LT-C LT-C

N N-1/Ajus N-1 / Est N

2018

Ene

270

LT-C

N-1 / Ajus

Pan de Azúcar 500/220 kV

2018

Ene

430

LT

N-1/Ajus

+ Esquema EDAG zona Norte + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar L. 2x220 kV, 2x224 MVA + Esquema EDAG zona Norte +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar Transformador 1x750 MVA

Las Palmas – Los Vilos 220 kV

2015 2015

-

224 400

LT-C LT-C

N-1 / Est N

Desde el Norte a Cardones

P. Colorada – P. de Azúcar 220 kV

P. Azúcar – Las Palmas 220 kV

5

Criterio Seguridad N N-1/Ajus N-1/Ajus

Instalaciones consideradas

Notas límite de transmisión

L. 1x220 kV, 1x197 MVA + Nueva L. 2x220 kV, 2x290 MVA + Seccionamiento completo en C. Pinto + Aumento capacidad línea 1x220 kV Cardones – C. Pinto – Diego de Almagro (400MVA)

Dos circuitos secc. en S/E C. Pinto Tres circuitos secc. en S/E C. Pinto

Transformador 1x750 MVA

Lim. Calculado en ANEXO 1

L. 2x220 kV, 2x290 MVA + L. 1x220 kV, 1x197 MVA

Lim. Vigente

+ Repot. L. 1x220 kV, 1x197 a 1x260 MVA + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - Cardones

Considera redistribución por 500 kV

Transformador 1x750 MVA

Lim. Calculado en ANEXO 1

L. 2x220 kV, 2x224 MVA + Esquema EDAG zona Norte

Aplica sólo en sentido norte – sur Considera redistribución por 500 kV

Aplica sólo en sentido norte – sur Considera redistribución por 500 kV Aplica sólo en sentido norte – sur Considera redistribución por 500 kV Lim. Calculado en ANEXO 1 Aplica sólo en sentido norte – sur

LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia).

Límite recalculado en consideración a que el tramo posee una capacidad de transmisión de régimen permanente equivalente a 342 MVA en condiciones nominales, lo que supera en 52 MVA a la capacidad con la que fue decretada (290 MVA), 6

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 31

Límite

Origen de la limitación5

Criterio Seguridad

270

LT-C

N-1 / Ajus

-

224 400

LT-C LT-C

N-1 / Est N

2018

Ene

270

LT-C

N-1 / Ajus

Nogales – Quillota 220 kV Polpaico – Nogales 220 kV

2015 2015

-

448 1500

LT-C LT-C

N-1/Ajus N-1 / Est

+Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar L. 2x220 kV, 2x224 MVA + Esquema EDAG zona Norte +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar L. 2x220 kV, 2x224 MVA L. 2x220 kV, 2x1500 MVA

Polpaico – Quillota 220 kV

2015

-

1300

LT-ES

N-1 / Est

L. 2x220 kV, 2x1440 MVA

2016

Jul

1422

LT-C

N-1 / Est

2015 2019 2015 2015 2015 2018 2015 2018 2015 2015 2015 2015 2015 2018 2015 2015

Ene Oct Jul Jun Jun Jul Oct

540 1500 750 197 197 394 197 394 510 1050 1870 1200 1500 2250 1810 21507

LT-C LT-C LT LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT LT LT LT-C LT-ES

N-1 / Ajus N-1 / Est N-1/Ajus N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Est N-1/Ajus N-1/Ajus N-1/Ajus N-1 / Ajus N-1 / Ajus

2016 2018

Feb May

2770 3550

LT-ES RT

N-1 / Ajus N-1 / Ajus

2015 2015

Jul

750 8268

LT LT

N N-1 / Ajus

Tramo

Los Vilos – Nogales 220 kV

Cerro Navia – Polpaico 220 kV Lo Aguirre – Cerro Navia Lo Aguirre 500/220 kV Melipilla – C. Navia 220 kV Melipilla – Lo Aguirre 220 kV Rapel – Melipilla 220 kV Chena – Cerro Navia 220 kV Alto Jahuel – Chena 220 kV Alto Jahuel al norte 500 kV Polpaico 500/220 kV Alto Jahuel 500/220 kV Ancoa - Alto Jahuel 500 kV

Ancoa 500/220 kV

Año

Mes

2018

Ene

2015 2015

MVA

7

Límite establecido por restricciones en tramos al sur de Ancoa.

8

Recalculado

Instalaciones consideradas

Notas límite de transmisión

Aplica sólo en sentido norte – sur Se utiliza valor del tramo Las Palmas – Los Vilos 220 kV. Redist. post contingencia. Límite por desconectador en S/E Quillota. Límite actual

+ cambio de desconectador en S/E Quillota y TT/CC en ambas SS.EE. L. 2x220 kV, 2x310 MVA Nueva L. 2x220 kV, 2x1500 MVA Transformador 1x750 MVA L. 2x220 kV, 2x197 MVA L. 2x220 kV, 2x197 MVA + Nueva L. 1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA L. 2x220 kV, 2x197 MVA + Nueva L. 1x220 kV, 1x290 MVA L. 2x220 kV, 2x400 MVA L. 4x220 kV, 2x400 MVA + 2x350 MVA + Seccionamiento L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV Transformadores 2x750 MVA Transformadores 2x750 MVA Transformadores 3x750 MVA L. 1x500 kV, 1x1544 MVA + L. 1x500 kV, 1x1800 MVA + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA + 2do circuito Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 2x500 kV + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA + Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA Transformador 1x750 MVA + Transformador 1x750 MVA

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Considera redistribución por 500 kV

Obra en construcción Redist. post contingencia. Redist. post contingencia. Seccionamiento en S/E Lo Aguirre Tendido primer circuito

Redist. post contingencia. Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia

Lím. Conductor circuito 1 Ancoa – A. Jahuel 500 kV. Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV Lím. Calculado.

Junio de 2016 32

Tramo

Año

Mes

Límite

Charrúa – Ancoa 500 kV

2015 2018 2018 2015 2018 2018 2015

Feb May Feb May Abr

1500 2100 2660 1500 2100 2680 600

Origen de la limitación5 LT - ES LT - ES LT - ES LT LT LT LT-C

2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2017 2015 2017 2018

Ene May

900 600 600 400 150 150 549 457 264 193 145 145 145 145 320

2015 2016 2018 2021

Dic May Feb

145 145 145 435

Charrúa 500/220 kV

Ancoa – Colbún 220 kV Colbún – Candelaria 220 kV Candelaria – Maipo 220 kV Maipo – Alto Jahuel 220 kV Ancoa – Itahue 220 kV Charrúa – Lagunillas 220 kV Charrúa – Hualpén 220 kV Charrúa - Mulchén 220 kV Mulchén – Cautín 220 kV Charrúa - Temuco Temuco - Cautín Cautín al Sur Cautín – Ciruelos 220 kV Ciruelos al Sur 220 kV

Valdivia al Sur Pichirropulli al Sur

MVA

Criterio Seguridad

Instalaciones consideradas

Notas límite de transmisión

N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Ajus N-1 / Ajus

L. 2x500 kV, 2x1766 MVA + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA + Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA Transformadores 3x750 MVA + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA + Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA L. 1x220 kV, 1x600MVA

Sobrecarga admisible en CC.SS. (más de 30 min) Limitación por tramo Charrúa 500/220 kV Limitación por tramo Charrúa 500/220 kV

LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-ES LT-ES LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C

N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Ajus

LT-C LT-C LT-C LT-C

N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Ajus

+ Interconexión Ancoa – Colbún L. 2x220 kV, 2x600 MVA L. 2x220 kV, 2x600 MVA L. 2x220 kV, 2x400 MVA L. 1x220 kV, 1x366 MVA L. 1x220 kV, 1x227 MVA L. 2x220 kV, 2x581 MVA L. 2x220 kV, 2x581 MVA L. 1x220 kV, 1x264 MVA L. 2x220 kV, 2x193 MVA L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA + Seccionamiento completo en Ciruelos L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA + Seccionamiento completo S/E Ciruelos + Nueva L. Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 2x290 MVA L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA + seccionamiento completo en S/E Rahue L. 2x220 kV, 1x193 y 1x145MVA Nueva L. P.Montt – Pichirropulli 2x220(500)kV, 2x290 (1500) MVA

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Sobrecarga admisible (más de 30 min.) Sobrecarga admisible (más de 30 min.) Redist. post contingencia.

Redist. post contingencia. Redist. post contingencia. Lím. TTCC S/E Charrúa Lím. TTCC S/E Cautín

Suma de ambos circuitos Suma de ambos circuitos Suma de los tres circuitos Suma de ambos circuitos Suma de ambos circuitos Suma de los 4 circuitos

Junio de 2016 33

6

UTILIZACIÓN ESPERADA Y RECOMENDACIÓN DE EXPANSIÓN DE LOS TRAMOS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL

A continuación se presenta la utilización esperada de los tramos del sistema de transmisión troncal, incluyendo para cada uno de ellos un diagrama simplificado de las instalaciones existentes, en construcción y las obras propuestas. Para efectos de determinar las transferencias esperadas se consideran las expansiones necesarias aumentando el límite admisible en aquellos tramos en que se observa congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión, acorde a la ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos estimados. La finalidad del presente diagnóstico es identificar los tramos que presentarían congestión, para posteriormente analizar sus razones y estudiar las alternativas de expansión que permite dar solución a las problemáticas detectadas.

6.1

Zona norte

El análisis de la zona norte muestra el estudio de los flujos esperados para los tramos comprendidos entre las subestaciones Diego de Almagro y Polpaico, para los Escenarios Base y ERNC. El plan de obras de transmisión y los proyectos a considerar para la zona se detallan a continuación: Cuadro 6.1: Obras Zona Norte Obras Zona Norte

Obras en licitación o construcción

Proyectos expansión considerar

de a

Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV, 1x197 MVA a 1x260 MVA Sistema de 500 kV entre las SS.EE. Polpaico y Cardones Seccionamiento del circuito 1 Cardones-Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto Cambio conductor Cardones - Carrera Pinto - Diego de Almagro 1x220 kV Subestación seccionadora Nueva Diego de Almagro 220 kV Nueva Línea Diego de Almagro - Cumbres 2x220, 2x600MVA Transformador 1x750, 500/220 kV en S.E. Cumbres Nueva línea 2x220 kV, 2x500 MVA Maitencillo – Punta Colorada - Pan de Azúcar Cambio de conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400 MVA Adecuación de capacidad Línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres Nueva línea 2x220 kV Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 340 MVA Nueva línea 2x220 kV Pan de Azúcar – Las Palmas – Nogales para aumentar capacidad de 2x500 MVA

Fecha estimada de PES Dic-2016 Ene-2018 Oct-2017 Mar-2018 may-2018 Nov-2019 Nov-2019 Jun-2021 Oct-2020 Ene-2020 Ene-2020 Ene-2021 May-2022

Adicionalmente se consideran en la modelación los proyectos de la empresa TEN y las líneas de interconexión SIC - SING: Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 34

Cuadro 6.2: Obras Zona Norte TEN e interconexión Obras Zona Norte Obras construcción

en

Obras decretadas

Línea Los Changos – Cumbres - Nueva Cardones 2x500 kV, 2x1500 MVA Bancos de Autotransformadores 2x 750 MVA 500/220 kV en Los Changos Nueva Línea Los Changos – Kapatur 2x220 kV, 1500 MW Nueva Línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 2x500 kV, 1500 MVA Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA, 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro Bancos de Autotransformadores 750 MVA, 500/220 kV en Los Changos

Fecha estimada de PES Ene-18 Ene-18 May-18 Nov-20 Nov-20 Nov-20

Hacia Enlace Kapatur220

NvaCruceroEncu220

LosChangos2200

NvaCruceroEncu500

Existente En Licitación o Construcción

LosChangos500

Proyecto

d.almag220 cumbres500

Cumbres220

c.pinto220

cardone500 S.Andres220 2x1700 MVA 2x750 MVA

cardone220

maitenc500 maitenc220

2x750 MVA

p.azuca500

p.colorada220 2x750 MVA

ElArrayan Talinay220

p.azuca220 L.Cebada220 M.Redondo220 L.Palm220 l.vilos220

2x1700 MVA

nogales220 quillot220 polpaic220

polpaic500

Ilustración 6.1: Diagrama simplificado zona norte

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 35

6.1.1

Los Changos – Cumbres – Cardones

Instalaciones existentes: Obras en construcción o licitación:

Obras a analizar:

Ninguna Línea Los Changos – Cumbres - Nueva Cardones 2x500 kV, 2x1700 MVA Bancos de Autotransformadores 2x 750 MVA 500/220 kV en Los Changos Nueva Línea Los Changos – Kapatur 2x220 kV Nueva Línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 2x500 kV 1500 MVA Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro Bancos de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en Los Changos Ninguna

ene-18 ene-18 may-18 nov-20 nov-20 nov-20

Figura 6.1: Diagrama de obras modeladas tramo Los Changos - Cardones

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.2: Flujos Cumbres – Los Changos 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 36

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.3: Flujos Cardones - Cumbres 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.4: Flujos Los Changos 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

i.

