Abastecimiento Seguro de Ciudades

7/23/2019 Abastecimiento Seguro de Ciudades

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Clasificación: InformeVersión: Definitivo

Autor Dirección de Peajes - Departamento de PlanificaciónFecha Creación 30-06-2014Versión Definitivo

ABASTECIMIENTO SEGURO DE CIUDADESDEL SING




ABASTECIMIENTO SEGURO DE CIUDADES DEL SING

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CONTENIDOS

1. INTRODUCCIÓN

2. RESUMEN EJECUTIVO

3. ABASTECIMIENTO SEGURO ZONA NORTE DEL SING

3.1 CONTEXTO GENERAL 3.2 ANÁLISIS DE SUFICIENCIA Y SEGURIDAD 3.3 OBRAS DE EXPANSIÓN PROPUESTAS – CIUDADES DE ARICA E IQUIQUE 13.3.1 DESCRIPCIÓN DE ALTERNATIVAS ANALIZADAS 13.3.2 V ALORIZACIÓN REFERENCIAL 13.3.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA 13.3.3.1 Valorización Referencial 13.3.3.2 Estadística de Fallas 13.3.3.3 Costo de Falla de Corta Duración (CFCD) 13.3.3.4 Costo de Operación 13.3.3.5 Resumen Evaluación Económica 2

4. ABASTECIMIENTO SEGURO ZONA SUR DEL SING 2

4.1 CONTEXTO GENERAL 24.2 ANÁLISIS DE SUFICIENCIA Y SEGURIDAD 24.3 OBRAS DE EXPANSIÓN PROPUESTAS – ANTOFAGASTA Y ALREDEDORES 24.3.1 DESCRIPCIÓN DE ALTERNATIVAS - ANTECEDENTES GEOGRÁFICOS 24.3.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA 34.3.2.1 Valorización Referencial 34.3.2.2 Estadística de Fallas 34.3.2.3 Costo de Falla de Corta Duración (CFCD) 34.3.2.4 Costo de Operación 34.3.2.5 Resumen Evaluación Económica 3

5. ANEXOS 3

5.1 ANEXO 1: CAPACIDAD INFORMADA DE INSTALACIONES 35.1.1 ZONA SUR 35.1.2 ZONA NORTE 35.2 ANEXO 2. DETALLE ANÁLISIS ZONA NORTE 35.2.1 OPCIÓN A 35.2.2 OPCIÓN B 3





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5.2.3 OPCIÓN C 35.2.4 OPCIÓN E 35.2.5 OPCIÓN F 45.2.6 OPCIÓN G 45.3 ANEXO 3. DETALLE ANÁLISIS ZONA SUR 4

5.4 ANEXO 4. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS OPCIÓN A – ZONA SUR 45.5 ANEXO 5. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS OPCIÓN B – ZONA SUR 4





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1. INTRODUCCIÓN

Las instalaciones eléctricas de generación, transmisión y consumo, que interconectadas entre sí conforman SING, abarcan el territorio comprendido entre las regiones de Arica-Parinacota, Tarapacá y Antofagastaequivalente al 24,5% del territorio continental del país, y permiten abastecer de energía eléctrica las ciudades d

Arica, Iquique, Antofagasta y Calama, así como la localidad de Pozo Almonte y sus alrededores.

En el presente estudio, se analiza la seguridad de suministro de las principales ciudades y localidades del SING, se proponen alternativas para su desarrollo de largo plazo, bajo diferentes supuestos de oferta y demanda. Caduna de las alternativas planteadas es evaluada en su mérito y finalmente se evalúan en conjunto para determinaaquella alternativa que resulta óptima, bajo una evaluación económica que considera el costo de inversión etransmisión y el costo de operación y falla del sistema1.

Las obras que finalmente resultan mejor evaluadas dentro del conjunto de alternativas planteadas, son propuestacomo plan de obras para el desarrollo del sistema de transmisión que permite dar seguridad de abastecimiento a laprincipales ciudades del SING, en un horizonte de 15 años.

1 Costo de falla, se refiere a la Energía no Suministrada valorizada a Costo de Falla de Corta Duración.





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2. RESUMEN EJECUTIVO

El objetivo del análisis, es revisar la seguridad y suficiencia de las instalaciones de transmisión que permiten eabastecimiento de las principales ciudades del SING, y proponer alternativas de expansión que permitan mejoradichas condiciones de abastecimiento. Para efectos del análisis, las soluciones y obras recomendadas no obedece

a calificaciones tarifarias (Troncal, Adicional o Subtransmisión), sino a criterios técnico-económicos de eficiencia seguridad de abastecimiento, pero que en general redundan en ampliaciones o nuevas obras de subtransmisión, bien, en nuevas obras de transmisión conectadas al sistema Troncal o a instalaciones adicionales.

Este Estudio se enmarca dentro de las iniciativas que está llevando a cabo el CDEC-SING, con motivo de loprincipales procesos de tarificación de los servicios regulados de transporte de energía a desarrollarse durante eaño 2014, entendiendo por ellos, a los procesos de tarificación de la Subtransmisión y del sistema de TransmisióTroncal, y considera como base, los supuestos de oferta y demanda del SING, utilizados en el Informe dExpansión del Sistema de Transmisión del SING, en adelante IET, para un horizonte de planificación de 15 añosemitido durante mayo del presente año.

El Sistema de Transmisión Base está compuesto, tanto por las instalaciones existentes, como por todas aquellanuevas obras y refuerzos de instalaciones existentes, que se encuentran en construcción o incluidas en algú

Decreto de Expansión Troncal.

A partir de las bases señaladas anteriormente, se modela y analiza el sistema de transmisión del SING, eparticular, aquellas instalaciones asociadas al suministro de energía de los centros de consumo de los clienteregulados, es decir, las grandes ciudades del Norte Grande como lo son Arica, Iquique y Antofagasta, además dlocalidades como Pozo Almonte y sus alrededores.

En primer lugar, se realizan estudios eléctricos de flujos de potencia AC, con el objeto de identificar aquellas zonadel SING en las cuales una contingencia en alguna línea de transmisión, puede desencadenar la sobrecarga dotras líneas del sistema o presentar energía no suministrada, es decir, se verifica el comportamiento del sistembajo criterio de seguridad N-1, definido en la Norma Técnica vigente.

Como paso siguiente, para aquellas instalaciones de transmisión que presentan limitaciones, o cuya desconexió

afecta la seguridad de servicio, se modelan diversas alternativas de proyectos que permitan dar solución a loproblemas detectados. Aquella alternativa que presenta el mayor beneficio económico en el horizonte de evaluació-dentro del universo de alternativas que cumplen con la Norma Técnica-, es considerada como la más adecuadpara levantar las restricciones de dicho tramo del sistema de transmisión.

Con el objeto de presentar los análisis y propuestas de manera más clara y ordenada, se establecen 2 zonas subsistemas dentro del SING, definidas de acuerdo a la ubicación geográfica de las ciudades, estas son:

Zona Norte. Comprendida por las líneas y subestaciones que permiten el abastecimiento de las ciudadede Arica e Iquique y la localidad de Pozo Almonte y sus alrededores.

Zona Sur. Comprendida por las instalaciones que permiten el abastecimiento de la ciudad de Antofagasta alrededores.

Para mejor referencia de las zonas mencionadas se presenta a continuación la Figura 1.





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Figura 1: Identificación de Zonas del SING.

A continuación, se presentan las principales propuestas de obras de expansión del sistema de transmisión, qupermitirían el abastecimiento de las ciudades del SING en el largo plazo. Para la definición de estas obra

propuestas, se realizan análisis de seguridad y suficiencia, bajo condiciones de operación normal y antcontingencias.

Las obras propuestas son las siguientes:

Tabla 1: Obras Recomendadas para Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING.

N Obras de transmisión recomendadasCapacidad Largo Fecha

Estimada

VI Ref AVI COMAZon

MVA km Miles de USD

1 Nueva línea 2x220 kV Cóndores-Pozo Almonte, circuito 1 180 36 2016 13000 1330 260

Nor2Cambio T/C línea Tarapacá-Cóndores 220 kV y Lagunas-Pozo Almonte 220 kV

100 No Aplica 2016 10 1,02 0,2

3 Nueva línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, circuito 1 180 220 2016 43000 4400 860

4Cambios de TT/CC en líneas de 110 kV Capricornio

– Antofagasta y

Antofagasta-Alto Norte y línea 220 kV O’Higgins – Coloso - No Aplica 2016 2000 205 40

Su

5Nueva línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda y cierre Línea 110kV Mejillones-Antofagasta (Paño Antofagasta)

150 4 2016 3000 307 60

6Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra y SeccionamientoLínea 220 kV O'Higgins – Coloso (*)

150 No Aplica 2016 / 2018 11000 1125 220

7Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio y Seccionamientolínea 1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos(*) (**)

150 No Aplica 2018 / 2016 11000 1125 220

(*) Proyectos complementarios, uno se requiere el año 2016 (lo antes posible) y el otro el año 2018, el orden es indiferente.

(**) Tiene como alternativa la conexión mediante Tap Off en cualquiera de los circuitos de la línea 2x220 kV Chacaya – El Cobre, con un VI referencial de 6

millones de USD. Alternativa con menor VI, pero a su vez con un estándar menor en términos de seguridad y maniobrabilidad.

Salta

Condores

Pozo Almonte

CerroColorado

Chapiquiña

Arica

Parinacota

Iquique

Angamos

Norgener

Tocopilla

El Abra

R. Tomic

Calama

Salar

Tamaya

Esperanza

Mejillones

Mantos Blancos

Esmeralda Sulfuros

Escondida

O'higgins

Coloso

CRUCERO

ENCUENTRO

LAGUNAS

TARAPACA

Andes

ATACAMA

Nueva Zaldivar

Zaldivar

Collahuasi

Quebrada Blanca

El Aguila

Domeyko

El Tesoro

El CobreLaberinto

Spence

Chuquicamata

Mejillones

Andina

Hornitos

Atacama

Tamarugal

Zona

Norte

Zona Sur





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Plan de ObrasPropuesto Zona Norte

Plan de Obras

Propuesto Zona Sur

Figura 2: Obras Recomendadas para Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING.