Escenario Base

Desde la puesta en servicio de las obras, la capacidad de transferencia de las líneas se verá restringida por el límite de severidad 8 en los transformadores en S.E. Changos en 900 MVA. A partir de noviembre de 2019, la línea de enlace Nueva Diego de Almagro – Cumbres 220 kV permite una mayor utilización del tramo Cumbres – Cardones 500 kV, mientras que la entrada en operación de un nuevo transformador en Los Changos 500/220 kV en año 2020 (Decreto N°158), permitirá hacer uso de la máxima capacidad de transferencia de la línea Los Changos – Cumbres – Nueva Cardones 2x500 kV. Para el escenario base se observan flujos en ambos sentidos haciendo uso de la máxima capacidad de transferencia disponible para condiciones extremas, con mayor presencia en el sentido SIC – SING en el tramo Cumbres - Los Changos 500 kV (Figura 6.2).

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 37

ii.

Escenario ERNC FV

El efecto es similar al proyectado para el escenario base, sin embargo es posible observar un mayor nivel de saturación de la línea Cumbes – Los Changos 500 kV, tal como se puede apreciar en la Figura 6.2.

6.1.2

Tramo Diego de Almagro – Cumbres

Instalaciones existentes: Obras en construcción o licitación:

Obras a analizar:

Ninguna (1) Nueva Línea Diego de Almagro - Cumbres 2x220 kV, 2x600MVA

oct-19

(2) Transformador 1x750 MVA, 500/220 kV en S.E. Cumbres

oct-19

ProyectoE. 1: Adecuación de capacidad Línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV

oct-20

ProyectoE. 2: Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres

oct-20

Figura 6.5: Diagrama de obras modeladas tramo Carrera Pinto – Diego de Almagro

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.6: Flujos Diego de Almagro – Cumbres 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 38

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.7: Flujos Cumbres 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

De acuerdo a los análisis eléctricos presentados en el ANEXO 1, las transferencias máximas del enlace Nueva Diego de Almagro – Cumbres se encuentran restringidas por la limitación de severidad 8 para el transformador Cumbres 500/220, la cual corresponde a 468 MVA. Ante la eventual incorporación de un segundo transformador, el nuevo límite para el tramo de transformación correspondería a 830 MVA, por lo que la nueva limitación a los flujos en esta condición sería atribuible a la capacidad de diseño de la línea que permite una transferencia máxima de 700 MVA considerando redistribución de flujos post contingencia. En los gráficos de la Figura 6.6 se presentan las transferencias esperadas considerando que se materializa el proyecto de rediseño de capacidad y el nuevo transformador Cumbres 500/220 a partir del año 2027 para efecto de explorar las máximas transferencias. i.

Escenario Base

En el escenario base la capacidad del conjunto línea - transformador (468 MVA) se encontraría acorde a los niveles de transferencia esperados hasta el año 2024. A partir de esta fecha los flujos aumentan considerablemente debido a la incorporación secuencial de generación solar en la zona de Diego de Almagro considerada en el plan de obras de generación. ii.

Escenario ERNC Fotovoltaico

En este escenario, las transferencias de energía sobrepasan la capacidad de transformación 220/500 kV en la S.E. Cumbres desde la entrada en servicio de dicho transformador. Cabe destacar que aún con la entrada de un segundo transformador, dicha capacidad no resultaría suficiente para evacuar la generación solar que se inyectaría en la zona de Diego de Almagro. 6.1.2.1 Necesidades de expansión Tramo Cumbres – Nueva Diego de Almagro De acuerdo a lo presentado en los gráficos se aprecia que las obras de expansión pueden ser postergadas en el escenario Base. No obstante lo anterior, para el escenario de mayor desarrollo ERNC en la zona se detecta la necesidad de evaluar las obras de expansión en análisis para el tramo, considerando las fechas más próximas de puesta en servicio. Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 39

6.1.3

Tramo Cardones – Diego de Almagro

Instalaciones existentes: Obras en construcción o licitación:

Obras a analizar:

Abr-16 - Dic-16

Ene-17 - Feb-18

d.almag220

Mar-18 - May-18

d.almag220

1x197 MVA 1x340 MVA

(1) Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA 25°C (2) Nueva Línea 2x220 kV, 1x340 MVA 25°C (3) Tendido segundo circuito 2x340 MVA 25°C, seccionado en S.E. Carrera Pinto (4) Seccionamiento del circuito 1 de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto (5) Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA (6) Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400 MVA (7) Nueva línea 2x220 kV Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290 MVA, tendido de un circuito

d.almag220

1x197 MVA 2x340 MVA

Jun-18 - jun-20 d.almag220

1x400 MVA 2x340 MVA

Oct-19 - Sep-20

2x340 MVA

mar-18 oct-20 ene-21

Ene-21 - Mar-36

d.almag220

d.almag220

d.almag220

Nv a.d.almag220

Nv a.d.almag220

Nv a.d.almag220

Hacia Cumbres

1x400 MVA

2x340 MVA

Oct-20 - Dic-20

ene-17 oct-17

Hacia Cumbres

1x400 MVA

c.pinto220

c.pinto220

c.pinto220

c.pinto220

c.pinto220

S.andres220

S.andres220

S.andres220

S.andres220

S.andres220

Hacia Cumbres

1x400 MVA

2x400 MVA

1x400 MVA

c.pinto220

2x400 MVA

S.andres220

c.pinto220

S.andres220

Existente En Licitación o Construcción

1x290 MVA

Proyecto cardone220

cardone220

cardone220

cardone220

cardone220

cardone220

cardone220

Figura 6.8: Diagrama de obras modeladas tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.9: Flujos desde el sur a Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 40

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.10: Flujos desde Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.11: Flujos desde Cardones - Carrera Pinto 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.12: Flujos desde el norte a Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 41

i.

Escenario Base

La Figura 6.11 muestra que los mayores niveles de transferencias se originan en el sentido norte – sur, debido principalmente a la alta penetración de ERNC en la zona de Diego de Almagro9. Tal como se aprecia en la Figura 6.12, los altos niveles de flujo se ven acentuados en los tramos más cercanos a la S.E. Cardones debido a la adición de generación en Carrera Pinto y San Andrés, que presiona aún más las transferencias hacia el sur, originando restricciones en el tramo Carrera Pinto - Cardones a partir del año 2026, en caso de no considerar un proyecto. ii.

Escenario ERNC Fotovoltaico

Al igual que el escenario base, la saturación también ocurre desde la subestación Carrera Pinto hacia la subestación Cardones, sin embargo, debido a la mayor penetración de energía solar, la capacidad de los tramos es alcanzada desde el año 2024. 6.1.3.1 Necesidades de expansión Tramo Cardones – Diego de Almagro Con los proyectos de expansión que se encuentran actualmente en construcción o bien en licitación, la capacidad de transferencia resulta adecuada para los flujos proyectados hasta el año 2024 tanto en el escenario base como en los escenarios alternativos. Por lo anterior, la pertinencia de recomendación de materialización de alguna de las dos posibilidades de expansión propuestas para el tramo, puede ser postergada para futuras revisiones del ETT.

6.1.4

Tramo Maitencillo - Cardones

Instalaciones existentes: Obras en construcción:

Obras a analizar:

(1) Línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25°C (2) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25°C (3) CER en S.E. Cardones (4) Modificación línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25°C a 1x260 MVA (5) Nueva línea Maitencillo – Cardones 2x500 kV, 2x1700 MVA (6) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Cardones y S.E. Maitencillo (7) Segundo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Cardones y S.E. Maitencillo Ninguna

nov-16 ene-18 ene-18 nov-19

La limitación considerada para el tramo Paposo – Diego de Almagro 220 kV es de 570 MVA debido al supuesto de implementación de automatismos consiste con lo indicado en la carta DO N°1030/2014. 9

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 42

Figura 6.13: Diagrama para el tramo Maitencillo – Cardones

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.14: Flujos desde Maitencillo - Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.15: Flujos desde Maitencillo - Cardones 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 43

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.16: Flujos desde Cardones 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.17: Flujos desde Maitencillo 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

i.

Escenario Base

Para el tramo Maitencillo – Cardones 500 kV (Figura 6.15) se observa un aumento importante de las transferencias en sentido Norte - Sur a partir de noviembre del año 2019 producto de la conexión de la línea Cumbres – Nueva Diego de Almagro, sin embargo los flujos se mantienen dentro de los límites de transferencias a lo largo de todo el horizonte estudiado. ii.

Escenario ERNC Fotovoltaico

Debido a la mayor penetración de centrales fotovoltaicas, el tramo de 500 kV entre Maitencillo – Cardones alcanza su máxima capacidad de transferencia a partir del año 2025, mientras la capacidad de transformación de 220/500 kV en la subestación Cardones se vería saturada desde el año 2027, tal como se ilustra en la Figura 6.16.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 44

6.1.4.1 Necesidades de expansión Tramo Maitencillo - Cardones Respecto de las transferencias esperadas para la línea Maitencillo – Cardones 500 kV se observa que los niveles de flujo se encuentran acorde a la capacidad del tramo en el escenario base, mientras que en el escenario ERNC FV dichas transferencias presentarían algún grado de saturación en el largo plazo. En cuanto a las necesidades de expansión en trasformación se concluye que, al considerar el año en que se observan las primeras saturaciones (2025) en el tramo, el análisis de proyectos puede ser postergado para futuras revisiones del ETT.

6.1.5

Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo

Instalaciones existentes: Obras en construcción:

Obras a analizar:

(1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C

-

(2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1700 MVA Pan de Azúcar – Maitencillo (3)Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar y S.E. Maitencillo (4) Segundo transformador 500/220 kV, S.E. Pan de Azúcar y S.E. Maitencillo (5) Nueva línea Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV Ninguna

ene-18 ene-18 nov-19 jun-21

Figura 6.18: Diagrama de obras modeladas tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.19: Flujos desde nueva línea Punta Colorada – Maitencillo 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 45

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.20: Flujos desde Punta Colorada – Maitencillo 220 kV (futura Don Hector – Maitencillo) para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.21: Flujos desde nueva línea Pan de Azúcar – Punta colorada 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.22: Flujos Pan de Azúcar – Punta Colorada 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 46

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.23: Flujos Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

i.

Escenario Base

En la Figura 6.20 se puede apreciar que las transferencias por el tramo Maitencillo – Punta Colorada 220 kV ocurren mayoritariamente en sentido Norte – Sur lo que refleja en buena medida, la abundante presencia de centrales eólicas y solares al norte de Maitencillo, cuya inyección se suma a la proveniente de las centrales térmicas del complejo Guacolda. La ocurrencia de altas transferencias en sentido Norte – Sur entre las SS.EE. Maitencillo y Nogales ha motivado la implementación del esquema de automatismos, cuya modelación se aprecia en la figura a partir de abril de 2016. Desde la puesta en servicio de la nueva línea Pan de Azúcar – Punta Colorada – Maitencillo en 2x220 kV se considera que este esquema queda fuera de servicio, de modo que la limitación de transmisión correspondería a la calculada a partir de la redistribución de flujos por los circuitos en paralelo de 220 kV y 500 kV. En la Figura 6.23 se aprecia que las transferencias máximas por el tramo Pan de Azúcar Maitencillo 500 kV alcanzarían los límites de transmisión a partir de comienzos del año 2023 en caso de no considerar algún proyecto de expansión. Sin embargo puede observarse que es solo desde el año 2030 que dicha limitación se tornan más restrictiva para el flujo por el tramo. ii.

Escenario ERNC Fotovoltaico

La utilización esperada de los tramos en 220 kV es similar al escenario base, mientras que el tramo Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV muestra algún grado de saturación desde el año 2020, aunque con muy poca probabilidad de ocurrencia. 6.1.5.1 Necesidades de expansión Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo La línea de 500 kV presenta un grado de congestión que hace pertinente la evaluación de un proyecto de expansión.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 47

Cabe señalar que existe una relación directa entre las transferencias observadas por el sistema de 220 kV y de 500 kV, donde las limitaciones de capacidad en el sistema de 500 kV son absorbidas por el sistema de 220 kV como aumento de flujos esperados por este último y viceversa. Por lo anterior, para el tramo se deben analizar como posibles alternativas de expansión la combinación de los proyectos para 220 y 500 kV, las cuales son estudiados tanto desde el punto de vista sistémico eléctrico como económico. 6.1.6

Tramo Pan de Azúcar – Nogales- Polpaico

Instalaciones existentes: Obras en construcción:

Obras a analizar:

(1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Nogales – Los Vilos – Las Palmas - Pan de Azúcar

-

(2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1700 MVA, Polpaico – Pan de Azúcar (3) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar (4) Segundo transformador 500/220 kV, S.E. Pan de Azúcar (5) Nueva Línea Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA (6) Nueva Línea Las Palmas – Nogales 2x220 kV, 2x500 MVA

ene-18 ene-18 nov-19 may-21 may-21

Figura 6.24: Diagrama de obras modeladas tramo Polpaico - Pan de Azúcar

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.25: Flujos transformación Pan de Azúcar 500/220 kV

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 48

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.26: Flujos desde Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.27: Flujos desde Pan de Azúcar 220 kV al sur, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.28: Flujos desde El Arrayán - Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 49

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.29: Flujos desde Los Cururos - El Arrayán 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.30: Flujos desde Punta de Sierra – Los Cururos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.31: Flujos desde Las Palmas - Punta de Sierra 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 50

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.32: Flujos desde Las Palmas hacia el norte 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.33: Flujos nueva línea Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.34: Flujos desde Doña Carmen – Los Vilos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 51

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.35: Flujos desde Nogales - Doña Carmen 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

i.

Escenario Base

En los tramos en 220 kV se esperan flujos en el sentido Sur – Norte desde la S.E. Don Goyo hacia a la S.E. Pan de Azúcar, mientras que desde la S.E. Don Goyo hacia Las Palmas las transferencias se originan en mayor proporción en sentido Norte – Sur. En tanto, se observan saturaciones desde la S.E. La Cebada hacia la S.E. Las Palmas, las que se debiesen evidenciar a partir del año 2018 en torno a esta última subestación. Cabe señalar que en las simulaciones presentadas se considera en servicio la nueva línea Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV, la cual toma aproximadamente 300 MVA como peak en el año 2024. Con la redistribución de flujos entre las líneas existentes de 224 MVA y la nueva paralela modelada de 500 MVA, se observa que las capacidades de los tramos se encontrarían acordes a los niveles de transferencias esperados, no requiriendo ampliaciones adicionales como repotenciamientos para los circuitos existentes. El gráfico Las Palmas – Las Palmas220 Aux presentado en la Figura 6.32 muestra la suma de transferencias por los circuitos de 220 kV existentes que llegan a la subestación Las Palmas, más las que circularían por la nueva línea de 220 kV paralela a evaluar. De esta manera, se observa que debido al gran volumen de inyección ERNC en la zona, los niveles de flujo que circularían por el tramo se encontrarían muy por sobre la capacidad de diseño de la línea de 220 kV existente, por lo que se hace necesario la evaluación de la nueva línea de 220 kV en análisis para la zona. En la Figura 6.26 se ilustran las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV las cuales presentarían saturaciones en caso de no considerar algún proyecto de expansión. ii.

Escenario ERNC Fotovoltaico

Al igual que en el escenario base, se observa la necesidad de considerar en la modelación la nueva línea Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV, dado que en caso contrario la línea existente Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 52

para el tramo presenta saturaciones durante todo el horizonte analizado. Así mismo, se observa que con la entrada de este proyecto no hay necesidad de incorporar obras adicionales como repotenciamiento de la línea existente, pues las transferencias por el tramo se encontrarían dentro de los límites respectivos. 6.1.6.1 Necesidades de expansión Tramo Nogales – Pan de Azúcar Para el tramo las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV y Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV se presentarían saturaciones en caso de no considerar el proyecto propuesto, por lo que se requiere la evaluación de alternativas de expansión.

6.1.7

Tramos Polpaico – Nogales - Quillota Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25°C, Quillota – Nogales (2) Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 30°C, Polpaico – Nogales (3) Línea 2x220 kV, 2x1400 MVA 25°C, Quillota - Polpaico (4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1700 MVA, Polpaico – Pan de Azúcar Ninguna

Escenario Base

ene-18

Escenario FV

Figura 6.36: Flujos Polpaico – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 53

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.37: Flujos Quillota – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.38: Flujos Polpaico – Olmué 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Escenario Base

Escenario FV

Figura 6.39: Flujos Olmué – Quillota 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 54

i.

Escenario Base

La Figura 6.37 muestra las transferencias para el tramo Quillota – Nogales 220 kV, cuya capacidad máxima de transmisión con criterio N-1 sería suficiente para transferir los niveles de flujo esperado hasta comienzos del año 2034. A partir de esta fecha, en algunas ocasiones puntuales se alcanzaría el límite para el tramo, situación que podría ser resuelta mediante medidas operativas tales como abrir el tramo, condición en la que no se sobrecargan las líneas Polpaico – Nogales 220 kV (2) ni la línea Polpaico – Quillota 220 kV (3). 6.1.7.1 Necesidades de expansión Tramo Polpaico – Nogales - Quillota Los tramos en 220 kV entre la S.E. Polpaico y la S.E. Nogales presentan holguras de capacidad, de modo que no se considera necesaria la evaluación de alguna obra de expansión.

6.1.8

Resumen análisis zona norte

A partir de los análisis realizados para zona norte se detecta que existiría congestión para los tramos Diego de Almagro – Cardones 220 kV, Cumbres – Nueva Diego de Almagro, la línea de 500 kV entre las subestaciones Maitencillo – Pan de Azúcar – Polpaico y la línea de 220 kV entre S.E. Las Palmas y la S.E. Pan de Azúcar. En general para el escenario base se observa que los niveles de congestión antes del año 2025 no serían relevantes, por lo que es de esperar que las evaluaciones económicas respectivas indiquen la conveniencia de postergación de las obras, a excepción del tramo Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV. No obstante lo anterior, se observa que bajo los supuestos del escenario con mayor penetración ERNC, existiría una mayor presión de flujos sobre algunos de los tramos, encontrando niveles de congestión para los tramos Cumbres – Diego de Almagro, Cardones – Diego de Almagro y Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV a partir del año 2020, que podrían indicar la conveniencia económica de ejecución de proyectos de expansión en este escenario. En el Cuadro 6.3 se presenta un resumen de los tramos del sistema en los cuales se detectan congestiones y las posibles alternativas de solución que se analizarán.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 55

Cuadro 6.3: Resumen de requerimientos de expansión zona norte Tramo Troncal

Cumbres – Nueva Diego de Almagro 220 kV

Cardones – Diego de Almagro 220 kV

Cardones 500/220 kV Maitencillo – Cardones 500 kV Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV

Inicio Saturación

Alternativas de expansión

Diagnóstico

2026

Adecuación de capacidad Línea Nueva Diego de Almagro – Cumbres 2x220 kV Nuevo transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Cumbres

Sobrecarga D. de Almagro - Cumbres

2027

Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x340 MVA a 2x400 MVA Nueva línea 2x220 kV Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290 MVA Ninguna

2025

2025

Sobrecarga severidad 8

Escenarios requirentes

Base y ERNC FV

Sobrecarga norte – sur Base y ERNC FV Sobrecarga norte – sur Sobrecarga hacia 500 kV

ERNC FV

Ninguna

Sobrecarga norte – sur

ERNC FV

2020

Ninguna

Sobrecarga norte – sur

Base y ERNC FV

2022

Nueva Línea Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA

Sobrecarga norte – sur

Base y ERNC FV

2025

Ninguna

Sobrecarga norte – sur

Base y ERNC FV

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 56

6.2

Zona centro

El análisis de la zona centro comprende el estudio de los flujos esperados para los tramos entre las subestaciones Polpaico y Ancoa, incluyendo los tramos en 220 kV entre Alto Jahuel y Colbún y Ancoa – Itahue y Polpaico – Los Maquis. Lo anterior se realiza para el Escenario Base. El plan de obras de transmisión y los proyectos a considerar para la zona se detallan a continuación: Cuadro 6.4: Obras Zona Centro

Línea Rapel – Alto Melipilla 1x220 kV Nueva Línea A. Melipilla - Lo Aguirre 1(de 2)x220 kV Aumento de capacidad Línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV Nueva subestación Puente Negro 220 kV Seccionamiento línea 2x220 kV Colbún - Candelaria en Puente Negro Seccionamiento del segundo circuito Alto Jahuel - Polpaico en S.E. Lo Aguirre

Fecha estimada de PES Oct-2018 Oct-2018 Feb-2019 Feb-2018 Oct-2017 Oct-2017 Nov-2018

Nueva línea 2x500 kV Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 MVA

Nov-2023

Obras Zona Centro Obras en construcción

Obras decretadas Proyectos de expansión a considerar

Existente En Licitación o Construcción

Polpaico 220kV

S/E Polpaico 500kV

L.Aguirre220

Rapel220

Proyecto

ElLlano220

Lampa 220

L.Maquis 220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre500 Chena 220 S/E A.Jahuel 500kV

A.Jahuel 220 Maipo 220 Candelaria 220 PteNegro 220

Ancoa 500kV

Colbún 220

Ancoa 220 Itahue 220

Ilustración 6.2.Diagrama simplificado zona centro

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 57

6.2.1

Tramo Lampa – Polpaico Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea 2x220 kV, 2x310 MVA 25°C Ninguna Ninguna

Figura 6.40: Flujos Lampa – Polpaico 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

6.2.2

Tramo Polpaico – Tap El Llano - Los Maquis Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea 2x220 kV, 2x318 MVA 25°C Ninguna Ninguna

Figura 6.41: Flujos Polpaico – El Llano – Los Maquis 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 58

6.2.3

Tramo Chena - Cerro Navia Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30°C Ninguna Ninguna

Figura 6.42: Flujos Chena – Cerro Navia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

6.2.4

Tramo Alto Jahuel – Chena Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea 2x220 kV, 2x350 MVA 30°C (A.Jahuel-Rodeo-Chena) (2) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30°C Ninguna Ninguna

-

Figura 6.43: Flujos Alto Jahuel – Chena 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 59

6.2.5

Tramos Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia

Instalaciones existentes: Obras en construcción

(1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA 25ºC (2) Línea 1x220 kV, 1x290 MVA 25ºC, Rapel – A. Melipilla (3) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC, A. Melipilla – Lo Aguirre, 1 circuito (4) Aumento de capacidad línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia (5) Seccionamiento segundo circuito línea 2x500 kV Polpaico – Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre

Abr-16 - Sep-18 Rapel220

Oct-18 Rapel220

Nov 18- Dic-18 Rapel220

Ene-19 - Mar-36 Rapel220

Oct-18 Oct-18 Feb-19 Nov-18

Existente

En Licitación o Construcción Proyecto A.Melipilla220

A.Melipilla220

A.Melipilla220

L.Aguirre220

L.Aguirre220

C.Nav ia220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220

C.Nav ia220

C.Nav ia220

Ilustración 6.3.Diagrama de obras modeladas tramo Rapel - Cerro Navia

Figura 6.44: Flujos Rapel – Alto Melipilla 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 60

Figura 6.45: Flujos Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.46: Flujos tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.47: Flujos Lo Aguirre 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 61

De la Figura 6.44 se observa que la capacidad N-1 del tramo entre Rapel y Alto Melipilla se ve sobrepasada desde el inicio del horizonte de estudio hasta la puesta en servicio de la obra (2) en octubre de 2018. Lo mismo ocurre con el tramo Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV (Figura 6.45) y la respectiva nueva obra (3) que aumenta su capacidad de transferencia. Como se puede apreciar de la Figura 6.46, la línea existente (1) para el tramo Lo Aguirre – Cerro se considera operando abierta en el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia desde la puesta en servicio de la subestación seccionadora Lo Aguirre en 220 kV el pasado octubre de 2015, debido a las saturaciones que se presentarían en caso de mantener el tramo cerrado. A partir de noviembre de 2018, los flujos presentados corresponden a los transitados por la Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia, la cual aportaría capacidad suficiente al tramo en todo el horizonte de análisis. En la Figura 6.47 se aprecia que para el transformador 500/220 kV de la S.E. Lo Aguirre los flujos aumentan progresivamente desde la puesta en servicio del proyecto Nueva línea Lo Aguirre – C.Navia en febrero de 2019, sin alcanzar la capacidad máxima para el tramo en todo el horizonte de estudio.