G G

G

Tarapacá 220 kVLagunas 220 kV

Collahuasi220 kV

QuebradaBlanca 220 kV

Pozo Almonte220 kV

Pozo Almonte110 kV

Arica110 kV

Arica66 kVChapiquiña66 kV

CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

ObrasPropuestas

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos

Nueva ZaldívarMejillones

Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

Sulfuros

O’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Esperanza - El Tesoro - Encuentro

Kelar1

Proyecto de generación KELAR1

Proyectos Transmisión adicional

clientes libres

Capricornio

El Negro

Alto Norte

La Negra 110Centro-Sur-

La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince

Desaladora Coloso - Escondida

Proyectos de consumo clientes

libres

Línea 220 kV

Línea 110 kV

Obras E-CL

Mantos Blancos

OGP1-

EscondidaSVC

Tap Salar del

Carmen

Uribe

Interruptor abierto

Interruptor cerrado

La Negra 220





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3. ABASTECIMIENTO SEGURO ZONA NORTE DEL SING

3.1 CONTEXTO GENERAL

La Zona Norte del SING corresponde a las instalaciones que se encuentran al norte de los nodos CruceroEncuentro, dentro de las cuales destacan las subestaciones Tarapacá, Lagunas, Pozo Almonte, CollahuasCóndores y Parinacota, todas ellas en nivel de 220 kV.

En esta zona no sólo se abastecen consumos mineros, como Quebrada Blanca, Cerro Colorado y MinerCollahuasi, sino que además dos de los tres centros urbanos más grandes del Norte Grande del país, como son laciudades de Arica e Iquique, además de las localidades de Pozo Almonte, Pica, Putre y sus alrededores.

La Zona Norte definida anteriormente es una zona deficitaria en términos de disponibilidad de unidades dgeneración, es decir, tiene más demanda que oferta de base, diferencia que aumenta frente a escenariooperacionales de alta demanda y que se vuelve una situación crítica ante la ausencia de la unidad CTTAR, ya sepor mantenimiento programado o por falla.

Cabe destacar, que el sistema de transmisión de la Zona Norte presenta un bajo nivel de enmallamiento, lo cuaconlleva ineficiencias en el uso de las instalaciones del sistema de transmisión, evacuando energía desde subestación Arica hacia Pozo Almonte y desde allí hacia la S/E Lagunas, mientras por que por otro lado, loconsumos conectados en la subestación Parinacota, ubicada físicamente sólo a 3 kilómetros de la subestació

Arica, debe ser abastecida desde Tarapacá – vía Cóndores – mediante un sistema de transmisión daproximadamente 300 kilómetros de longitud.

En la Zona Norte se considera el crecimiento de los siguientes consumos principales, de acuerdo con lo informadpor las empresas:

Consumos Regulados de Arica, Iquique y Pozo Almonte, en subestaciones Parinacota, Cóndores y Poz Almonte, respectivamente.

Consumos esperados de Minera Collahuasi.

Consumos esperados de Minera Cerro Colorado

Consumos esperados de Minera Quebrada Blanca.

Por otra parte, en la Zona Norte existen dos proyectos convencionales de generación con RCA Aprobada:

Central Termoeléctrica Pacífico, con dos unidades vapor-carbón de 175 MVA cada una.

Central Termoeléctrica Patache, con una unidad vapor-carbón de 110 MVA.

Asimismo, la zona cuenta con los siguientes proyectos de generación en base a ERNC declarados en construcción

Central Fotovoltaica El Águila. Proyecto con 2 MW de potencia instalada, conectado en subestación Águila 66 kV, cuya puesta en servicio se espera durante el año 2014.

Centrales Fotovoltaica Arica Solar 1. Se proyectan dos etapas de 18 y 22 MW de potencia instaladrespectivamente, conectadas en subestación Parinacota 66 kV, cuya puesta en servicio se espera durant2015.

Cabe destacar que durante el año 2013 y el transcurso del año 2014, se han puesto en servicio los siguienteproyectos de generación en la zona:

Centrales Fotovoltaicas Pozo Almonte Solar 2 y 3, con 7,5 y 16 MW de potencia instalada, respectivamentconectadas en subestación Pozo Almonte 66 kV.





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Las ciudades de Arica e Iquique son abastecidas desde las subestaciones Parinacota y Cóndores, respectivamentlas cuales son alimentadas desde la subestación Troncal Tarapacá, mediante las líneas 1x220 kV TarapacáCóndores y 1x220 kV Cóndores – Parinacota. Estas líneas de transmisión son de simple circuito, por lo tanto, frenta cualquier tipo de contingencia simple en el tramo Tarapacá – Cóndores, se produce la desconexión de ambadejando parcialmente sin energía ambas ciudades. Por otra parte, los consumos regulados conectados desde subestación Pozo Almonte no cuentan hoy en día con respaldo frente a contingencia de la línea Lagunas – Poz

Almonte, por cuanto una contingencia en este tramo trae como consecuencia la pérdida casi total de suministro dlos consumos que se conectan a la S/E Pozo Almonte.

Estas condiciones vulnerables de abastecimiento, sumadas al crecimiento esperado de los consumos de la zonaredundan en la necesidad de revisar las alternativas de desarrollo del sistema de transmisión de la zona, de manede lograr un abastecimiento suficiente, seguro y sustentable de la demanda en el largo plazo.

3.2 ANÁLISIS DE SUFICIENCIA Y SEGURIDAD

La topología actual de la zona norte del SING se presenta en la Figura 3, donde se observa que el abastecimientde las ciudades de la zona norte depende del desempeño de un sistema eminentemente radial, es decir, que nsoporta un análisis de contingencia simple sin presentar energía no suministrada. Por esta razón, y de acuerdo co

lo mencionado en la Sección 3.1, es necesario analizar de manera completa el sistema de transmisión de la zonnorte, para lo cual se realizan análisis de flujos de potencia AC para los escenarios de demanda máxima.

Como primer paso para los análisis, se identifican problemas de suficiencia y baja tensión en líneas transformadores en estado normal de operación, y, como segundo paso, se realizan contingencias simples einstalaciones críticas para la seguridad de abastecimiento, de manera de identificar problemas de sobrecarga, bajtensión o energía no suministrada.

Figura 3: Diagrama Unilineal Simplificado de la Zona Norte del SING.

Para los análisis de la zona norte se considera:

Despacho de generación en base a orden de mérito económico. Demanda máxima para cada año del horizonte de planificación. Levantadas las restricciones de la zona norte asociados a la conexión de nuevos proyectos minero

específicamente en lo que se refiere a las líneas 2x220 kV Crucero – Lagunas y Encuentro – Collahuasi.

G G

G


Collahuasi 220 kV

Quebrada

Blanca 220 kV

Pozo Almonte

220 kV

Pozo Almonte

110 kV

Arica110 kV

Arica66 kVChapiquiña66 k V

CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota

220 kV

Iquique 66 kV

Parinacota

66 kV

Crucero 220 kV

Encuentro 220 kV





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En la actualidad, la ciudad de Iquique se abastece desde la subestación Cóndores mediante los alimentadorePacífico, Palafitos y Alto Hospicio, pero presenta problemas de seguridad y suficiencia ante fallas o contingenciaen las líneas Tarapacá – Cóndores o Cóndores – Parinacota, quedando desabastecida, presentando sobrecargaen las líneas que quedan en servicio o presentando problemas de tensión en las subestaciones, dependiendo de lcondición de operación y de la contingencia analizada.

De la misma forma, Arica, que se alimenta de las líneas que salen desde la subestación Parinacota a loalimentadores Quiani, Pukará y Chinchorro, presenta problemas similares a los mencionados anteriormente, los quse incrementan en el largo plazo debido a los aumentos de demanda asociados a los clientes regulados, aumentque corresponde a un crecimiento entre 3% y 5% anual. Desde el año 2016 se observan problemas de tensión sobrecarga en las líneas de la zona norte, incluso en operación normal.

De acuerdo a lo indicado anteriormente, los principales problemas detectados se deben al bajo nivel denmallamiento del sistema, lo que se traduce en una baja confiabilidad en el suministro, pues el sistema presentvulnerabilidades frente a contingencias simples. Específicamente, los consumos se abastecen radialmente a travéde las instalaciones presentadas en la siguiente tabla:

Tabla 2: Instalaciones de Zona Norte.

Consumos Instalaciones

Pukará, Quiani y Chinchorro

Transformador 220/69/13,8 kV Parinacota

Línea 220 kV Tarapacá - Cóndores

Línea 220 kV Cóndores – Parinacota

Pacífico, Palafitos, Cerro Dragón y Alto HospicioTransformador 220/115/13,8 kV Cóndores

Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores

Pozo Almonte, El Pampino, El Tamarugal y Tap Off Dolores

Transformador #2 220/115/13,8 kV Pozo Almonte

Transformador #1 110/66/13,8 kV Pozo Almonte

Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte

Línea 110 kV Arica – Pozo Almonte

Del análisis realizado se detectan los siguientes problemas de abastecimiento:

Tabla 3: Instalaciones que ante falla o contingencia generan Energía No Suministrada (ENS) en la zona norte

Principales Problemas detectados

Contingencia en Instalación Problema

Falla Línea 220 kV Cóndores – Parinacota 30 MW ENS en Pukará, Chinchorro y Quiani (Arica)

Falla Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores50 MW ENS en Pacífico, Palafitos, Cerro Dragón y Alto Hospicio (Iquique)30 MW ENS en Pukará, Chinchorro y Quiani (Arica)

Falla Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte 48 MW ENS en Pozo Almonte, Tap Off Dolores, Pampino, Cerro Colorado y Tamarugal

Falla ATR 220/110/13,8 kV Cóndores 50 MW ENS en Pacífico, Palafitos, Cerro Dragón y Alto Hospicio (Iquique)

Falla ATR 220/69/13,8 kV Parinacota 30 MW ENS en Pukará, Chinchorro y Quiani (Arica)





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3.3 OBRAS DE EXPANSIÓN PROPUESTAS – CIUDADES DE ARICA E IQUIQUE

A continuación, se presenta un resumen de las alternativas analizadas para desarrollar la transmisión de la zonnorte del SING, específicamente aquella destinada al abastecimiento de las ciudades de Arica, Iquique, Poz

Almonte y sus alrededores. Las obras de transmisión propuestas, se obtienen como resultado del análisis dalternativas de expansión, y permiten dar solución a las restricciones y problemáticas señaladas en la Sección 3.2.

Para cada una de las instalaciones que abastecen las ciudades, que requieren aumentos de capacidad o refuerzsegún lo indicado en el capítulo anterior, se analizan diversas alternativas de obras de transmisión orientadas satisfacer dichos requerimientos. Cada una de las alternativas analizadas es evaluada técnicamente y contrastadcon la situación actual, es decir, sin proyecto, con el objeto de determinar los ahorros en el costo de operación falla del sistema. A continuación, el ahorro en el costo de operación y falla del sistema es comparado con unvalorización referencial del proyecto, determinando finalmente si la alternativa planteada resulta óptima.

El Valor de Inversión utilizado para la evaluación, corresponde a una valorización referencial, preparada a partir dvalores tipo obtenidos desde Decretos de Expansión de la CNE, Anexos del Estudio de Transmisión TroncaEstudios encargados por el CDEC-SING con motivo de la Revisión Anual del Estudio de Transmisión Troncal, precios de lista de equipos y componentes.

Dado que los problemas de abastecimiento de ciudades de la Zona Norte del SING, corresponden a problemas dtensión o sobrecarga de líneas, las soluciones propuestas apuntan en la dirección de reforzar o fortalecer las líneade transmisión existentes, y por otro lado, permitan aumentar el nivel de enmallamiento de la red, mejorando edesempeño del sistema de transmisión y de paso aumentando el nivel de seguridad en el abastecimiento de laciudades, incluso bajo condición de seguridad N-1.

3.3.1 Descripción de Alternativas Analizadas

Las soluciones analizadas son:

Opción A.

Nueva línea Parinacota – Pozo Almonte 220 kV, 180 MVA (0,48 kA) de 220 km de longitud. Tendido del segundo circuito de la línea Tarapacá – Cóndores 220 kV, de 180 MVA y 70 km de longitud Cambio Razón de Transformación TTCC Línea 220 kV Cóndores – Parinacota.

Figura 4: Diagrama Unilineal Simplificado Opción A.

G G

G


Collahuasi220 kV


Pozo Almonte220 kV

Pozo Almonte110 kV

Arica110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

ObrasPropuestas





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Opción B.

Nueva línea Pozo Almonte – Arica 110 kV, 69 MVA (0,18 kA) y 216 km de longitud. Nueva línea Cóndores – Pozo Almonte 220 kV, 180 MVA (0,48 kA) de 36 km de longitud.

Figura 5: Diagrama Unilineal Simplificado Opción B.

Opción C.

Nueva línea Cóndores – Pozo Almonte 220 kV, 180 MVA (0,48 kA) de 36 km de longitud. Cierre Tap Off Quiani y ajustes menores en línea Parinacota – Tap Off Quiani.

Figura 6: Diagrama Unilineal Simplificado Opción C.

G G

G


Collahuasi220 kV


Pozo Almonte220 kV

Pozo Almonte110 kV

Arica110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

ObrasPropuestas

G G

G


Collahuasi220 kV


Pozo Almonte220 kV

Pozo Almonte110 kV

Arica110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

ObrasPropuestas





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Opción D.

Nueva línea Cóndores – Pozo Almonte 220 kV, 180 MVA (0,48 kA) de 36 km de longitud. Nuevo Transformador Parinacota 220/110 kV, 100 MVA y nuevo patio 110 kV en S/E Parinacota

paños en 110 kV). Seccionamiento línea Tap Off Dolores – Arica, a 1 km de S/E Arica, hacia nueva S/E Parinacota 110 kV Cambio TTCC de líneas Pozo Almonte – Tap Off Dolores y Tap Off Dolores – Arica.

Cierre Tap Off Quiani y ajustes menores en línea Parinacota – Tap Off Quiani. Cambio de Razón de Transformación TTCC Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores. Cambio de Razón de Transformación TTCC Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte.

Figura 7: Diagrama Unilineal Simplificado Opción D.

Opción E.

Nueva línea Cóndores – Pozo Almonte 220 kV, 180 MVA (0,48 kA) de 36 km de longitud. Nuevo transformador Parinacota 110/66 kV, 100 MVA y nuevo patio 110 kV en S/E Parinacota (2 paño

en 110 kV). Seccionamiento línea Tap Off Dolores – Arica, a 1 km de S/E Arica, hacia nueva S/E Parinacota 110 kV Cambio TTCC de líneas Pozo Almonte – Tap Off Dolores y Tap Off Dolores – Arica. Cierre Tap Off Quiani y ajustes menores en línea Parinacota – Tap Off Quiani. Cambio de Razón de Transformación TTCC Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores. Cambio de Razón de Transformación TTCC Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte.

Figura 8: Diagrama Unilineal Simplificado Opción E.

G G

G


Collahuasi220 kV


Pozo Almonte220 kV

Pozo Almonte110 kV

Arica 110 kV

Arica 66 kVChapiquiña66 kV

CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota220 kV

Iquique 66 kV

Parinacota66 kV

Parinacota110 kV

ObrasPropuestas

G G

G


Collahuasi220 kV

Quebrada

Blanca 220 kV

Pozo Almonte

220 kV

Pozo Almonte

110 kV

Arica 110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota220 kV

Iquique 66 kV

Parinacota

66 kV

Parinacota

110 kV

ObrasPropuestas





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Opción F.

Nueva línea Cóndores – Pozo Almonte 220 kV, 180 MVA (0,48 kA) de 36 km de longitud. Nuevo transformador Parinacota 110/66 kV, 100 MVA y nuevo patio 110 kV en S/E Parinacota (2 paño

en 110 kV). Seccionamiento línea Tap Off Dolores – Arica Doble Circuito, a 1 km de S/E Arica, hacia nueva S/

Parinacota 110 kV. Nueva línea 1x110 kV Pozo Almonte – Parinacota, 137 MVA y 220 km Cambio TTCC de líneas Pozo Almonte – Tap Off Dolores y Tap Off Dolores – Arica. Cierre Tap Off Quiani y ajustes menores en línea Parinacota – Tap Off Quiani. Cambio de Razón de Transformación TTCC Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores. Cambio de Razón de Transformación TTCC Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte.

Figura 9: Diagrama Unilineal Simplificado Opción F.

Opción G.

Nueva línea Parinacota – Pozo Almonte 220 kV, 180 MVA (0,48 kA) de 220 km de longitud. Nueva línea Cóndores – Pozo Almonte 220 kV, 180 MVA (0,48 kA) de 36 km de longitud.

Figura 10: Diagrama Unilineal Simplificado Opción G.

Detalles de flujos y niveles de tensión para cada alternativa propuesta se encuentran en Anexo 5.2.

G G

G


Collahuasi220 kV


Pozo Almonte220 kV

Pozo Almonte110 kV

Arica 110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota220 kV

Iquique 66 kV

Parinacota66 kV

Parinacota110 kV

ObrasPropuestas

G G

G


Collahuasi220 kV


Pozo Almonte

220 kV

Pozo Almonte110 kV

Arica110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

ObrasPropuestas





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Al evaluar técnicamente la Opción A, se observa que ésta cumple con los estándares definidos en la Norma Técnicpara niveles de tensión y criterio N-1 excepto ante la falla de la línea Arica – Pozo Almonte, falla que dejdesabastecida la zona de Dolores y por lo tanto no es considerada como alternativa válida en el mejoramiento dabastecimiento de ciudades.

La Opción B es desechada, ya que ante una contingencia en la línea Cóndores – Parinacota la ciudad de Aric

queda completamente desabastecida, por lo que no está cumpliendo con el objetivo de dar solución al problema dabastecimiento.

Considerando como solución la Opción C, se observa que ante una falla en la línea Tarapacá – Cóndores, spresenta una sobrecarga del 30% en la línea Lagunas – Pozo Almonte, la que puede ser evitada si se cambian loTTCC asociados a dicha línea. Por otra parte, se observa que el sistema presenta problemas de tensión sobrecarga de líneas en la zona de Arica, ante la salida de servicio de la línea Cóndores – Parinacota. De acuerdcon estos antecedentes, se desecha esta alternativa ya que no cumple con los requisitos mínimos de operaciódefinidos en Norma Técnica.

Las Opciones D y E son una mejora a la Opción C en términos de seguridad y criterio N-1, ya que enmalla la zonde Arica e Iquique, de modo de mejorar los niveles de tensión y redistribuir los flujos de potencia para evitasobrecargas en las líneas. La diferencia entre ambas opciones – D y E - corresponde al modo en que se desarrol

dicho enmallamiento. Ambas alternativas consideran el seccionamiento de la línea Tap Off Dolores – Arica en la S/Parinacota 110 kV (nuevo patio de 110 kV en S/E Parinacota), la diferencia radica en que la Opción D incorpora utransformador 220/110 kV en S/E Parinacota, es decir, se conecta a la barra de 220 kV existente, mientras que Opción E incorpora un transformador 110/66 kV, conectándose a la barra de 66 kV existente, ambotransformadores de 100 MVA de capacidad.

Se constata que ambas opciones cumplen con los niveles de tensión exigidos por Norma Técnica, tanto eoperación normal como ante contingencia para una demanda máxima de hasta 40 MW, correspondiente al 60% dla demanda informada para el año 2019 en la zona de Arica y considerando 30 MVAr de compensación reactiva. Eabastecimiento de hasta 40 MW en la zona de Arica se debe al escenario de indisponibilidad o falla de la líneCóndores – Parinacota, ya que en esta condición la ciudad de Arica quedaría abastecida solo por la línea 1x110 kPozo Almonte – Parinacota – Arica, de aproximadamente 220 km de longitud, afectando los niveles de tensión e

las barras y los ángulos de desfase entre las subestaciones Pozo Almonte y Arica. En el caso de los niveles dtensión, éstos quedan por debajo de los mínimos permitidos por Norma Técnica, mientras que en el caso de lodesfases angulares, estos evidencian problemas de distancia eléctrica, considerando que la línea de 110 kV simplcircuito de 220 km no estaría diseñada para transportar más de 40 MW. Ante esta situación se opta por reforzar ecorredor en 110 kV con un segundo circuito desde Pozo Almonte hacia Arica pasando por Parinacota, resultando Opción F y descartando de paso las opciones D y E.

La opción F cumple con los niveles de tensión en barras definidos por Norma Técnica para los distintos niveles dtensión y no supera el 100% de porcentaje de carga de las líneas en operación para una demanda igual a 70 MWen la zona de Arica, correspondiente al 100% de la demanda informada, pero considerando un banco dcompensación reactiva de 60 MVAr en la subestación Parinacota. Para niveles mayores de demanda, el sistemvuelve a comportarse de forma inestable, similar a lo descrito para las opciones D y E, es decir, el sistema present

niveles de tensión y ángulos de desfase de la barras por fuera de los rangos permitidos. Para mayor detalle de situación descrita se presentan en el Anexo 5.2.4 los flujos por las líneas y las tensiones en barra para las OpcioneE y F ante la falla de la línea Cóndores – Parinacota.