6.2.6

Sistema de 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico

Instalaciones existentes:

Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea 2x500 kV, 2x1800 MVA 25ºC (2) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, Polpaico (3) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, A. Jahuel (4) Seccionamiento de Ancoa – Polpaico 1x500 kV (6) Tercer transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, A. Jahuel (7) Seccionamiento segundo circuito línea 2x500 kV Polpaico – Alto Jahuel en S/E Lo Aguirre. (8) Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA

Abr-16- Ene-18

S/E Polpaico 500kV

Feb-18 - Oct-18

S/E Polpaico 500kV

Nov-18 - Oct-23

Nov-23 - Mar-36

S/E Polpaico 500kV

S/E Polpaico 500kV

Feb-18 Nov-18 Nov-23

Existente En Licitación o Construcción

S/E Lo Aguirre 500kV

S/E Lo Aguirre 500kV

S/E Lo Aguirre 500kV S/E Lo Aguirre 500kV

Proyecto

L.Almendros500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Hacia S/E Ancoa 500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Hacia S/E Ancoa 500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Hacia S/E Ancoa 500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Hacia S/E Ancoa 500kV

Ilustración 6.4.Diagrama de obras modeladas Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico 500 kV

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 62

Figura 6.48: Flujos Polpaico 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.49: Flujos Alto Jahuel 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.50: Flujos Alto Jahuel – al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 63

Figura 6.51: Flujos Los Almendros – Polpaico 500 kV y Los Almendros 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

El gráfico de la Figura 6.50 muestra los flujos y los límites de transmisión con criterio N-1 de la S.E. Alto Jahuel al norte. En línea roja se presenta la capacidad máxima de transferencia entre la S.E. Alto Jahuel y la S.E. Polpaico en caso de considerar el proyecto (8) y en línea punteada en negro en caso contrario. Se observa un aumento en los flujos esperados a partir de febrero de 2018 con la puesta en servicio del primer circuito de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa, llegando a alcanzar la capacidad máxima de transferencia hacia fines del mismo año y superándola hacia fines del año 2019. En el caso presentado en la Figura 6.51 se aprecia que en la nueva línea de 500 kV, seccionada en los Almendros, se transferirían aproximadamente 500 MW desde S.E. Alto Jahuel hacia S.E. Los Almendros y 500 MW desde S.E. Polpaico a S.E. Los Almendros, los cuales confluirían principalmente al abastecimiento de consumos en la S.E. Almendros 500/220 kV. El tramo de transformación alcanzaría una transferencia máxima cercana a los 600 MVA.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 64

6.2.6.1 Necesidades de expansión Sistema de 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico De acuerdo al análisis de transferencias esperadas, en caso de no contar con el proyecto propuesto de expansión para el tramo se presentarían saturaciones, por lo que se realizará una evaluación económica para determinar la pertinencia de recomendar la obra.

6.2.7

Sistema Ancoa al Norte 500 kV Instalaciones existentes:

Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea 1x500 kV, 1x1544 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel (2) Línea 1x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel (3) Secc. L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV, en S.E. Alto Jahuel (4) Línea 2x500 kV, 1x1732 MVA 35°C, Ancoa – Alto Jahuel (5) Tendido del segundo circuito Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV, 1x1732 MVA 35°C Ninguna Ninguna

Figura 6.52: Flujos Ancoa al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, con 4to Transf. Charrúa 500/220 kV

En febrero de 2018, la puesta en servicio de la nueva línea 1(2)x500 kV Charrúa – Ancoa produce un incremento importante en las transferencias hacia el norte, las cuales aumentan progresivamente y llevan al tramo Ancoa – Alto Jahuel 500 kV a operar a su máxima capacidad para algunas hidrologías extremas hacia comienzos del año 2021.

6.2.8

Tramo Ancoa 500/220 kV Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA (2) Nuevo transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA Ninguna (3) Tercer Transformador Ancoa 500/220 kV

Oct-20

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 65

Figura 6.53: Flujos Ancoa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

En la Figura 6.53 se observa que a partir del año 2019 los flujos alcanzarían la capacidad máxima de transferencia del tramo de transformación10. Las exigencias sobre este tramo se verían acentuadas hacia fines del año 2019 debido a la incorporación secuencial de generación Hidráulica en la zona de Ancoa, que haría necesario el análisis de la pertinencia de incorporación de un tercer transformador. En las simulaciones presentadas se han considerado las transferencias liberadas mediante la incorporación de un tercer transformador Ancoa 500/220 kV a partir de octubre de 2020. 6.2.8.1 Necesidades de Tramo Ancoa 500/220 kV De acuerdo al análisis de transferencias esperadas, en caso de no contar con el proyecto propuesto de expansión para el tramo se presentarían saturaciones, por lo que se realizará una evaluación económica para determinar la pertinencia de recomendar la obra.

6.2.9

Tramo Ancoa – Colbún 220 kV

Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Cable 1x220 kV, 1x600 MVA Ninguna Ninguna

El límite es calculado verificando el cumplimiento del criterio N-1 ante falla de severidad 8, considerando en servicio el enlace Ancoa – Colbún 220 kV. 10

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 66

Figura 6.54: Flujos Ancoa - Colbún 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

6.2.10 Tramo Colbún – Candelaria – Maipo – Alto Jahuel 220 kV Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea Colbún – Candelaria 2x220 kV, 2x600 MVA (2) Línea Candelaria – Alto Jahuel 2x220 kV, 2x600 MVA Nueva subestación Puente Negro 220 [kV] Ninguna

Oct-17 -

Figura 6.55: Flujos Colbún – Puente Negro – Candelaria 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 67

Figura 6.56: Flujos Colbún – Puente Negro – Candelaria 220 kV para distintas probabilidades de excedencia11

Figura 6.57: Flujos Candelaria – Alto Jahuel 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

6.2.11 Tramo Ancoa – Itahue Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 25ºC Ninguna Ninguna

En la simulación presentada se ha considerado la modelación del seccionamiento de la línea 2x154 [kV] La Higuera – Tinguiririca en Puente Negro y un transformador 220/154 kV en subestación Tinguirirca. 11

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 68

Figura 6.58: Flujos Ancoa – Itahue 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

6.2.12 Resumen análisis zona centro Del análisis de los tramos troncales entre las subestaciones Polpaico y Ancoa se aprecia que la línea de 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico presentaría congestión, por lo que corresponde realizar una evaluación económica del proyecto propuesto “Nueva Línea 2x500 kV Alto Jahuel – Los Almendros – Polpaico”. Por otra parte, en el tramo de transformación Ancoa 500/220 kV se esperaría congestión. Debido a que no existen alternativas propuestas, se deberán estudiar los posibles proyectos que den solución a la saturación esperada. Cuadro 6.5: Resumen de requerimientos de expansión zona centro

Tramo Troncal

Proyectos

Tramo 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico

Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA]

Tramo Ancoa 500/220 kV

Ninguno

Diagnostico Sobrecarga desde A.Jahuel al norte Sobrecarga desde 220 kV hacia 500 kV

Escenarios requirente Base

Base

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 69

6.3

Zona sur

En la zona sur se analizan los flujos esperados para los tramos comprendidos entre Charrúa y Chiloé para el Escenario Base. Los proyectos propuestos por el consultor del ETT para la zona sur se dividen en dos etapas: en la primera, las líneas se construyen en torres para 500 kV pero se energizan en 220 kV de acuerdo al esquema presentado en la Ilustración 6.5 y posteriormente en una segunda etapa, cuya fecha se encuentra fuera del horizonte de decisión del presente cuatrienio, se lleva a cabo el tendido de los segundos circuitos, la energización en 500 kV y los transformadores de enlace 220/500 kV. Cuadro 6.6: Obras Zona Sur

Obras en construcción

Ampliación y seccionamiento completo en S.E. Ciruelos Seccionamiento completo en S.E. Rahue Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 Tendido segundo circuito 2x220 kV Ciruelos – Pichirropulli Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV Nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa, tendido del primer circuito

Fecha estimada de PES Ene-2017 Feb-2017 Dic-2018 May-2018 Jul-2018 Mar-2018

Obras decretadas

Línea 2x500 kV Pichirropulli – Nueva Puerto Montt, energizada en 220 kV

Jul-2021

Segundo Transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Nueva Charrúa

May-2021 (*)

Obras Zona Sur

Proyectos de expansión a considerar

Tendido segundo circuito Nueva Línea Charrúa – Ancoa 500 kV

Sep -2020 (*)

Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 1700 MVA, tendido de dos circuitos energizada en 220 kV

May-2024 (*)

Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1700 MVA, tendido de un circuito energizado en 220 kV (**) Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Cautín 1700 MVA, tendido de un circuito energizado en 220 kV (**)

May-2024 (*) May-2024 (*)

(*) La fecha estimada de PES se ha considerado como la más próxima en caso de que el proyecto sea recomendado en la presente revisión. (**) Obras que no se encuentran formalmente propuestas en el informe de la CNE ni fueron presentadas por algún proponente, pero son consideradas como posibilidades de expansión toda vez que fueron incluidas dentro de las recomendaciones del consultor correspondiente al cuatrienio 2010-2018.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 70

Existente En Licitación o Construcción

Ancoa 500kV

Proyecto

Nv a. Charrúa 500kV

Charrúa 500kV

Nv aCharrúa 220

Hualpen 220

Charrúa 220 Linea de 500 kV Energizada en 220 kV

Esperanza 220 Mulchen 220

Duqueco220 Temuco 220

Cautín 220

Linea de 500 kV Energizada en 220 kV

S.E.Lastarria Ciruelos 220

Valdiv ia 220

Pichirropulli 220 Linea de 500 kV Energizada en 220 kV

Rahue 220 Nv a.PMontt 220 P. Montt 220 Melipulli 220 Chiloé 220

Ilustración 6.5.Diagrama simplificado zona sur

Se han realizado algunas modificaciones a los proyectos a considerar en el plan cuadrienal. Los cambios se efectúan en cuanto a la capacidad de diseño de las líneas considerando su futura energización en 500 kV. Si bien los niveles máximos de transferencias observados son inferiores al límite original en todo el horizonte modelado, se considera como solución de expansión una línea de 1700 MVA en vez de 1500 MVA, debido a que la diferencia en el valor de inversión entre estas dos capacidades no superaría el 5%, adicionalmente de acuerdo la indicado en el estudio de potencial hidrológico de las cuencas de la zona sur realizado por el Ministerio de Energía, existiría un alto potencial de generación. Por otro lado, actualmente se encuentra en construcción el sistema de 500 kV entre Polpaico y Cardones con una capacidad igualmente de 1700 MVA lo que representa una ventaja en cuanto la experiencia nacional en la construcción y operación de líneas de estas características. 6.3.1

Tramo Charrúa – Ancoa

Instalaciones existentes: Obras en construcción

Obras a analizar:

(1) Línea Charrúa –Ancoa 2x500 kV, 2x1766 MVA 25°. (2) Transformadores 3x500/220 kV, 3 x 750 MVA S.E. Charrúa (3) Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 (4) Nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV, 1x1766 MVA 25°C, tendido del primer circuito (5) Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa, 2x500 MVA 25°C y nuevo autotransformador 500/220 kV, 750 MVA (6) Tendido segundo circuito Nueva Línea Charrúa – Ancoa 500 kV (6) Segundo Transformador 500/220 kV, 750 MVA en S.E. Nueva Charrúa

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

dic-17 mar-18 dic-18 sep-20 may-21

Junio de 2016 71

Mar-16 - Nov-17 Ancoa 500kV

Dic-17 - Feb-18 Ancoa 500kV

Mar-18 - Nov-18 Ancoa 500kV

Dic-18 - ago-20 Ancoa 500kV

Sep-20 - Abr-21 Ancoa 500kV

May-21 - Mar-36 Ancoa 500kV

Existente En Licitación o Construcción

Nv a Charrua 500kV

Charrua 500kV

Charrua 220kV

Nv a Charrua 500kV

Charrua 500kV

Charrua 220kV

Nv a Charrua 500kV

Charrua 500kV

Charrua 220kV

Nv a Charrua 500kV

Nv a Charrua 500kV

Nv a Charrua 500kV

Charrua 500kV

Charrua 500kV

Charrua 500kV

Charrua 220kV

Charrua 220kV

Charrua 220kV

Proyecto

Figura 6.59: Diagrama de obras modeladas tramo Charrúa – Ancoa 500 kV

Figura 6.60: Flujos Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.61: Flujos Charrúa – Nueva Charrúa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 72

Figura 6.62: Flujos Nueva Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.63: Flujos Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

i.

Escenario Base

Debido a que las mayores transferencias se dan en el sentido sur – norte y que la Subestación Nueva Charrúa 500 kV permitirá adicionar flujos al tramo Charrúa -Ancoa, la limitación de transmisión del tramo se ha modelado restringiendo la suma de flujos que llegan desde el sur a la S.E. Ancoa 500 kV. La Figura 6.60 muestra una alta congestión del tramo entre el año 2016 y el año 2018 debido a la limitación por capacidad térmica de los equipos de compensación serie de las líneas de 500 kV. Con la entrada en servicio de la nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV (4) en Marzo de 2018, la máxima transferencia se ve limitada por los tres transformadores Charrúa 500/200 kV (2150 MVA). A partir de Diciembre de 2018, la materialización del transformador en la S.E. Nueva Charrúa permite la liberación de las restricciones de transformación desde 220 kV hacia 500 kV, alcanzando un valor equivalente a 2860 MVA para el tramo de transmisión. Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 73

6.3.1.1 Necesidades de expansión Tramo Charrúa – Ancoa Para el tramo Charrúa – Ancoa 500 kV se esperan transferencias por debajo de la capacidad máxima del tramo. Esto sin perjuicio de que los flujos en un escenario alternativo que considere mayor generación en la zona sur pudiesen dar cuenta de saturaciones. Es importante señalar que cualquier evaluación a efectuar de la obra señalada se realiza en conjunto con el proyecto Segundo Transformador 500/220 kV en S.E. Nueva Charrúa, ya que ambos proyectos son requeridos conjuntamente para ampliar realmente la capacidad de transmisión. Se aprecia que las capacidades de transferencia se encontraría acordes a los niveles de flujo esperados en este escenario, para todos las segmentos del tramo Charrúa – Ancoa 500 kV, sin necesidad de contar con el tendido del cuarto circuito propuesto

6.3.2

Tramo Charrúa 500/200

Figura 6.64: Flujos Charrúa 220 kV al norte para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.65: Flujos Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 74

i.