De forma paralela y como consecuencia de la posible inestabilidad que presentaría el sistema ante mayores nivelede demanda, se define una alternativa adicional a la Opción F, es decir, reforzar el corredor de 110 kV de Poz

Almonte – Arica con una línea en 220 kV desde Pozo Almonte hacia Parinacota, la cual corresponde a la Opción G





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La opción G presenta mejores niveles de tensión y menores porcentajes de carga en las líneas, aunque ante unfalla o indisponibilidad del transformador de la subestación Parinacota quedaría la ciudad de Arica desabastecidafalla que durante el periodo 2007 - 2012 registra un 0% de ocurrencia.

3.3.2 Valorización Referencial

Las opciones F y G analizadas en la Sección 3.3.1, que mediante análisis técnicos demuestran ser las únicaalternativas capaces de solucionar los problemas de abastecimiento de las ciudades del norte del SING, cumpliendcon las exigencias de la NT, son valorizadas de manera referencial, de manera de evaluarlas económicamente determinar el plan óptimo.

Los valores resultantes son los siguientes:

Tabla 4: Valorización Referencial de Alternativas Propuestas

Opción N° Abastecimiento Ciudades VI Referencial

(MMUSD)

F

1 Nueva Línea 1x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, 180 MVA y 36 km 13

2 Transformador 220/110 kV, 100 MVA más nuevo patio 110 kV en S/E Parinacota 4

3Nuevo Tramo de Línea 2x110 kV desde S/E Parinacota 110 kV hasta seccionamiento línea TapOff Dolores – Arica, 137 MVA y 3 km 0,5

4 Nueva Línea 1x110 kV Pozo Almonte – Parinacota, 137 MVA y 220 km 40

5 Cambio de Ajuste de Protecciones Línea 66 kV Parinacota – Tap Off Quiani 0,005

6 Cambio TTCC Línea Pozo Almonte – Arica 0,039

7 Cambio de Razón de Transformación TTCC línea 1x220 kV Tarapacá – Cóndores 0,005

8 Cambio de Razón de Transformación TTCC línea 1x220 kV Lagunas – Pozo Almonte 0,005

9 Banco de Condensadores de 60 MVAr 1,6

TOTAL OPCIÓN F 59

G

1 Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1, 180 MVA y 36 km. 13

2 Nueva Línea 2x220 kV Parinacota – Pozo Almonte, circuito 1, 180 MVA y 220 km. 43

3 Cambio razón de transformación TTCC líneas 1x220 kV Tarapacá – Cóndores y Lagunas – Pozo Almonte. 0,01

TOTAL OPCIÓN G 56

Se observa que de las dos alternativas que cumplen con abastecer de forma segura las ciudades de Arica Iquique, cumpliendo el estándar de seguridad exigido en la Norma Técnica, tanto en operación normal como antcontingencia, aquella que representa una mejor solución a largo plazo corresponde a la Opción G. Por ende ésta ela opción que se propone como alternativa óptima para el desarrollo de la zona norte del SING.

En resumen, con el fin de dar mayor seguridad de suministro a la zona, se propone enmallar el sistema, medianuna línea de 2x220 kV con tendido del primer circuito entre las SS/EE Cóndores y Pozo Almonte y una línea 2x22kV Arica – Pozo Almonte con tendido del primer circuito, formando un sistema anillado en 220 kV entre la

subestaciones Tarapacá, Cóndores, Pozo Almonte, Parinacota y Lagunas.Las obras mencionadas anteriormente se presentan en la Figura 11 en color rojo:





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Figura 11: Sistema de Transmisión Propuesto para Abastecimiento de Ciudades de la Zona Norte.

Este plan de obras de transmisión permite dar seguridad de suministro a todas las subestaciones que alimentan loconsumos de la zona norte: Pacífico, Palafitos, Cerro Dragón, Alto Hospicio, Pukará, Chinchorro, Quiani y Poz

Almonte, ante las siguientes contingencias:

Contingencia simple en alguno de los transformadores 220/110, 220/66 ó 110/66 kV ubicados en SS/EParinacota, Pozo Almonte y Arica.

Fallas en líneas 220 kV Tarapacá - Cóndores, Cóndores - Parinacota, Lagunas - Pozo Almonte y nuevalíneas Cóndores - Pozo Almonte y Pozo Almonte - Parinacota.

Fallas en línea 110 kV Pozo Almonte - Parinacota. Fallas en líneas de 66 kV Arica - Tap Off Quiani, Tap Off Quiani - Parinacota.

Con lo anterior, es posible cumplir con el criterio de seguridad N-1, tanto en líneas como en transformadores.

Cabe destacar que en el corto plazo, sin la solución propuesta, es necesario realizar intervenciones menores en laredes2, así como maniobras en distribución que permitan abastecer la demanda en condiciones de falla contingencia, manteniendo los estándares exigidos en la Norma Técnica. A pesar de estas intervenciones menoresse estima que frente a ciertas fallas, contingencias o indisponibilidad de cualquiera de las líneas que abastecen lzona, existirá Energía No Suministrada y despachos de unidades fuera de orden de mérito económico, hasta lllegada de las obras de transmisión propuestas.

En la siguiente tabla se presenta un resumen de las obras necesarias para mejorar la seguridad de suministro dlas ciudades de la zona norte, de acuerdo con la propuesta efectuada.

Tabla 5: Obras propuestas para abastecimiento ciudades Zona Norte.

N Obras de transmisión Abastecimiento Zona Norte Año3

1 Nueva línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1 (36 km) 2016

2 Nueva línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, circuito 1 (220 km) 2016

3 Ajustes TTCC líneas 1x220 kV Tarapacá – Cóndores y Lagunas – Pozo Almonte 2016

2 Las obras menores corresponden a cambios en la Razón de transformación de TTCC de líneas Tarapacá-Cóndores 220 kV, Lagunas-Pozo Almonte 220 kV, Po Almonte-Arica 110 kV y cambio ajuste de protecciones línea 66 kV Parinacota-Tap Off Quiani.3 Obras se proponen al año 2016 debido a los plazos de construcción supuestos, sin embargo, se propone que se materialicen a la brevedad posible, de manera dminimizar los problemas de suficiencia de la zona.

G G

G


Collahuasi220 kV


Pozo Almonte220 kV

Pozo Almonte110 kV

Arica110 kV


CD Arica 66 kV

Quiani 66 kV

Cóndores 220 kV

Parinacota 220 kV

Iquique 66 kV

Obras

Propuestas





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3.3.3 Evaluación Económica

La evaluación económica se realiza mediante la comparación de los costos de inversión, que corresponde a lvalorización referencial de las obras de transmisión propuestas, con el ahorro en costos de operación y falla que sproduce al entrar en servicio las obras de transmisión propuestas. El ahorro en el costo de operación, dice relaciónpor una parte, con la disminución en el nivel de pérdidas del sistema al contar con un mejor sistema de transmisión

y por otra parte, con el despacho óptimo de unidades generadoras y disminución en los costos marginales desistema. El ahorro en costo de falla del sistema, dice relación con la disminución en el monto de la energía nsuministrada, que se obtiene al contar con un mejor sistema de transmisión, valorizada a costo de falla de cortduración.

3.3.3.1 Valorización Referencial

En la Tabla 6 se presenta la valorización referencial de las obras de transmisión recomendadas para eabastecimiento de la zona norte del SING.

Tabla 6: Valorización referencial de obras de transmisión recomendadas para la zona norte del SING.

N Obras de transmisión Abastecimiento Zona Norte Año VI Referencial (MMUSD)

1 Nueva línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, circuito 1 (36 m) 2016 13

2 Nueva línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, circuito 1 (220 km) 2016 43

3 Ajustes TTCC líneas 1x220 kV Tarapacá – Cóndores y Lagunas – Pozo Almonte 2016 0,01

3.3.3.2 Estadística de Fallas

En la Tabla 7 se presenta un resumen de las fallas en las instalaciones de interés de la zona norte las cuales seráutilizadas para hacer una proyección de los costos estimados de energía no suministrada por conceptos ddesconexiones forzadas de las instalaciones. Para realizar la estimación y resumen de las fallas se utiliza estadística de falla disponible, que considera el total las fallas en las instalaciones del SING en el horizonte 20072012.

Tabla 7: Estadística de fallas en instalaciones de interés de la zona norte, horizonte 2007 – 2012.

Instalación_Fallada N° FallasTiempo TotalDesconexión

(horas)Fallas/Año Horas/Falla

TiempoEstimado

Desconexiónanual (horas)

Línea 110 kV Arica - Pozo Almonte 95 458,10 15,83 4,8 76,4

Línea 110 kV Cóndores - Cerro Dragón 2 4,05 0,33 2,0 0,7

Línea 110 kV Cóndores - Pacífico 2 3,67 0,33 1,8 0,6

Línea 110 kV Cóndores - Palafitos 1 4,27 0,17 4,3 0,7

Línea 220 kV Cóndores - Parinacota 3 50,72 0,50 16,9 8,5

Línea 220 kV Tarapacá - Cóndores 3 30,62 0,50 10,2 5,1

Línea 66 kV CD Arica - Arica 5 19,37 0,83 3,9 3,2

Línea 66 kV CD Iquique - Iquique 32 40,20 5,33 1,3 6,7Línea 66 kV Central Chapiquiña - Arica 8 11,25 1,33 1,4 1,9

Línea 66 kV Iquique - Pozo Almonte N°1 35 428,20 5,83 12,2 71,4

Línea 66 kV Iquique - Pozo Almonte N°2 15 52,90 2,50 3,5 8,8

Línea 66 kV Parinacota - Chinchorro 1 0,07 0,17 0,1 0,0

Línea 66 kV Parinacota - Pukará 2 1,55 0,33 0,8 0,3

Línea 66 kV Parinacota - Quiani 13 25,53 2,17 2,0 4,3

Transformador Arica 110/66/13,8 kV 1 35,23 0,17 35,2 5,9





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3.3.3.3 Costo de Falla de Corta Duración (CFCD)

En la Tabla 8, se presentan los costos de falla de corta duración para el SIC y SING, presentes en la nueva versióde la NTSyCS.