Escenario Base

La Figura 6.64 muestra los flujos proyectados que llegan a Charrúa 220 kV con dirección hacia Charrúa 500 kV. Previo a la puesta en servicio del primer circuito de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa en marzo del 2018, las transferencias de energía proyectadas para los transformadores 550/220 kV de la subestación Charrúa, se ven limitados por la capacidad de las líneas de 500 kV entre Charrúa y Ancoa, tal como se observa en la Figura 6.64. Posteriormente, la entrada del primer circuito expreso Charrúa – Ancoa 500 kV, permite un mayor flujo por los mencionados transformadores, por cuanto esta transferencia queda limitada por la capacidad de los propios transformadores hasta diciembre de 2018, fecha en que se secciona la línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV y se añade un transformador en la S.E. Nueva Charrúa. Con la entrada de este último transformador, se aumenta la capacidad de transformación 500/220 kV a 2915 MVA considerando criterio N-1. Luego de la entrada de todos los proyectos en construcción para este tramo, se aprecia que las transferencias esperadas serían menores al límite del tramo para el Escenario Base. 6.3.2.1 Necesidades de expansión Tramo Nueva Charrúa y Charrúa 500/220 kV Al igual que para el tramo Charrúa – Ancoa 500 kV, en los tramos de transformación 500/220 kV Nueva Charrúa y Charrúa, se espera que luego de la entrada de todos los proyectos en construcción las transferencias sean menores al límite del tramo, por cuanto no se requiere la evaluación de obras adicionales para el escenario base.

6.3.3

Tramos Charrúa - Lagunillas 220 kV y Charrúa - Hualpén 220 kV Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea Charrúa – Lagunillas 1x220 kV, 1x366VA (2) Línea Charrúa – Hualpén 1x220 kV, 1x227 MVA (3) Línea Hualpén - Lagunillas 1x220 kV, 1x276 MVA Ninguna Ninguna

-

-

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 75

Figura 6.66: Flujos Charrúa – Hualpén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.67: Flujos Charrúa – Lagunillas 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

En la Figura 6.66 y la Figura 6.67 se observa que los flujos proyectados no presentarían saturaciones en todo el horizonte de planificación.

6.3.4

Tramo Cautín – Mulchén - Charrúa 220 kV

Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea 2x220 kV Cautín – Mulchén - Charrúa, 2x500 MVA 40°C (2) Línea 1x220 kV Charrúa – Temuco, 1x264 MVA 25°C (3) Línea 1x220 kV Cautín – Temuco, 2x193 MVA 25°C Ninguna (4) Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Cautín 1700 MVA12

-

may-24

Obra propuesta por el consultor del cuadrienio 2015-2019, pero no contenida en la Resolución Exenta N°390/2015. 12

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 76

Abr-16 - Mar-36 Charrúa220 Existente En Licitación o Construcción Mulchén220

Proyecto

TapLaja220 Duqueco220 Temuco220

Cautín220

Figura 6.68: Diagrama de obras modeladas tramo Cautín – Charrúa 220 kV

Figura 6.69: Flujos Mulchén – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.70: Flujos Cautín – Mulchén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 77

Figura 6.71: Flujos desde Duqueco – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.72: Flujos Temuco – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.73: Flujos Cautín - Temuco 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 78

i.

Escenario Base

En el escenario base los niveles de trasferencia esperados para los tramos entre la S.E. Cautín y S.E. Charrúa se encontrarían por debajo de las capacidades máximas N-1 de las líneas, a excepción del tramo Cautín –Temuco 220 kV el cual presentaría saturaciones a partir del año 2023.13 Lo anterior se debe a que la energía base (eólica) inyectada en la S.E. Mulchén implica que los flujos se dirijan tanto en dirección a la subestación Charrúa, como hacia la subestación Temuco, como puede observarse en la Figura 6.69 y la Figura 6.70. Cabe señalar que los tramos en los cuales se presentarían saturaciones dependen de los puntos de conexión de las centrales futuras modeladas. 6.3.4.1 Necesidades de expansión Tramo Cautín –Mulchén – Charrúa El análisis de utilización esperada para el escenario base indica que no resultaría pertinente llevar a cabo una evaluación económica del proyecto de expansión en análisis para el tramo. No obstante lo anterior, es posible que dichas saturaciones se observen en un escenario con mayor penetración eólica en la zona. Adicionalmente se podría requerir de obras de expansión para el tramo Temuco - Charrúa 220 kV. 6.3.5

Tramo Cautín – Valdivia

Instalaciones existentes:

(1) Circuito N°1 Línea Valdivia – Cautín 2x220 kV • •

Tramo Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA Tramo Ciruelos - Cautín 1x220 kV, 1x193 MVA

(2) Circuito Nº2 Línea Valdivia – Cautín 1x220 kV:

Obras en construcción: Obras a analizar:

• Tramo Cautín – Loncoche 1x220, 1x193 MVA • Tramo Loncoche – Valdivia 1x220, 1x145 MVA (3) Seccionamiento del circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 2x1700 [MVA], tendido dos circuitos energizados en 220 [kV]

ene-17 may-24

Figura 6.74: Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Cautín

En la simulación se ha modelado una elevación de la capacidad máxima mediante el supuesto de una obra que deberá ser definida en las siguientes versiones del presente informe. 13

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 79

Figura 6.75 Flujos desde el sur a S.E. Cautín para distintas probabilidades de excedencia

i.

Escenario Base

La Figura 6.75 muestra el flujo proyectado que llega desde el sur a la S.E. Cautín hasta enero de 2017, fecha en la cual se lleva a cabo la materialización del seccionamiento de ambos circuitos, posteriormente muestra las transferencias en el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV. Se observa que las transferencias esperadas dan origen a saturaciones en ambos sentidos, a partir del año 2018. 6.3.5.1 Necesidades de expansión Tramo Cautín –Valdivia Es posible apreciar que en caso de no considerar la obra de expansión se presentaría un alto grado de saturación en el tramo por lo que se evaluarán económicamente el proyecto propuesto.

6.3.6

Tramo Ciruelos – Pichirropulli

Instalaciones existentes: Obras en construcción

Obras a analizar:

(1) Circuito Nº1 Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA. Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV, 1x145 MV (2) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC (3) Seccionamiento del circuito Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos (4) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA, (tendido segundo circuito) Nueva línea 2x500 kV Ciruelos - Pichirropulli 1700 MVA, tendido de un circuito energizado en 220 kV

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

may-18 ene-17 may-18 may-24

Junio de 2016 80

Abr-16 -Dic-16 Hacia S/E Cautin220

Ene-17-Abr-18 Hacia S/E Cautin220

May-18 -Abrr-24 Hacia S/E Cautin220

May-24 -Mar-36

Existente

Hacia S/E Cautin220

En Licitación o Construcción Proyecto

Ciruelos220

Valdiv ia220

Hacia S/E Rahue220

Ciruelos220

Valdiv ia220

Hacia S/E Rahue220

Ciruelos220

Valdiv ia220

Ciruelos220

Valdiv ia220

Pichirropulli220

Pichirropulli220

Hacia S/E Rahue220

Hacia S/E Rahue220

Linea (1) 2x500 kV (energizada en 220)

Ilustración 6.6: Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Ciruelos

Figura 6.76: Suma de flujos desde S.E. Ciruelos al sur

Figura 6.77: Flujos Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 81

Figura 6.78: Flujos Nueva línea Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.79: Flujos Barro Blanco – Valdivia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

i.

Escenario Base

La Figura 6.76 muestra los flujos desde el sur hacia S.E. Ciruelos una vez efectuado el seccionamiento completo en enero de 2017 (3). Se visualizan congestiones en el tramo para los flujos que van de norte a sur hasta la fecha de entrada en servicio de la línea Ciruelos Pichirropulli 2x220 kV en mayo de 2018 (2). En todas las líneas del tramo estudiado se observan que con la entrada de la nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, las transferencias son menores a los límites considerando el criterio N-1 para todo el horizonte estudiado. A partir de esta fecha hasta julio de 2021, las transferencias en ambos sentidos quedan limitadas por la baja capacidad del tramo que continúa hacia el sur (Puerto Montt – Pichirropulli). Una vez en servicio la nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli (julio de 2021) se observa un aumento importante en los máximos flujos los tramos entre Ciruelos y Pichirropulli, los cuales de todos modos no ocasionarían problemas de congestión.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 82

6.3.6.1 Necesidades de expansión Tramo Ciruelos - Pichirropulli Las transferencias esperadas para el tramo no dan cuanta de la necesidad de evaluación de una obra de expansión para el escenario base, considerando los plazos involucrados de las obra expansión.

6.3.7

Tramo Puerto Montt - Pichirropulli

Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea Puerto Montt – Valdivia 1x220 kV, 1x145 MVA (2) Línea Puerto Montt – Rahue 1x220 kV, 1x193 MVA (3) Línea Rahue – Valdivia 1x220 kV, 1x193 MVA (4) Seccionamiento completo S.E. Rahue (5) Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500(290) MVA Ninguna

-

feb-17 jul-21 -

Figura 6.80: Flujos Nueva Puerto Montt –Pichirropulli 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.81: Flujos Nueva Puerto Montt –Rahue 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 83

Figura 6.82: Flujos Puerto Montt - Nueva Puerto Montt 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

i.

Escenario Base

Para la suma de flujos de S.E. Pichirropulli al sur se observa que la capacidad adicionada por el proyecto en licitación “Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500 (290) MVA (jul-2021)”, permitiría operar el tramo sin restricciones en todo el horizonte estudiado. Cabe indicar que esta línea se considera energizada en 220 kV para todo el horizonte de estudio en que se encuentra disponible. 6.3.7.1. Necesidades de expansión Tramo Ciruelos - Pichirropulli En el escenario base no se observan saturaciones a lo largo de toda la ventana de tiempo estudiada, por cuanto no se consideran proyectos de expansión para el tramo.

6.3.8

Tramo Puerto Montt – Melipulli - Chiloé

Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar:

(1) Línea Puerto Montt – Melipulli 2x220 kV, 1x145 MVA (2) Línea Melipulli - Chiloé, 1x193 MVA Ninguna Ninguna

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 84

Figura 6.83: Flujos Puerto Montt - Melipulli 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Figura 6.84: Flujos Melipulli - Chiloé 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia (*)

(*) Los límites considerados suponen operación con criterio N, debido a que solo existe 1 circuito que une las SS.EE. Melipulli y Chiloé 220 kV.

i.

Escenario Base

En cuanto al uso esperado de las líneas Puerto Montt – Melipulli 220 kV y Melipulli – Chiloé 220 kV, no se observan saturaciones a lo largo del periodo estudiado para el escenario base. No obstante lo anterior, cabe destacar que el tramo Puerto Montt – Melipulli – Chiloé ha sido recientemente incluido en la calificación de instalaciones del STT, por cuanto existe la necesidad de una solución para la normalización de la línea de circuito simple.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 85

6.3.9

Resumen análisis zona sur

A partir de los análisis realizados para la zona sur se presenta el Cuadro 6.7 en el cual se identifican los tramos congestionados y las posibles obras de expansión que darían solución. Para el tramo ciruelos – cautín se observan elevados niveles de saturación, lo que indicaría el requerimiento de una obra de expansión para el tramo. El tramo Cautín – Temuco presentaría algún grado de congestión a partir del año 2023. Por otra parte, para tramo Melipulli – Chiloé, debido a que estas líneas se han calificado recientemente como troncales, se deben realizar las obras necesarias para que se cumpla el criterio N-1 de acuerdo a la normativa. Cuadro 6.7: Resumen de requerimientos de expansión zona sur Tramo Toncal

Alternativa de Expansión

Fecha PES

Diagnostico

Ciruelos – Cautín 2x220 kV

Nueva línea 2x500 kV Cautín – Ciruelos, 1700 MVA, tendido dos circuitos energizados en 220 kV

Ene-22

Sobrecarga sentidos

Cautín – Temuco 1x220 kV

Ninguna

-

Melipulli – Chiloé 220 kV

Ninguna

-

Escenarios posible requerimiento ambos

Sobrecarga sur norte Cumplimiento N-1

-

Base Base Base

La determinación de la conveniencia de ejecución de los proyectos señalados dependerá de la evaluación económica correspondiente, suponiendo que la puesta en servicio de éstos se efectúa en la fecha más próxima considerando los plazos administrativos y de construcción.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 86

7

REVISIÓN PRELIMINAR SUBESTACIONES

DEL

CUMPLIMIENTO

NORMATIVO

DE

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio indica exigencias en el diseño de subestaciones con tensión sobre 200 kV, tales como la posibilidad de mantenimiento de interruptores, la no propagación de la falla en barra (severidad 9) y falla en transformadores (severidad 8), las conexiones en un punto intermedio de una línea del sistema de transmisión troncal y el criterio N-1 con que debe ser planificada la expansión. Se realizó una revisión preliminar del cumplimiento normativo de las subestaciones sobre 200 kV pertenecientes al sistema de transmisión troncal para lo cual se consideró la información obtenida desde el Estudio de Transmisión Troncal 2015-2018, la Propuesta Expansión Troncal 2015 CDEC SIC, los planes de expansión del STT, la Fijación de Instalaciones de Transmisión Troncal, el Estudio de Requerimientos DO-CDEC, análisis preliminares de SS.EE. realizados por la DPD del CDEC SIC más la información y planos de SS.EE. entregados por las empresas coordinadas del SIC, cuyo resumen se muestra a continuación. Desde el Cuadro 7.1 al Cuadro 7.8 se presenta un resumen del diagnóstico preliminar obtenido para cada una de subestaciones troncales analizadas. La finalidad del análisis realizado es detectar los posibles incumplimientos normativos e identificar aquellas subestaciones en que se deben realizar análisis eléctricos en mayor detalle para concluir respecto de la necesidad de normalización. De acuerdo a lo anterior, en aquellas subestaciones en que se detecta que pueden existir problemas de propagación de fallas por estabilidad de tensión o eventual sobrecarga, se efectuarán los análisis eléctricos que permitan determinar los incumplimientos y las posibles normalizaciones, lo cual se presenta en el capítulo 8. Cabe destacar que para efectos de los análisis realizados en el capítulo 8, se ha seleccionado un conjunto preliminar de subestaciones en base a un esquema de priorización, estudiándose las de mayor relevancia según: i. ii. iii. iv. v. vi.

Instalaciones troncales existentes Pérdida de consumos regulados Sobrecargas en líneas y/o transformadores Desconexión de equipos de compensación Desconexión de generación. Obras en construcción o licitación

El detalle del análisis realizado se encuentra en el ANEXO 4.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 87

Cuadro 7.1: Resumen de la revisión preliminar del cumplimiento normativo. S/E, tap-off tramo

o

Conclusiones preliminares

Mantención interruptores

Secciones de barra

Configuración transformadores

S/E Diego de Almagro 220 kV

Recomendar nuevamente obra de normalización de la subestación (Rev. ETT 20415) para subsanar problemas de conexión de los transformadores. Si es considerada la obra de ampliación señalada, se debe ampliar la capacidad de barras. Estudiar conexión del SVC plus por estabilidad de tensión.

Quedan pendientes para la conexión a la barra de transferencia los elementos SVS Plus y reactor.

Si sale de operación la sección uno de barra, la barra de 110 kV queda sin alimentación, perdiéndose consumo libre y regulado de la zona, y se pierde el soporte de reactivos del SVS.

S/E Carrera Pinto 220 kV

Con las ampliaciones fijadas en DS 201/2014 y DS 158/2014 esta S/E da cumplimiento normativo a las aristas analizadas.

Cumple normativa.

Cumple normativa. Ampliaciones fijadas en el DS 158/2015 modifican topología a interruptor y medio, lo cual aumenta nivel de seguridad.

S/E San Andrés 220 kV

Ante las diferencias entre la recomendación del CDEC SIC y el decreto del Ministerio de Energía, se debe volver a analizar el aumento de la capacidad de barras para verificar la correcta operación de la subestación a futuro.

S/E Cardones 220 kV

Las ampliaciones fijadas en los decretos DS 201/2014 y DS 158/2015 mejoran los estándares de seguridad de la subestación, sin embargo persiste el incumplimiento normativo respecto de la conexión de transformadores y la mantención de sus respectivos interruptores de 220 kV, junto con la sobrecarga de barras para año 2017.

Conexión STT

Planificación STT

Falla en uno de los transformadores conlleva la pérdida del suministro en la zona de 110 kV.

Cumple normativa.

Ante indisponibilidad del circuito Diego de Almagro – Carrera Pinto, la capacidad de barra se ve superada en un 36%.

No aplica.

Cumple normativa.

Cumple capacidad de barras con ampliaciones.

Cumple normativa.

Dada la obra señalada en la Res. Ex. 615/2015, la subestación cumplirá la normativa referente a falla de severidad 9.

No aplica

Cumple normativa y dado el seccionamiento completo de la línea Diego de Almagro Cardones, seguirá cumpliéndola.

Con llegada de nuevas líneas y repotenciamiento de actual circuito, capacidad actual de la barra no es admisible para el nivel de transferencia.

Los interruptores asociados a los transformadores 220/110 kV no tienen posibilidad de mantenimiento sin la desconexión del elemento.

Dada la obra del DS 158/2015 para esta subestación, se evita que falla de severidad 9 se propague al sistema troncal del SIC, pero se presentan sobrecargas en los transformadores 220/110 kV.

Falla en uno de los transformadores puede conllevar sobrecargas en los otros dos que queden operativos, con la posible pérdida del suministro.

Cumple normativa.

Consultor ETT, indica que capacidad de barra para el año 2017 tendrá una sobrecarga del 65%

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 88

Cuadro 7.2: Resumen de la revisión preliminar del cumplimiento normativo, continuación. S/E, tap-off tramo

o

Mantención interruptores

Secciones de barra

S/E Maitencillo 220 kV

Se debe recomendar la normalización de la conexión de los transformadores y verificar la capacidad de las barras para los años venideros.

Cumple normativa.

El ETT 2015 indica ante falla de severidad 9 en la subestación, el transformador que queda operativo presenta sobrecargas de hasta un 28%.

S/E Punta Colorada 220 kV

No se deben realizar estudios.

Cumple normativa.

Cumple normativa.

S/E Pan de Azúcar 220 kV

Se debe estudiar nuevamente la sobrecarga en los transformadores ante falla de severidad 8 y 9 para recomendar las obras correspondientes, junto con verificar la capacidad de barra de la subestación.

Con la obra normalización de subestación cumplirá normativa.

ETT 2015 indica sobrecargas inadmisibles en los transformadores

Tramo Pan de Azúcar-Las Palmas 220 KV: Tap-off Talinay, Tap-off Monte, S/E Don Goyo 220 kV y S/E La cebada 220 kV

Se deben realizar los análisis de falla de severidad 9 en la subestación Don Goyo para verificar cumplimiento normativo y para comprobar la capacidad de barra de las subestaciones seccionadoras.

S/E Las Palmas 220 kV

No se deben realizar estudios.

Conclusiones preliminares

Configuración transformadores El ETT 2015 muestra que ante severidad 8, el transformador que queda operativo se sobrecarga un 13%. Sin embargo, los flujos esperados por los transformadores disminuyen una vez que entre en operación el sistema de 500 kV en el norte del SIC.

Conexión STT

Planificación STT

Cumple normativa

Consultor ETT indica que para el año 2017 existirá una sobrecarga del 150% en barras.

No aplica.

Cumple normativa.

ETT 2015 indica que capacidad de barra es suficiente.

ETT 2015 indica que para el año 2020 la falla de cualquier transformador provocará cargas inadmisibles en los otros dos.

Cumple normativa.

Para año 2017 existirá una sobrecarga del 20% en barras (ETT2014)

Cumplirá normativa.

Se debe estudiar falla de severidad 9 en S/E Don Goyo.

No aplica.

Talinay y Monte Redondo se conectarán en S/E La Cebada una vez que se realice el seccionamiento completo en dicho punto.

Consultor ETT indica que la capacidad de la barra Don Goyo será sobrepasada en un 15% para el año 2018.

Cumple normativa.

Cumple normativa.

No aplica.

Cumple normativa.

Cumple normativa.

de la se la

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 89

Cuadro 7.3: Resumen de la revisión preliminar del cumplimiento normativo, continuación. S/E, tap-off tramo

S/E Los 220 kV

o

Vilos

S/E Nogales 220 kV

Conclusiones preliminares

Se debe realizar estudio para verificar cumplimiento asociado a falla de severidad 9.

Se estudiará posible sobrecarga en barra para el año 2018.

Mantención interruptores

Secciones de barra

Configuración transformadores

Conexión STT

Planificación STT

Cumple normativa.

Falla en la sección de barra donde se conecta a la S.E. Choapa 220/110 kV significaría riesgo de abastecimiento de consumos.

No aplica.

Cumple normativa.

Cumple normativa.

Cumple normativa.

Consultor ETT indica que para año 2018 existirá 40% de sobrecarga en barras.

Cumple normativa

Para año 2018 existirá una sobrecarga del 20% en barra (ETT2014)

Cumple normativa.

Cumple normativa.

No aplica.

Se debe estudiar falla de severidad 8 en transformadores 220/110 kV.

Se debe estudiar falla de severidad 8.

No aplica.

Obra en construcción. Diseño debe considerar suficiente capacidad de barra.

No aplica.

Se cumplirá normativa.

Obra en construcción. Diseño debe considerar suficiente capacidad de barra.

S/E Quillota 220 kV

Se estudiará cumplimiento normativo ante falla de severidad 8, 9 y de sobrecarga en barras.

Cumple normativa.

ETT 2015 indica que la falla de severidad 9 se propaga al tramo Quillota – Nogales 2x220 kV y si se genera la desconexión del tramo, se presentan sobrecargas en los transformadores de la subestación.

S/E Los Maquis 220 kV (STx)

Se realizarán los estudios de severidad 8 y se verificará la normalización de la conexión del transformador 220/110 kV.

No queda claro si se normalizará la conexión del transformador 220/110 kV de la subestación.

Se cumplirá normativa.

Tap – off El Llano, tramo Los Maquis – Polpaico 2x220 kV

Se debe estudiar la falla de severidad 9 en S/E Quilapilún 220 kV.

Nuevas instalaciones cumplirían normativa.

Se debe estudiar falla de severidad 9 en Quilapilún 220 kV.

la

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 90

Cuadro 7.4: Resumen de la revisión preliminar del cumplimiento normativo, continuación. S/E, tap-off tramo

o

Conclusiones preliminares

Mantención interruptores

Secciones de barra

Configuración transformadores

Conexión STT

Planificación STT

S/E Polpaico 220 kV

Se debe estudiar el cumplimiento normativo para fallas de severidad 8, 9 y capacidad de barras.

Restricciones de transmisión por capacidad del interruptor acoplador de barras (52JR).

ETT 2015 indica sobrecarga del tramo Polpaico – Cerro Navia 220 kV ante falla de severidad 9.

No se propaga.

No aplica.

Consultor ETT indica sobrecargas de 60% el 2017.

Tap off Lampa, Tramo Polpaico -Cerro Navia 2x220 kV

La nueva subestación cumple con la normativa.

Se cumplirá normativa.

Topología de la nueva subestación no propaga la falla.

No aplica.

Se cumplirá normativa.

Se debe estudiar capacidad de barra.

S/E Cerro Navia 220 kV

Analizar la capacidad de barra de la subestación, verificar conexión en doble interruptor del tercer banco de autotransformadores y conexión del paño JCE1 a la barra de transferencia.

Interruptor JCE1, asociado al CCEE 50 MVAr no posee conexión a barra de transferencia.

ETT 2015 indica sobrecargas de 10% en tramo Polpaico Cerro Navia 220 kV.

ETT 2015 indica la necesidad de un nuevo banco de transformadores 220/110 kV en conexión doble interruptor.

Cumple normativa.

S/E Alto Melipilla 220 kV

Se estudiará cumplimiento normativo ante fallas por severidad 8 y 9.

Cumpliría normativa de acuerdo a lo informado por el propietario del proyecto.

Se debe estudiar falla de severidad 9.

Se debe estudiar falla de severidad 8.

Se cumplirá normativa.

Se cumplirá normativa.

S/E Rapel 220 kV

Se estudiará cumplimiento normativo ante fallas por severidad 8, 9 y de capacidad de barras.

Cumple normativa.

Debe estudiarse una vez que estén definidos los parámetros de las nuevas obras.

Cumple normativa.

Debe estudiarse una vez que estén definidos los parámetros de las nuevas obras.

S/E Chena 220 kV

Solo queda verificar el cumplimiento normativo respecto a los transformadores de la subestación.

Se cumplirá normativa.

Cumple normativa

ETT 2015 indica que la capacidad de barra es suficiente para los próximos años.

Se cumplirá normativa.

Se debe estudiar falla de severidad 8 en transformador 220/66 kV.

Se debe estudiar falla de severidad 8.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 91

Consultor ETT indica que para el año 2017 existirá una sobrecarga del 16% en barras de 220 kV.