Tabla 8: Costo de falla de corta duraciónFuente: Resolución Exenta N°159/2014

Costo de falla de corta duración NTSyCS (USD/MWh)

Sistema Valor

SIC 13349

SING 11813

Con la información levantada en la Tabla 3 en lo referente a la ENS que se genera ante fallas en dichainstalaciones, los tiempos estimados de desconexión anual de las instalaciones de acuerdo a la estadística de fallpresentada en la Tabla 7 y el CFCD presentado en la Tabla 8, se calcula el costo de falla esperado anual para ladesconexiones forzadas de las instalaciones de la zona norte del SING.

De los resultados obtenidos, se puede observar que el ahorro neto estimado por concepto de disminución en cantidad de energía no suministrada (ENS), asciende a un valor cercano a los 8 millones de dólares anuales, arealizar las siguientes obras de transmisión:

1. Nueva línea 220 kV Pozo Almonte – Parinacota.2. Nueva línea 220 kV Cóndores – Pozo Almonte.

Tabla 9: Estimación costo de falla esperado para contingencias en instalaciones de la zona norte del SING.

InstalaciónENS(MW)

Tiempodesconexiónanual (Horas)

ValorizaciónENS

(MMUSD)Considerar Solución

Falla Línea 220 kV Cóndores – Parinacota 30 8,5 3,01 Si Línea 220 kV Pozo Almonte – Parinac

Falla Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores 80 5,1 4,82 Si Línea 220 kV Cóndores – Pozo Almo

Falla Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte 48 - - No Aplica No Aplica

Falla ATR 220/110/13,8 kV Cóndores 50 - - No Aplica No Aplica

Falla ATR 220/69/13,8 kV Parinacota 90 - - No Aplica No Aplica

3.3.3.4 Costo de Operación

Para determinar los ahorros en los costos de operación se consideran sólo los proyectos que involucran cambiotopológicos en el sistema de transmisión que influyen fuertemente en la distribución de flujos del sistema.

Al no existir grandes cambios topológicos en el sistema, la operación de largo plazo genera un ahorro promedanual cercano a los 0,3 millones de dólares, por concepto de disminución de pérdidas y debido a la redistribución dflujos.





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3.3.3.5 Resumen Evaluación Económica

Para realizar la evaluación económica se consideran los antecedentes presentados en las secciones anterioresespecíficamente en lo que se refiere a las valorizaciones referenciales, los costos de operación y los costoestimados de falla de corta duración a partir de las estadísticas de falla.

En la Tabla 10 se presenta un resumen de las anualidades de la inversión consideradas para cada una de las obra

de expansión recomendadas.

Tabla 10: Valor de inversión (VI), anualidad de la inversión (AVI), costos de operación y mantenimiento (COMA) y valoranual de transmisión (VAT) de las obras de transmisión recomendadas para la zona norte del SING.

N° Obras de transmisión Abastecimiento Zona Norte AñoVI AVI COMA VAT

(MMUSD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUS

1 Nueva Línea 2x220 kV Cóndores – Pozo Almonte, 180 MVA y 36 km, primer circuito 2016 13 1,33 0,26 1,59

2 Nueva Línea 2x220 kV Pozo Almonte – Parinacota, 137 MVA y 220 km, primer circuito 2016 43 4,3 0,86 5,26

3 Cambio de Razón de Transformación TTCC Línea 220 kV Tarapacá – Cóndores 2016 - - - -

4 Cambio de Razón de Transformación TTCC Línea 220 kV Lagunas – Pozo Almonte 2016 - - - -

En la Tabla 11 se presenta la evaluación económica de las obras de expansión recomendadas para la zona norte,donde se puede observar que el beneficio económico estimado de las obras propuestas es superior a los costos deinversión, obteniendo un VAN positivo en una evaluación a 10 años con tasa de descuento del 10%.

Tabla 11: Evaluación económica de las obras de expansión recomendadas.

Evaluación económica. Flujo de caja en MMUSD

Ahorros y Costos \ Año 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Ahorro en CFCD 7,83 7,83 7,83 7,83 7,83 7,83 7,83 7,83 7,83 7,83

Ahorro por disminución de Cos. Ope. 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

Valor anual de transmisión (VAT) -6,85 -6,85 -6,85 -6,85 -6,85 -6,85 -6,85 -6,85 -6,85 -6,85

Flujo neto 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28

VAN (tasa 10%) 7,88





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4. ABASTECIMIENTO SEGURO ZONA SUR DEL SING

4.1 CONTEXTO GENERAL

La Zona Sur del SING es aquella comprendida por las subestaciones Atacama, Esmeralda, Mejillones, CapricornioO’Higgins y Coloso. Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las instalaciones que abastecen d

energía los consumos regulados de la ciudad de Antofagasta, como también los clientes libres de sus alrededoresque se abastecen de energía desde las SS/EE Capricornio y Mejillones.

En la Figura 12, se presenta en forma simplificada un diagrama unilineal de las actuales zonas sur y cordillera deSING.

Figura 12: Diagrama Unilineal Simplificado de las Zonas Sur y Cordillera del SING

Del diagrama unilineal presentado en la Figura 12, se puede ver que la ciudad de Antofagasta4 actualmente eabastecida de energía principalmente desde la subestación Esmeralda, la cual se conecta con la subestació

Atacama mediante una línea de simple circuito en 220 kV. A su vez, existen dos sistemas en 110 kV que permitealimentar otros consumos, principalmente de clientes libres, ubicados cerca de la ciudad de Antofagasta. El primercorresponde al sistema de 110 kV que permite alimentar los consumos de Mejillones, Pampa y Desalant, a travéde la línea 110 kV Mejillones-Antofagasta, que actualmente opera con el extremo Antofagasta abierto. El segundo

4 Consumos alimentados radialmente desde subestaciones Centro, Sur y La Portada

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos


Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero

El Negro

Alto Norte

La Negra

Centro-Sur-

La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince

Abierto

Línea 220 kV

Línea 110 kV

Capricornio

Mantos Blancos

Zona Sur





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corresponde al sistema que permite energizar las subestaciones El Negro, La Negra y Alto Norte, a través de lalíneas 110 kV Capricornio – Antofagasta, Capricornio – Alto Norte y Antofagasta – Alto Norte.

Si bien, existe la posibilidad de enmallar los sistemas de 110 kV mencionados anteriormente, esta condición no edel todo factible en la actualidad, porque ello significa que ante ciertas contingencias se podrían producsobrecargas en el sistema que redunden en pérdidas de suministro. En términos específicos, la operació

enmallada implica que con fallas en la línea 1x220 kV Chacaya – Mejillones o en el transformador 220/110 kV dS/E Mejillones, se sobrecargaría el transformador 220/110 kV de S/E Capricornio.

En base a lo anterior, todos los consumos mencionados anteriormente se abastecen radialmente a través de lasiguientes instalaciones:

Consumos de ciudad de Antofagasta: Radialmente a través de la línea 1x220 Atacama – Esmeralda transformador 220/110 kV de S/E Esmeralda.

Consumos Mejillones, Lince, Pampa y Desalant: Radialmente a través de la línea 110 Mejillones Antofagasta.

Consumos La Negra, El Negro, Alto Norte: Radialmente desde el transformador 220/110 kV en S/Capricornio y líneas Capricornio – Antofagasta, Capricornio – Alto Norte y Antofagasta – Alto Norte, toda

ellas en 110 kV.

Como consecuencia de dicha operación radial, una contingencia simple en alguna de las instalacionemencionadas, produce una pérdida total de los consumos conectados en dicho sector.

Es por la razón descrita, que se considera crítico un análisis completo del sistema de abastecimiento de la ciudade Antofagasta y sus alrededores, que permita no sólo abastecer de energía a los clientes regulados, sino ademáofrecer una alternativa de desarrollo de largo plazo a los consumos libres e industriales no regulados, conectadodesde las instalaciones de 220 y 110 kV que rodean la ciudad.

4.2 ANÁLISIS DE SUFICIENCIA Y SEGURIDAD

De acuerdo a lo indicado en la Sección 4, los principales problemas detectados se refieren a la imposibilidad d

operar de manera enmallada, el sistema de transmisión que abastece los consumos de Antofagasta, Mejillones y LNegra, entre otros. Específicamente, los consumos se abastecen radialmente a través de las instalacionepresentadas en la Tabla 12.

Tabla 12: Instalaciones para el abastecimiento de la Zona Sur del SING.

Consumos Instalaciones

La Negra-El Negro-Alto Norte-Uribe

Transformador 220/110 kV Capricornio

Línea 110 kV Capricornio-Alto Norte

Línea 110 kV Capricornio-Antofagasta

Línea 110 kV Antofagasta-Alto Norte

Mejillones-Pampa-Desalant-Michilla

Transformador 220/110 kV Mejillones

Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta

Portada-Centro-Sur-Uribe (Ciudad de Antofagasta)Transformador 220/110 kV Esmeralda

Línea 220 kV Atacama - Esmeralda

En base a lo anterior, se realizan análisis de suficiencia y seguridad para la zona sur, con el fin de identificar loprincipales problemas de abastecimiento de dicha zona.

Para los análisis de seguridad y suficiencia de la zona sur se considera:





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Despacho de generación en base a orden de mérito económico. Demanda máxima para cada año del horizonte de planificación. Capacidad de las instalaciones de transmisión de acuerdo a la información recibida de las empresas (Anex

1, Sección 5.1.1).

En primera instancia, se realizan simulaciones de la operación de largo plazo del SING, con el fin de identifica

posibles problemas de suficiencia de las instalaciones de transmisión de la zona sur. En segunda instancia, srealizan análisis de flujos de potencia en el corto plazo (año 2014), con el fin de identificar problemas actuales dsobrecarga y baja tensión ante contingencias simples en el sistema.

De los resultados obtenidos a partir de las simulaciones de largo plazo, se puede concluir que en términos dsuficiencia, sólo la línea 1x220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins y el transformador 220/110 kV de S/Capricornio presentarían problemas de sobrecarga.

Sin embargo, al realizar un análisis de contingencias sobre las instalaciones que abastecen la zona sur del SING, sidentifican problemas en la seguridad de suministro para los clientes regulados de la ciudad de Antofagasta y parlos clientes libres existentes en dicha zona.

Un resumen de los principales problemas de seguridad de suministro detectados para la zona sur, se presenta en

Tabla 13. Tabla 13: Problemas en la seguridad de suministro de la zona sur. Contingencias críticas realizadas (año 2014)

Principales Problemas Detectados

N Contingencia en Instalación Problema

Falla 1 Línea 220 kV Atacama - Esmeralda 90 MW de ENS ciudad de Antofagasta (Centro, Sur, Uribe, LaPortada).

Falla 2 Línea 220 kV Chacaya - Mejillones Baja tensión en S/E Mejillones 110 kV (0,84 pu) y consumos en línea110 kV Mejillones - Antofagasta, Baja Tensión en S/E O'Higgins,Coloso y Domeyko.

Falla 3 Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins Baja tensión en S/E O'Higgins, Coloso y Domeyko.

Falla 4 Línea 220 kV Chacaya - Mantos Blancos 75 MW de ENS en consumos de SS/EE La Negra, El Negro, AltoNorte.

Falla 5 Línea 220 kV O'Higgins - Coloso 43 MW de ENS en consumos de S/E Coloso.

Falla 6 Transformador 220/110 kV Mejillones 43 MW de ENS en consumos de Mejillones, Pampa, Desalant yMichilla(5).

Falla 7 Transformador 220/110 kV Esmeralda 90 MW de ENS en ciudad de Antofagasta (Centro, Sur, Uribe, LaPortada).

Falla 8 Transformador 220/110 kV Capricornio 75 MW de ENS en consumos de SS/EE La Negra, El Negro, AltoNorte (6).

Falla 9 Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta 11 MW de ENS en consumos Pampa, Desalant.

Falla 10 Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta 3 MW de ENS en S/E Uribe (7).

Falla 11 Línea 110 kV Capricornio - Alto Norte Sobrecarga línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte (Limitada porTTCC), 3 MW de ENS en S/E El Negro, 10 MW de ENS en S/E AltoNorte para energizar después de sobrecarga.

Falla 12 Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte 15 MW de ENS en S/E La Negra.

Con los resultados obtenidos es posible mostrar la baja seguridad de suministro de la zona sur del SING, debido que prácticamente todas las fallas en las instalaciones que abastecen la zona, tienen como efecto pérdidas dsuministro. Particularmente, contingencias simples en instalaciones como la línea 1x220 kV Atacama – Esmeralda

5 Si bien se pueden hacer traspasos de carga de los consumos en la Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta hacia la S/E Antofagasta 110 kV, cerrando el paño en S/ Antofagasta, no sería posible transferir más de 10 MW para no sobrecargar el Transformador 220/110 de S/E Capricornio.6 Si bien se pueden hacer traspasos de carga de los consumos abastecidos desde S/E Capricornio hacia la S/E Antofagasta, cerrando el paño de la Línea 110 kMejillones- Antofagasta en S/E Antofagasta, no sería posible transferir más de 25 MW para no sobrecargar el Transformador 220/110 de S/E Mejillones y no generproblemas de baja tensión en la barra de 110 kV de S/E Antofagasta.7 Es posible transferir los consumos de S/E Uribe a la S/E Esmeralda, lo que disminuiría los tiempos de indisponibilidad ante la falla en la Línea 110 kV Capricorni Antofagasta





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el transformador de 220/110 de S/E Esmeralda producen pérdidas de suministro en la ciudad de Antofagasta; fallaen la línea 1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos, o el transformador 220/110 kV de S/E Capricornio producepérdidas de suministro en los consumos industriales de La Negra, El Negro y Alto Norte; y fallas en el transformadde 220/110 kV de S/E Mejillones producen pérdidas de suministro en consumos regulados de Mejillones industriales como Michila, Pampa y Desalant.

4.3 OBRAS DE EXPANSIÓN PROPUESTAS – ANTOFAGASTA Y ALREDEDORES

Con el fin de dar mayor seguridad de suministro a la zona sur del SING, se proponen alternativas de expansión qupermiten solucionar los principales problemas detectados en la Sección 4.2. Para ello se proponen distintaalternativas de expansión del sistema de transmisión, con el objeto de aumentar la seguridad de abastecimiento dla zona.

A partir del análisis de las alternativas de expansión propuestas, se determina un plan de obras recomendado qupermite dar seguridad de suministro para los distintos escenarios considerados.

Una vez determinado el plan de obras recomendado, se realiza una evaluación económica de dichas obras, con

fin de determinar la conveniencia económica de dicho plan, comparando el valor de inversión con el ahorro ecostos de operación y falla, entendiendo este último como la valorización de la energía no suministrada a costo dfalla de corta duración. El valor de inversión considerado para la evaluación, corresponde a una valorizacióreferencial, preparada a partir de valores tipo obtenidos desde Decretos de Expansión de la CNE, Anexos deEstudio de Transmisión Troncal, Estudios encargados por el CDEC-SING con motivo de la Revisión Anual dEstudio de Transmisión Troncal, y precios de lista de equipos y componentes.

4.3.1 Descripción de Alternativas - Antecedentes Geográficos

Considerando que para la planificación de la expansión de la transmisión, la ubicación geográfica de lainstalaciones juega un rol fundamental, en la Figura 13 se presenta un mapa simplificado de la zona sur del SINGdonde se identifican las principales instalaciones que lo componen, esto es, el sistema de 110 kV Capricornio

Antofagasta – Alto Norte, la línea 1x220 kV Atacama – Esmeralda, y la línea 1x110 kV Mejillones – Antofagasta.

El considerar la ubicación geográfica de las instalaciones, facilita la identificación de alternativas de expansióeficientes del sistema de transmisión, bajo las cuales se podrían levantar los actuales y futuros problemas dseguridad de suministro, presentados en la Sección 4.2.





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Figura 13: Ubicación Geográfica de Instalaciones de la zona sur del SING

La Figura 13 presenta en color amarillo las líneas en 220 kV y en color naranjo las líneas en 110 kV.

Al observar la topología de la zona de manera geográfica, es posible rescatar características del sistema dtransmisión que serán importantes al momento de proponer alternativas de expansión del mismo, entre ellas, la

más destacadas son las siguientes:1) La distancia entre las SS/EE Esmeralda y Antofagasta es de 4 km.2) La distancia entre las SS/EE Esmeralda y Coloso no supera los 13 km.3) Las SS/EE El Negro y La Negra 110 kV están ubicadas físicamente en el mismo sector, a una distanc

inferior a 2 km.4) Existe un cruce entre el sistema de 110 kV Capricornio – Antofagasta – Alto Norte y la línea 1x220 k

O’Higgins – Coloso, el que se ubica físicamente en las cercanías de las SS/EE La Negra y El Negro.5) La línea 1x110 kV Mejillones – Antofagasta comparte prácticamente el mismo trazado que la línea 1x220 k

Atacama – Esmeralda.6) La línea que sale desde S/E Chacaya hacia la S/E Mantos Blancos (donde se conecta el tap off Capricornio

tiene el mismo trazado que las líneas que salen desde S/E Chacaya hacia S/E El Cobre.

Dentro de las características mencionadas, los puntos 1 y 4 se identifican como los más importantes al momento ddefinir el plan de obras recomendado para aumentar la seguridad de suministro de la zona sur del SING.

Por otra parte, es necesario considerar las obras de transmisión proyectadas por Minera Escondida, necesariapara proyectar el suministro de largo plazo de sus faenas, y que modifican en cierta medida la topología del sistemde transmisión de la zona que abastece la ciudad de Antofagasta y alrededores.

Para el análisis se utilizan los siguientes supuestos:

Despacho de generación en base a orden de mérito económico.





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Demanda máxima para cada año del horizonte de planificación. Capacidad de las instalaciones de acuerdo a la información recibida de las empresas, presentada en Anex

1, Sección 5.1.1. Proyecto Desaladora Coloso, con nueva línea 1x220 kV O’Higgins – Coloso. Seccionamiento de línea 2x220 kV Atacama – Domeyko, en S/E O’Higgins.

A partir de lo anterior, se propone un plan de obras recomendado para la zona sur, que permite el abastecimientseguro de la demanda de la ciudad de Antofagasta y sus alrededores.

Opción A

De acuerdo a lo indicado en la Sección 4.2, los principales problemas detectados se refieren a la imposibilidad doperar enmallado el sistema de transmisión en las zonas que permiten abastecer los consumos de AntofagastaMejillones, La Negra, entre otros. Específicamente, a que dichos consumos se abastecen radialmente a través dinstalaciones únicas, tal como se indica en la Tabla 12, lo que se traduce en los problemas de seguridad dsuministro presentados en la Tabla 29.

En base a lo anterior, se detecta la necesidad de realizar refuerzos que permitan operar el sistema de maner

enmallada y agregar instalaciones que aumenten el grado de enmallamiento del sistema de transmisiónpermitiendo continuidad de servicio con criterio de seguridad N-1. Esto permite, por una parte, ofrecer unalternativa de suministro seguro y confiable a los consumos, y por otra parte, permite utilizar de manera eficiente lainstalaciones existentes del sistema de transmisión, evitando duplicar inversiones.

Para lograr el aumento en el nivel de enmallamiento - y en consecuencia dar mayor seguridad de suministro a lazonas anteriormente indicadas - se propone enmallar el sistema de 110 kV en la parte sur, a través de una línea e110 kV entre las SS/EE Esmeralda y Antofagasta, considerando la corta distancia entre ambas subestaciones (kilómetros), y dar un apoyo al anillo de 110 kV Capricornio – Antofagasta - Alto Norte, a través de un nuevtransformador 220/110 kV en su extremo sur, aprovechando el cruce natural que se produce entre las líneas 1x22kV O’Higgins - Coloso y 1x110 kV Antofagasta – Alto Norte, en la zona donde se ubica la S/E La Negra. Finalmentse propone un enmallamiento entre las SS/EE Esmeralda y Coloso, a través de una línea en 220 kV, la cual no enecesaria en el corto plazo.

Cabe destacar que las obras mencionadas consideran como base que la línea 1x110 kV Mejillones – Antofagasopera cerrada en ambos extremos (actualmente opera normalmente abierta en Antofagasta).

Las obras mencionadas anteriormente se presentan en la Tabla 14 y esquemáticamente en la Figura 14.

Tabla 14: Opción A para el abastecimiento de la zona sur

N Opción A para el abastecimiento de la zona sur Fecha

1 Transformador 220/110 kV S/E La Negra y Seccionamiento Línea 220 kV O'Higgins - Coloso 2016

2 Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta - Esmeralda 2016

3 Cambios de TTCC en Líneas de 110 kV Capricornio - Antofagasta, Antofagasta-Alto Norte, y O’Higgins-Coloso 220 kV 2016

4 Nueva Línea 1x220 kV Esmeralda - Coloso o desde Esmeralda - Nueva S/E8 2019

8 Se refiere a S/E que secciona la línea O’Higgins – Coloso en cercanías de S/E La Negra.





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Figura 14: Diagrama Unilineal simplificado de la Opción A para abastecimiento de la zona sur.