Cuadro 7.5: Resumen de la revisión preliminar del cumplimiento normativo, continuación. S/E, tap-off tramo

o

Tap Off Santa Marta, tramo Chena-Alto Jahuel 4x220 kV

Conclusiones preliminares

Mantención interruptores

Secciones de barra

Configuración transformadores

Conexión STT

Planificación STT

Tap-Off deberá seccionar ambos circuitos o conectarse directamente en una subestación troncal a definir por la DPD en el análisis de puntos óptimos de conexión.

No normativa.

No cumple normativa.

No aplica.

No cumple normativa.

No cumple normativa.

Cumple normativa.

Se debe estudiar falla de severidad 8.

Cumplirá normativa.

Cumple normativa.

Cumplirá normativa.

Se debe estudiar falla de severidad 8 para el transformador 220/154 kV.

Cumple normativa.

ETT 2015 indica que capacidad de barras es suficiente.

cumple

S/E Lo Aguirre Solo queda verificar el cumplimiento normativo respecto a los 220 – 500 kV transformadores de la subestación.

Cumple normativa.

Falta por estudiar el incumplimiento ante falla en S/E Alto Jahuel normativo transformador 220/154 kV y 220-500 kV normalizar la conexión de los paños JCE1, JCE2 y JZ3.

Interruptores JCE1, JCE2 y JZ3 no cuentan con la posibilidad de ser traspasados a la barra de transferencia.

Se deben realizar los estudios normativos de esta subestación considerando la obra de S/E Maipo 220 normalización decretada, junto con kV estudiar la posibilidad de agregar una barra de transferencia para la mantención de los interruptores de la barra actual.

Los interruptores que no son de línea Se debe verificar la Se debe estudiar falla de Se debe estudiar falla de mantienen la Cumplirá normativa. capacidad de la barra severidad 9. severidad 8. imposibilidad de actual. mantención.

S/E Candelaria 220 kV

Circuitos hacia Minero Se debe estudiar la posibilidad de 220 kV y central Se debe estudiar falla de No aplica. normalización de los paños faltantes. Candelaria no cumplen severidad 9. normativa.

Cumple normativa.

Cumple normativa.

S/E Colbún 220 kV

Interruptor J7, perteneciente al Normalizar interruptor J7 y estudiar circuito 1 de la línea el caso del tramo Ancoa – Colbún 220 Candelaria-Colbún no kV. posee posibilidad de mantenimiento.

Cumple normativa.

Cumple normativa.

Falla en el tramo Ancoa – Colbún 220 kV podría No aplica. significar la apertura de 3 interruptores.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 92

Cuadro 7.6: Resumen de la revisión preliminar del cumplimiento normativo, continuación. S/E, tap-off tramo

S/E Ancoa 220-500 kV

o

Conclusiones preliminares Se debe verificar la no propagación de la falla de severidad 9 y la capacidad de barra del patio de 220 kV.

Mantención interruptores

Secciones de barra

Se cumplirá normativa.

Se requiere análisis para verificar cumplimiento normativo ante falla de severidad 9.

Configuración transformadores

Se cumplirá normativa.

Conexión STT

Planificación STT

Cumple normativa.

Consultor ETT indica que capacidad de barra 220 kV es sobrepasada en un 10% en el año 2017.

Cumple normativa.

Falla en transformadores 220/154 kV compromete los Cumple normativa. estándares de seguridad y calidad de servicio. (DO)

Consultor ETT indica que capacidad de barra (anillo) 220 kV es sobrepasada en un 10% en el año 2017.

Se debe estudiar la solución a la falla de severidad 8 considerando la propuesta de Transelec para reducir S/E Charrúa 220 corrientes de cortocircuito, Cumple normativa. kV-500 kV requerimientos de reactivos y estudiar la capacidad de barra para los próximos años.

Se cumplirá normativa.

Según ETT 2015,falla en el transformador 220/154 kV pone en Cumple normativa. riesgo el suministro eléctrico de Concepción por déficit de reactivos.

Consultor ETT indica que capacidad de barra 220 kV es sobrepasada en un 50% en el año 2017.

S/E Lagunillas Se debe estudiar falla de severidad 8 Cumple normativa. 220 kV en el transformador 220/154 kV.

Cumple normativa.

Se debe estudiar falla de Cumple normativa. severidad 8.

Cumple normativa.

Se debe estudiar falla de severidad 8 en transformador 220/154 kV, la Interruptor JT1 no Se requieren análisis de S/E Hualpén posibilidad de mantenimiento del Se debe estudiar falla de presenta posibilidad fallas en conductores que Cumple normativa. 220 kV interruptor asociado a él y verificar la severidad 8. de mantención. conforman el anillo. capacidad de los conductores que conforman el anillo.

Cumple normativa.

S/E Mulchén No se deben realizar estudios. 220 kV

Cumple normativa.

Se debe analizar cumplimiento S/E Itahue 220 normativo asociado a la falla de Cumple normativa. kV severidad 8 y a la capacidad del anillo para los próximos años.

Cumple normativa.

Cumple normativa.

No aplica.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Cumple normativa.

Junio de 2016 93

Cuadro 7.7: Resumen de la revisión preliminar del cumplimiento normativo, continuación. S/E, tap-off tramo

o

Conclusiones preliminares

Mantención interruptores

Tap-Off deberá seccionar ambos Tap-Off El Rosal, circuitos o conectarse directamente Tramo Charrúa en una subestación troncal a definir No cumple normativa. Temuco 1x220 por la DPD en el análisis de puntos kV óptimos de conexión.

S/E Temuco 220 kV

Tap-off Toltén, Cautín Temuco kV

Río tramo – 2x220

Configuración transformadores

Conexión STT

No normativa.

cumple

Planificación STT

No cumple normativa.

No aplica.

Cumplirá normativa.

Se debe estudiar falla de severidad 8 en Cumple normativa. transformador 220/66 kV.

Se debe verificar capacidad de la barra.

Interruptores JT7 y JT8 sin posibilidad de Se cumplirá normativa. mantenimiento.

Se debe estudiar falla de severidad 8 en Cumple normativa. transformadores 220/66 kV.

Cumple normativa.

No cumple normativa.

No aplica.

Se analizarán los cumplimientos S/E Duqueco normativos ante falla de severidad 8 Cumple normativa. 220 kV y 9 más la capacidad de barra. Se analizarán los cumplimientos normativos ante falla de severidad 8 y la posibilidad de conexión a barra de transferencia de los interruptores JT7 y JT8. Tap-Off deberá conformar S/E seccionadora de ambos circuitos o conectarse directamente en una subestación troncal a definir por la DPD en el análisis de puntos óptimos de conexión.

Secciones de barra

No cumple normativa.

Se analizará cumplimiento normativo S/E Ciruelos ante falla de severidad 9 y posibles Cumplirá normativa. 220 kV ampliaciones futuras.

ETT 2015 indica que falla de severidad 9 no se propaga mientras no No aplica. entre en operación Nva. Cautín – Nva. Ciruelos 2x500(220) kV

Se debe estudiar la posibilidad de conectar los transformadores a la S/E Valdivia 220 barra de transferencia y analizar las kV obras pertinentes para la no propagación de la falla de severidad 8 y 9 en la subestación.

ETT indica que ante falla de severidad 9, transformador operativo se sobrecarga 44%.

Interruptores de transformadores no tienen conexión a barra de transferencia.

No normativa.

cumple

No cumple normativa.

Cumplirá normativa. En caso que se decrete nueva obra troncal en el Cumplirá normativa. futuro en 500 kV, se deberán realizar ampliaciones a S/E.

Con aumento de demanda se necesitará Cumple normativa. nuevo transformador 220/66 kV.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

No cumple normativa.

Junio de 2016 94

Se debe verificar capacidad de barra en el futuro.

Cuadro 7.8: Resumen de la revisión preliminar del cumplimiento normativo, continuación. S/E, tap-off tramo

o

Conclusiones preliminares

Mantención interruptores

Secciones de barra

Configuración transformadores

Conexión STT

Planificación STT

Ante falla de severidad 9 S/E Rahue 220 Se estudiará cumplimiento normativo Cumple y cumplirá existiría pérdida de No aplica. kV ante falla de severidad 9. normativa. consumos en S/E Pilauco 220 kV.

Cumplirá normativa.

Tap-Off deberá conformar S/E seccionadora de ambos circuitos o Tap-Off conectarse directamente en una Pichirrahue, No subestación troncal a definir por la Tramo Valdivianormativa. DPD en el análisis de puntos óptimos Rahue 2x220 kV de conexión, donde debería indicarse que se conecte en S/E Rahue.

No cumple normativa. Dada la cercanía del Tap-Off con la S/E Rahue 220 kV, el No cumple normativa. consultor del ETT propone que éste se conecte directamente ahí.

S/E Puerto No se deben realizar nuevos estudios Montt 220 kV

cumple

No cumple normativa.

No aplica.

ETT 2015 indica que no Se cumplirá se propaga falla de No aplica normativa. severidad 9.

Cumple normativa

Se debe verificar capacidad de barra cuando estén definidos los parámetros de la S/E.

Cumple normativa

Se debe realizar estudio para S/E Melipulli Se cumplirá verificar cumplimiento asociado a Se cumplirá normativa. 220 kV normativa. falla de severidad 8.

Se debe estudiar falla de severidad 8 en transformadores No aplica. 220/110 kV y 220/66 kV.

Cumplirá normativa.

Se debe realizar estudio para verificar cumplimiento asociado a S/E Chiloé 220 falla de severidad 8 y 9, junto con kV analizar el mantenimiento de interruptores.

Se debe estudiar falla de severidad 8 por posible No aplica. pérdida de suministro en Chiloé.

Se debe incluir en la normalización de la subestación.

No cumple normativa y transformador de la subestación no posee interruptor.

Se debe estudiar falla de severidad 9 por posible pérdida de suministro en Chiloé.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 95

8

ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO EN SS.EE. TRONCALES POR SEVERIDADES 8 Y 9

La NTSyCS establece estándares para el diseño y desarrollo del sistema de transmisión, los cuales corresponden, entre otros, a criterios de configuración de subestaciones para el mantenimiento de interruptores y para el desempeño de las instalaciones frente a fallas en transformadores y secciones de barra (severidades 8 y 9). Por esta razón se han realizado análisis detallados para fallas en barra y/o transformadores en las subestaciones troncales que preliminarmente permanecen con incumplimiento normativo. En virtud de la revisión y análisis desarrollados en cada subestación del STT, en el Cuadro 8.1 se presenta un resumen que contiene los resultados de las simulaciones realizadas. No obstante lo anterior, a continuación del cuadro se ahonda en mayor detalle en aquellas subestaciones en que se detectó incumplimiento normativo, a saber: 

S/E Diego de Almagro 220 kV



S/E Maitencillo 220 kV



S/E Pan de Azúcar 220 kV



S/E Los Vilos 220 kV – Choapa 220 kV



S/E Rapel 220 kV



S/E Ancoa 220 kV



S/E Rahue 220 kV

Cabe señalar que las posibles soluciones presentadas son preliminares y están sujetas a la revisión de prefactibilidad llevada a cabo en el proceso de ingeniería conceptual que se realizará en las siguientes versiones de este informe. El detalle de los estudios realizados se encuentra disponible en el ANEXO 5. Cuadro 8.1: Resumen de los análisis de severidad 8 y 9. Subestación

Falla severidad 9

Falla severidad 8

Diego de Almagro 220 kV

Considerando que se equilibrarían las conexiones de los elementos de transmisión adicional en las dos barras principales, se soporta la falla en barra pues las tensiones en la zona quedan en rangos normales de operación.

No se analiza. Se mantiene la conclusión de la revisión 2015 donde la falla se propaga al sistema de 110 kV de la zona.

Cardones 220 kV

En el caso de falla en la barra 1, la sobrecarga en el T2 220/110 kV es de 121%. En el caso de la barra 1, las sobrecargas son de 8.2% en T1 y 18.0% en T3.

Se produce una sobrecarga máxima de un 19% en uno de los transformadores.

Posible solución No es necesario conectar en doble barra el SVC Plus de la subestación. Se mantiene la recomendación de conectar un transformador 220/110 kV y un circuito desde Paposo 220 kV a la nueva barra de la subestación, junto con aumentar la capacidad de transformación. Se debe aumentar la capacidad de transformación 220/110 kV de la subestación con conexión en ambas barras para asegurar que la falla de severidad 9 tampoco se propague.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 96

Subestación

Falla severidad 9

Falla severidad 8

Maitencillo 220 kV

En caso de falla en la barra 1, el transformador operativo presenta sobrecarga de 13.5%. En caso de falla en barra 2, la sobrecarga es un 4%

La sobrecarga es pequeña, alcanzando un 3%.

Pan de Azúcar 220 kV

Falla en barra 2 se propaga, sobrecargando los transformadores que operan en paralelo.

No se propaga.

Los Vilos – Choapa 220 kV

Falla en barra 2 se propaga con forma de operación actual en la zona. Operación enmallada no asegura un buen perfil de tensiones en la zona tras la falla si no se toman medidas operativas.

Falla en transformador se propaga pues también desconecta el transformador en reserva de la S/E Choapa.

Quillota 220 kV

Falla de severidad 9 se propaga a instalaciones adicionales. Tras la desconexión de aquellas, la falla no es propagada.

No se propaga.

Lo Aguirre 220 kV

No se analiza por configuración de la subestación.

No se propaga.

Cerro Navia 220 kV

No se propaga.

No se propaga.

Rapel 220 kV

Falla en barra 2 se propaga a la S/E Quelentaro y al sistema de subtransmisión de la zona.

No se analiza, ya que solo dejan fuera unidades de generación, con un máximo de 150 MVA.

Ancoa 220 kV

Falla en barra 1 produce sobrecarga de un 49% en el transformador 500/220 kV que queda operativo, la cual disminuye a un 21.9% si se desconecta el cable Ancoa – Colbún 1x220 kV, mientras que la falla en barra 2 produce una sobrecarga de un 23.0%.

Falla en transformador 500/220 kV provoca sobrecarga de 61% en el equipo que queda operativo, la cual disminuye a un 35% si se desconecta el cable Ancoa – Colbún 1x220 kV.

Colbún 220 kV

Falla en el tramo del anillo donde se conecta un circuito hacia S/E Puente Negro 220 kV y otro hacia Ancoa 220 kV no se propaga

No aplica.

Hualpén 220 kV

Falla en el anillo no se propaga.

Falla en transformador no se propaga.

Rahue 220 kV

Falla en barra se propaga a los consumos de la S/E Pilauco 220 kV y S/E Antillanca 220 kV.

Falla en transformador Pilauco 220 kV adyacente a la S/E Rahue 220 kV se propaga a los consumos conectados a ella.

Posible solución Como la sobrecarga tras la falla de severidad 8 es pequeña, bastaría modificar la conexión de los actuales transformadores para que ante falla de severidad 9, ambos equipos queden operativos. Nuevo equipo de transformación debe quedar conectado a la barra 1, ya sea en doble interruptor o en un y medio interruptor con otro elemento. La mejor solución es conectar el transformador operativo y el que se encuentra en reserva en barras distintas de la S/E Los Vilos, incluyendo sus respectivos paños de conexión en forma separada. Propuesta de Transelec es suficiente para la no propagación de las fallas de severidad 8 y 9 al sistema de subtransmisión de la zona. No se necesita un Segundo transformador 500/220 kV. Propuesta de Transelec es suficiente para la no propagación de las fallas de severidad 8 y 9 al sistema. Dada la poca distancia con la S/E Quelentaro, se propone el tendido de un nuevo circuito desde dicha subestación hacia la barra 1.

Se debe aumentar la capacidad de transformación 500/220 kV en la subestación. La conexión del nuevo equipo debe ser en doble interruptor.

No sería necesario normalizar la conexión del cable Ancoa – Colbún 1x220 kV por falla de severidad 9. Solo sería necesario en caso de posible incumplimiento normativo en la configuración del anillo. La subestación cumple normativa respecto a falla de severidad 8 y 9. Conexión a ambas secciones de barra de los circuitos hacia S/E Pilauco 220 kV y S/E Antillanca 220 kV.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

Junio de 2016 97

A continuación se detalla en forma breve la situación de aquellas subestaciones en las cuales se le detectó incumplimiento normativo. 8.1

S/E Diego de Almagro 220 kV

Esta subestación posee una nueva barra y se espera que con ella las conexiones de los elementos queden equilibradas, como se muestra a continuación. Transformador 4

Transformador 3

REACTOR

B1

B2

Existente y en Construcción Ampliación Troncal Transelec Ampliación Troncal Eletrans Ampliación STA

SVC

Cardones 2

Cardones 1

Paposo 1

Paposo 2

Carrera Pinto

San Lorenzo

BT

Figura 8.1: Configuración futura esperada S/E Diego de Almagro

El interruptor del SVC Plus no tiene posibilidad de mantenimiento y se analizó la necesidad de conectarlo a la nueva barra para mejorar el perfil de tensiones en caso de falla en la barra 1. Los resultados mostraron que, con el nuevo sistema de 500 kV en la zona y las exigencias de la Norma Técnica para generadores no sincrónicos, las tensiones se encuentran dentro de lo permitido por aquella para la contingencia señalada. Al realizar dichos análisis, se observaron sobrecargas en los equipos de transformación 220/110 kV de la subestación, de un 40% en caso de falla en la barra 1 y un 29% en caso de falla en la barra 2. Para subsanar la falla se debe aumentar la capacidad de transformación, ya sea instalando un nuevo equipo que permanezca conectado a ambas barras, ya sea por configuración doble interruptor o un y medio interruptor, o modificando los ya existentes.

Diagnóstico de utilización esperada del STT y estado de cumplimiento normativo de instalaciones

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8.2

S/E Cardones 220 kV

Durante el año 2015 ya se detectó insuficiencia en la capacidad de transformación de la subestación, por lo que se reitera el análisis sobre ella con la configuración futura de la subestación. En ella, se mantienen 3 equipos de transformación 220/110 kV de 75 MVA, dos conectados a la barra 1 y uno conectado a la barra 2.

Figura 8.2: Configuración futura S/E Cardones

Los resultados muestran que en caso de falla en la barra 1, la sobrecarga del transformador operativo alcanza un 121%, mientras que en caso de falla en la barra 2, la sobrecarga de los transformadores operativos es de 8% y 18%. En caso de falla en uno de los transformadores de la subestación, las sobrecargas en los equipos que quedan operativos son de 19% y 9%. La solución en la problemática radica en el aumento de la capacidad de transformación, ya sea incorporando un nuevo equipo o modificando alguno de los ya existentes, procurando que éste se conecte de forma tal que la falla en barra no se propague, es decir, en conexión doble interruptor o un y medio interruptor. 8.3

S/E Maitencillo 220 kV

Durante el año 2015 se detectó la propagación de la falla de severidad 9 en la S/E Maitencillo, por lo que se reitera el análisis y se agrega la falla de severidad 8 en el estudio, el cual se realiza con la configuración futura de la zona, la cual se muestra a continuación. En ella, la subestación mantiene dos equipos de 90 MVA, conectados a sendas barras.

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Figura 8.3: Configuración futura S/E Maitencillo

Los resultados muestran que, ante falla en la barra 1, la sobrecarga del transformador operativo es de un 13,5% mientras que la falla en la barra 2 provoca una sobrecarga de un 4% en el otro transformador. La falla en uno de los transformadores provoca una sobrecarga de un 3% en aquel que queda operativo. Ante esto, se debiese incorporar un nuevo transformador que se encuentre siempre operativo aunque ocurra una contingencia en barra, es decir, conexión doble interruptor o un y medio interruptor o cambiar los equipos actuales por algunos de mayor capacidad. 8.4

S/E Pan de Azúcar 220 kV

En la Revisión del Estudio de Transmisión Troncal 2015 se mostró que la capacidad de transformación de la subestación no era suficiente para soportar las contingencias en barra y en transformador. Transelec ha informado la inclusión de un nuevo equipo de transformación 220/110 kV, 150 MVA que se conectará en una primera instancia a la barra 2 de la subestación.

Figura 8.4: Configuración futura S/E Pan de Azúcar

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Los resultados muestran que no existen sobrecargas para las fallas en barra 1 y en un equipo de transformación, pero sí las hay en caso de falla en barra 2, donde los equipos que operan en paralelo quedan sobrecargados. El transformador de 75 MVA de capacidad presenta una sobrecarga de 78% mientras que el equipo de 90 MVA se sobrecarga un 53%. La solución a la problemática radica en la conexión del nuevo equipo tanto a la barra 1 como a la barra 2, ya sea en topología doble interruptor o un y medio interruptor con otro elemento de la subestación. 8.5

S/E Los Vilos 220 kV – Choapa 220 kV

En esta zona, los consumos son alimentados radialmente a través del equipo de transformación 220/110 kV de la subestación Choapa. Ante falla en dicho equipo o falla en la sección 1 de barra de la subestación Los Vilos, se pierde dicho consumo.

Figura 8.5: Configuración actual y futura S/E Los Vilos y S/E Choapa

Dado que existe un equipo en reserva en la subestación Choapa, se sugiere la conexión de éste en la segunda sección de barra de la subestación Los Vilos, con lo cual las fallas en barra y en transformador no serían propagadas a la zona sur de la Región de Coquimbo.

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8.6

S/E Rapel 220 kV

La subestación Rapel contará con tres circuitos hacia la subestación Alto Melipilla y la aledaña subestación Quelantaro seguirá con una conexión en simple circuito, como se muestra en la siguiente figura.

Figura 8.6: Configuración futura S/E Rapel

En los elementos pertenecientes al Sistema de Transmisión Troncal, la falla de severidad 9 no es propagada, pero, claramente, la falla en la segunda sección de barra provoca la pérdida de consumo regulado de la zona, el cual es alimentado a través de la subestación Quelantaro. Dada la cercanía de ambas subestaciones se propone la instalación de un segundo circuito que conecte la sección 1 de la subestación Rapel con la subestación Quelentaro, para que la falla de severidad 9 no sea propagada al sistema de subtransmisión de la zona. 8.7

S/E Ancoa 220 kV

Esta subestación, de suma importancia para el sistema interconectado por el aporte de generación que se realiza a través de ella, presenta dos transformadores 500/220 kV, cada uno conectado a una barra tanto en el lado de 500 kV como en 220 kV. En el futuro, se espera el aporte de cerca de 400 MW a través de las centrales Los Cóndores, Ñuble y Punilla, como se muestra a continuación.

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Figura 8.7: Configuración futura S/E Ancoa

Ante falla en barra 1 del patio de 220 kV, la sobrecarga sobre el transformador 2 es de un 50%, la cual disminuye a un 22% si se desconecta el circuito Ancoa – Colbún, valores que son claramente inadmisibles y provocarían la desconexión del transformador sobrecargado, con la consecuente propagación de la falla al resto del sistema. Si la falla ocurre en la barra 2, el transformador 1 presenta una sobrecarga de un 23%, pues la situación es similar a la falla en la barra 1 sin el cable Ancoa – Colbún 1x220 kV. En el caso de falla de severidad 8, la sobrecarga en el equipo que queda operativo es de un 61%, la cual disminuye a un 35% si se desconecta el circuito hacia S/E Colbún. Nuevamente estas sobrecargas son inadmisibles y provocarían la desconexión del segundo transformador, con la propagación al resto del sistema. Cabe destacar, que estas sobrecargas podrían ser mayores ya que el generador Ñuble no se encontraba despachado a plena capacidad y la generación de la central Pehuenche fue disminuida en 100 MW para no sobrecargar el circuito operativo tras contingencia que conecta dicha central con la subestación Ancoa. Para que la subestación cumple con la normativa vigente, se debe aumentar la capacidad de transformación conectando un nuevo equipo 500/220 kV en configuración doble interruptor para que ninguna de las fallas estudiadas se propague.

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8.8

S/E Rahue 220 kV

Tal como se muestra a continuación, desde la subestación Rahue alimenta los consumos de la subestación Pilauco y se conecta a través de un simple circuito hacia la subestación Antillanca.

Figura 8.8: Configuración actual S/E Rahue

En el futuro, esta subestación seccionará el segundo circuito del tramo Valdivia – Puerto Montt 2x220 kV, sin embargo persistirá la problemática de que ante falla en la sección 1 se pierde el suministro a las subestaciones Pilauco y Antillanca. Para que se cumplan las exigencias normativas en la subestación Rahue, los circuitos que conectan dichas subestaciones debiesen estar conectadas a las dos futuras secciones de barra.

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ANEXO 1

ANEXO 1 ESTUDIO DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN Y REQUERIMIENTOS DE COMPENSACIÓN REVISIÓN ETT 2015

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ANEXO 2

ANEXO 2 ESTUDIO DE LA OPERACIÓN DE LA ZONA NORTE DEL SIC PERÍODO 2014-2017

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ANEXO 3

ANEXO 3 METOLOGÍA DE INCORPORACIÓN DE LA GENERACION SOLAR FOTOVOLTAICA Y EÓLICA AL MODELO PLP

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ANEXO 4

ANEXO 4 REVISIÓN GENERAL DEL CUMPLIMIENTO DE ESTÁNADES DE SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO EN SUBESTACIONES CON INSTALACIONES TRONCALES

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ANEXO 5

ANEXO 5 ANALISIS ELÉCTRICOS SEVERIDAD 8 Y 9 SUBESTACIONES TRONCALES

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ANEXO 6

ANEXO 6 ESTUDIO ESCENARIOS DE EXPANSIÓN DEL PARQUE GENERADOR SIC – SING

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