Según se aprecia en el diagrama unilineal, esta opción de desarrollo del sistema de transmisión de la zona suconsidera que la central Kelar –de BHP Billiton- inyecta su producción en la S/E Enlace que secciona las línea2x220 kV Atacama – Encuentro y 2x220 kV Chacaya – El Cobre, que resulta ser la alternativa óptima para conexión de dicho proyecto, de acuerdo con los análisis presentados en el IET.

A partir de la alternativa de expansión propuesta, se realiza un análisis de contingencias para la zona sur, con el fde verificar el aumento en la seguridad de suministro de dicha zona y el cumplimiento de la NTSyCS, el cual spresenta en detalle en la Sección 5.4.

Si bien, con los resultados obtenidos es posible mostrar que las obras propuestas ofrecen una mejora consideraben la seguridad de suministro de la zona sur del SING -debido a que prácticamente ninguna falla desencadenpérdidas de suministro9, ni tampoco sobrecargas en otras instalaciones-, no es posible afirmar de manera cierta quse materialice la totalidad de las obras recomendadas en los Informes de Expansión del Sistema de Transmisión dSING, principalmente las que están asociadas a los crecimientos de Minera Escondida y a la conexión de la CentraKelar, y por ello es necesario evaluar el desempeño de la Opción A bajo el escenario que sólo se materialice lconstrucción de una nueva línea 1x220 kV Chacaya – O’Higgins y una nueva línea 1x220 kV O’Higgins - Coloso1

la cual denominamos Opción B.

9 Sólo los consumos conectados como tap-off a las Líneas 110 kV Mejillones – Antofagasta y Capricornio – Alto Norte, los cuales aumentarían 100% su seguridad de suministro seccionando las respectivas líneas a las cuales se conectan. 10 La Nueva Línea 220 kV Chacaya – O’Higgins es necesaria por actuales y futuros problemas de sobrecarga y baja tensión de la zona cordilleante fallas en alguno de los tramos del corredor 220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins – Domeyko. Por su parte la Nueva Línea 220 kO’Higgins – Coloso tiene su origen en la seguridad de suministro para el proyecto Desaladora Coloso de MEL.

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos


Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero

S/E Nueva Atacama

2

1

Proyecto KELAR2

Proyecto IEM1

Obras de transmisión

recomendadas IET

(Zona Cordillera)

Capricornio

S/E Nueva Encuentro

El Negro

Alto Norte

La Negra

110Centro-Sur-

La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince

Proyecto Desaladora Coloso

Proyectos de consumo

Línea 220 kV

Línea 110 kV

Seccionamiento Línea

Atacama - Domeyko

La Negra 220

Obras abastecimiento

ciudades

E s m e r a l d a - C o l o s o 2 2 0 Esm-Ant 110

Mantos Blancos

Año 2018

Línea fuera de servicio

año 2018





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Opción B

Esta alternativa de desarrollo del sistema de transmisión, considera que la central Kelar se conecta mediante useccionamiento a la línea 2x220 kV Chacaya – El Cobre, y que se construye una nueva línea 1x220 kV ChacayaO’Higgins, además del seccionamiento de la línea 2x220 kV Atacama – Domeyko, en S/E O’Higgins, las que e

parte de las obras de transmisión base.

Un diagrama unilineal simplificado que representa la situación anterior se presenta en la Figura 15.

Figura 15: Diagrama unilineal simplificado de la Opción B. Año 2018.

Bajo esta configuración topológica se hacen críticas algunas contingencias, entre ellas, fallas en líneas 1x220 kChacaya - Mejillones, 1x220 kV Atacama – Esmeralda, 1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos, nueva línea 1x220 kChacaya – O’Higgins, y en los transformadores 220/110 kV en S/E Esmeralda y nuevo 220/110 kV en S/E La NegrLas fallas anteriormente mencionadas traerían consigo, en su mayoría, sobrecargas en el transformador 220/110 ken S/E Capricornio y en el tramo 1x220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins. El detalle de los análisis y surespectivos resultados se presenta en la Sección 5.5, un resumen se presenta en la siguiente tabla:

Tabla 15: Soluciones a problemas detectados ante contingencias presentadas en la Tabla 19. Año 2018

Tipo Falla Solución 1 Solución 2

(A) 1 y 6 TDD Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta (Aperturaextremo Antofagasta)

Nuevo transformador 220/110 kV de 150 MVA en S/ECapricornio(*)

(B) 2 y 16 TDD Nueva Línea 110 kV Esmeralda – Antofagasta(Apertura extremo Antofagasta)

Nuevo transformador 220/110 kV de 150 MVA en S/ECapricornio

(C) 4 y 18 Ampliar el tramo 220 kV Chacaya - Mejillones -O'Higgins – Domeyko

Ampliar el tramo 220 kV Chacaya - Mejillones - O'Higgins -Domeyko

(*) Conectado a la línea 220 kV Chacaya – El Cobre 1 o 2.

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos


Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero

S/E Nueva Atacama1 2

Proyecto KELAR2

Proyecto IEM1


recomendadas IET

(Zona Cordillera)

Capricornio

S/E Nueva Encuentro

El Negro

Alto Norte

La Negra

110Centro-Sur-

La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince



Línea 220 kV

Línea 110 kV

La Negra 220


ciudades

E s m e r a l d a - C o l o s o 2 2 0 Esm-Ant 110

Mantos Blancos





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En la Tabla 15 se presentan dos alternativas de solución para evitar sobrecargas en el transformador 220/110 kV dS/E Capricornio ante la ocurrencia de contingencias críticas para la zona sur del SING, en el caso que no smaterialicen la totalidad de las obras de expansión mencionadas. La solución 1 no considera más obras dtransmisión que las necesarias para el abastecimiento de la zona sur, sino que solo la implementación dautomatismos que permitan la apertura automática de interruptores para determinadas fallas, de la línea 1x110 kCapricornio – Antofagasta (Fallas 1 y 6), y de la nueva línea 1x110 kV Esmeralda – Antofagasta (Fallas 2 y 16). L

segunda alternativa (solución 2), considera la construcción de un nuevo transformador 220/110 kV en S/Capricornio, conectado mediante tap off en cualquiera de los dos circuitos de la línea 2x220 kV Chacaya – El Cobrlo que evitaría la implementación de automatismos de desenganche directo (TDD).

Si bien, se considera en ambos casos ampliar el tramo 220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins – Domeyko, esobra es necesaria para el abastecimiento de los clientes libres de la zona cordillera (Minera Escondida).

Se ha analizado una variante para la alternativa denominada ”solución 2”, que consiste en seccionar la línea 1x 22kV Chacaya – Mantos Blancos en la S/E Capricornio, construir una barra de 220 kV en esta S/E y conectar usegundo transformador en paralelo al actualmente en operación. Si bien esta alternativa presenta un mayor valor dinversión que la alternativa en Tap Off, presenta un mayor estándar de seguridad y maniobrabilidad, y edenominada Opción C.

A continuación se presentan de manera esquemática las 2 soluciones posibles asociadas a la Opción dependiendo de cómo se desarrolle la transmisión para la zona cordillera.

Figura 16: Alternativa de Expansión Modificada, soluciones 1 y 2.

Opción C

De acuerdo a los indicado anteriormente, la Opción C consiste en una pequeña variante a la Opción B. Mientras questa última considera que el nuevo transformador Capricornio 220/110 kV se conecta vía Tap Off a uno de lo

circuitos de la línea 2x220 kV Chacaya – El Cobre, la Opción C considera que se debe seccionar la línea dtransmisión 1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos en la S/E Capricornio, construir una barra de 220 kV en esta S/Econectar un segundo transformador en paralelo al que actualmente se encuentra en operación.

De acuerdo con los análisis presentados, la solución más eficiente para el abastecimiento seguro de la zona suestá sujeta al desarrollo de las obras de transmisión necesarias para la seguridad de suministro de MinerEscondida.

Es por esta razón, y para evitar que el abastecimiento de la ciudad de Antofagasta y sus alrededores dependa dedesarrollo de la transmisión por parte de terceros, que se hace necesario que el plan final de expansión considere

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos


Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero


Proyecto KELAR2

Proyecto IEM1


recomendadas IET

(ZonaCordillera)

Capricornio

S/E Nueva Encuentro

El Negro

Alto Norte

La Negra

110Centro-Sur-

La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince



Línea220 kV

Línea110 kV

La Negra 220


ciudades

E s m e r a l d a - C o l o s o 2 2 0

Mantos Blancos

Año 2018 – B – Solución 1

Líneafuera de servicio

año 2018

Ampliación

(ZonaCordillera)

TDD 1

TDD 2

TDD 1

TDD 1

TDD 2

TDD 2

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos


Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

Sulfuros

O’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero


Proyecto KELAR2

Proyecto IEM1


recomendadas IET

(ZonaCordillera)

Capricornio

S/E Nueva Encuentro

El Negro

Alto Norte

La Negra

110Centro-Sur-

La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince



Línea220 kV

Línea110 kV

La Negra 220


zonasur


Mantos Blancos



año 2018

Ampliación

(ZonaCordillera)

TDD 1





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posibilidad de que no se materialicen algunas de las obras asociadas al suministro de Minera Escondida, y por ltanto, se propone la construcción del nuevo transformador 220/110 kV en S/E Capricornio, seccionando la líne1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos.

De esta forma, se logra un abastecimiento seguro de la zona sur para cualquier escenario de expansión de ltransmisión para la zona cordillera.

Figura 17: Plan de obras recomendado final para zona sur – Opción C.

Finalmente, en la Tabla 16 se presenta un resumen de las obras de expansión final recomendadas.

Tabla 16: Plan de expansión recomendado para abastecimiento seguro de la zona sur – Opción C.N Obras de transmisión Abastecimiento Zona Sur Año

1 Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda, 150 MVA (4 km) 2016

2Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio (150 MVA) y seccionamiento línea 220 kV Chacaya – MantosBlancos

2018

3 Cambios de TTCC en Líneas de 110 kV Capricornio – Antofagasta y Antofagasta-Alto Norte 2016

4 Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra (150 MVA) y Seccionamiento Línea 220 kV O'Higgins – Coloso. 2016

4.3.2 Evaluación Económica

La evaluación económica se realiza mediante la comparación de los costos de inversión con los ahorros en costode operación y falla que se generan por las obras de transmisión propuestas. Es decir, a partir de la valorizacióreferencial de las obras de transmisión propuestas, se contrastan los valores de inversión de dichos proyectos colos posibles ahorros en costos de operación y falla, de tal manera de determinar la conveniencia económica ddichas obras.

El ahorro en el costo de operación, dice relación, por una parte, con la disminución en el nivel de pérdidas desistema al contar con un mejor sistema de transmisión, y por otra parte, con el despacho óptimo de unidadegeneradoras y disminución en los costos marginales del sistema.

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos


Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

Sulfuros

O’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Esperanza - El Tesoro -Encuentro

Kelar1

Proyecto de generación KELAR1

Proyecto s Transmisión adicional

clientes libres

Capricornio

El Negro

Alto Norte

La Negra 110Centro-Sur-

La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince

Desaladora Coloso - Escondida

Proyectos de consumo clientes

libres

Línea220 kV

Línea110 kV

Obras E-CL

Mantos Blancos

OGP1-

EscondidaSVC

Tap Salar del

Carmen

Uribe

Interruptor abierto

Interruptor cerrado

La Negra 220





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El ahorro en costo de falla del sistema, dice relación con la disminución en el monto de la energía no suministradaque se obtiene al contar con un mejor sistema de transmisión, valorizada a costo de falla de corta duración.

4.3.2.1 Valorización Referencial

En la Tabla 17 se presenta la valorización referencial de las obras de transmisión recomendadas para abastecimiento de la zona sur del SING.

Tabla 17: Valorización referencial de obras de transmisión recomendadas para la zona sur del SING.

N Obras de transmisión Abastecimiento Zona Sur AñoVI

Referencial(MMUSD)

1 Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda, 150 MVA (4 km) 2016 3

2Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio (150 MVA) y seccionamiento línea 220 kV Chacaya – Mantos Blancos 2018 11

3Cambios de TTCC en Líneas de 110 kV Capricornio – Antofagasta y Antofagasta-Alto Norte y Línea 220 kVO’Higgins-Coloso

2016 2

4Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra (150 MVA) y Seccionamiento Línea 220 kV O'Higgins – Coloso. 2016 11

4.3.2.2 Estadística de Fallas

Con el fin de determinar la frecuencia de fallas de las instalaciones de la zona sur, y las horas estimadas ddesconexión, se utiliza la estadística de falla disponible, que considera el total las fallas en las instalaciones dSING en el horizonte 2007-2012.

Un resumen de las fallas en las instalaciones de interés de la zona sur se presenta en la Tabla 18, las cuales seráutilizadas para hacer una proyección de los costos estimados de energía no suministrada por conceptos ddesconexiones forzadas de las instalaciones.

Tabla 18: Estadística de fallas en instalaciones de interés de la zona sur, horizonte 2007 – 2012.

Instalación Fallada N° FallasTiempo total de

desconexiónFallas/Año Horas/Falla

Tiempo estimado dedesconexión anual

(horas)

Línea 220 kV Central Atacama - Esmeralda 1 18,4 0,17 18,4 3,1

Línea 220 kV Chacaya - Mantos Blancos 2 7,2 0,33 3,6 1,2

Línea 220 kV Chacaya - Mejillones 1 15,5 0,17 15,5 2,6

Línea 220 kV Mejillones - O'higgins 4 181,2 0,67 45,3 30,2

Línea 220 kV O'higgins - Coloso 1 20,1 0,17 20,1 3,4

Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte 4 81,3 0,67 20,3 13,5

Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta 32 37,7 5,33 1,2 6,3

Transformador Mejillones 220/115/13,8 kV 4 3,0 0,67 0,8 0,5





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4.3.2.3 Costo de Falla de Corta Duración (CFCD)

En la Tabla 19, se presentan los costos de falla de corta duración para el SIC y SING, presentes en la nueva versióde la NTSyCS.

Tabla 19: Costo de falla de corta duraciónFuente: Resolución Exenta N°159/2014

Costo de falla de corta duración NTSyCS (USD/MWh)

Sistema Valor

SIC 13349

SING 11813

Con el fin de valorizar los CFCD esperados para las desconexiones forzadas de las instalaciones de la zona sur deSING, se utiliza la información levantada en la Sección 4.2, específicamente lo referente a la ENS que se geneante fallas en dichas instalaciones, de acuerdo a lo presentado en la Tabla 13 de la misma sección. A su vez, sutilizan los tiempos estimados de desconexión anual de las instalaciones de acuerdo a la estadística de falpresentada en la Tabla 18, y el CFCD presentado en la Tabla 19.

De acuerdo a las consideraciones anteriores, en la Tabla 20 se presenta una estimación del costo promedio anupor concepto de energía no suministrada debido a desconexión forzada de instalaciones.

De los resultados obtenidos, se puede observar que el ahorro neto anual estimado por concepto de energía nsuministrada (ENS) asciende a un valor cercano a los 8,5 millones de dólares anuales, al momento de realizar lasiguientes obras de transmisión:

1. Nueva línea 110 kV Antofagasta – Esmeralda.2. Nuevo transformador 220/110 kV en S/E Capricornio.3. Nuevo transformador 220/110 kV en S/E La Negra y seccionamiento de línea 110 kV Antofagasta – Al

Norte y línea 220 kV O’Higgins - Coloso.

Tabla 20: Estimación de CFCD para contingencias en instalaciones de la zona sur del SING.

Falla InstalaciónENS por

falla(MW)

Tpo. estimadodesconexiónanual (Horas)

ValorizaciónENS

(MMUSD)Considerar Solución

1 Línea 220 kV Atacama - Esmeralda 90 3,1 3,30 SiLínea 1x220 kV Esmeralda -

Coloso y Línea 110 kV Antofagasta - Esmeralda

2 Línea 220 kV Chacaya - Mejillones - 2,6 - No Aplica No Aplica

3 Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins - 30,2 - No Aplica No Aplica

4 Línea 220 kV Chacaya - Mantos Blancos 50 1,2 0,71 SiNuevo Transformador 220/110

en S/E Capricornio

5 Línea 220 kV O'Higgins - Coloso 43 3,4 1,73 SiLínea 1x220 kV Esmeralda -

Coloso

6 Transformador 220/110 kV Mejillones 33 0,5 0,19 SiLínea 1x110 kV Antofagasta

Esmeralda

7 Transformador 220/110 kV Esmeralda 90 - - No Aplica No Aplica

8 Transformador 220/110 kV Capricornio 50 - - No Aplica No Aplica

9 Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta 2 6,3 0,15 No Aplica No Aplica

10 Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta - - - No Aplica No Aplica

11 Línea 110 kV Capricornio - Alto Norte 3 - - No Aplica No Aplica

12 Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte 15 13,5 2,39 siSeccionamiento en S/E La Neg

y Nuevo Transformador





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4.3.2.4 Costo de Operación

Para determinar los ahorros en los costos de operación, se realizan simulaciones de la operación de largo plazconsiderando los casos presentados en la Tabla 21.

Tabla 21: Casos considerados para simulaciones de la operación de largo plazo.

Caso Obras de transmisión consideradasBase 1 Sistema actual, Obras en Construcción y Enlace 220 kV Chacaya - Atacama

Base 2 Sistema actual y Obras en Construcción

Proyectos

Nueva línea 1x220 kV Esmeralda - Coloso

Nueva línea 1x110 kV Antofagasta - Esmeralda

Transformador 220/110 kV en S/E La Negra

Se debe destacar que para efectos de la comparación en las diferencias de los costos de operación, se considerasólo los proyectos que involucran cambios topológicos en el sistema de transmisión, esto es, proyectos quconsideran la unión de dos nodos del sistema que se encuentran actualmente separados, y que por lo tanto influyefuertemente en la distribución de flujos del sistema. En virtud de lo anterior, el nuevo transformador 220/110 kV e

S/E Capricornio no fue considerado dentro de los proyectos que generan un ahorro en el costo de operación, pueconsiste únicamente en un equipo en paralelo al actualmente en operación, y su aporte en el ahorro de costos doperación es marginal.

Los resultados de las simulaciones de la operación de largo plazo se presentan en la Tabla 22, donde se observun ahorro promedio anual cercano a los 1,5 millones de dólares por conceptos de disminución de pérdidasredistribución de flujos y despacho óptimo de unidades de generación, en el escenario en que las subestacioneChacaya y Atacama se encuentran separadas, y un ahorro anual cercano a los 0,5 millones de dólares, en eescenario en que las subestaciones Chacaya y Atacama se encuentran unidas. En base a lo anterior, y parsimplificar las evaluaciones se asume que el ahorro promedio anual estimado por concepto de costo de operacióes de 1 millón de dólares.

Tabla 22: Ahorro en costos de operación para escenarios base 1 y 2.

Costos de operación en MMUSD.

Año Base1 Base 1+Proyectos Diferencia Año Base2 Base 2+proyectos Diferencia

2016 1282,3 1282,0 0,33 2016 1292,7 1292,3 0,46

2017 1442,5 1442,1 0,37 2017 1452,8 1452,3 0,51

2018 1570,1 1569,7 0,41 2018 1584,3 1583,3 0,93

2019 1586,3 1585,7 0,51 2019 1602,4 1601,3 1,07

2020 1655,2 1654,7 0,57 2020 1673,4 1672,3 1,15

2021 1715,7 1715,2 0,56 2021 1736,4 1734,9 1,52

2022 1767,9 1767,3 0,60 2022 1793,7 1791,2 2,48

2023 1855,1 1854,6 0,55 2023 1883,2 1880,4 2,76

2024 1977,5 1977,0 0,54 2024 2004,9 2002,3 2,53

2025 2121,8 2121,2 0,57 2025 2144,5 2142,7 1,78

2026 2267,0 2266,5 0,52 2026 2288,2 2286,7 1,46

2027 2413,0 2412,4 0,58 2027 2431,7 2430,4 1,29

- Promedio 0,51 - Promedio 1,49





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4.3.2.5 Resumen Evaluación Económica

Para realizar la evaluación económica se consideran los antecedentes presentados en las secciones anterioresespecíficamente en lo que se refiere a las valorizaciones referenciales, los costos de operación y los costoestimados de falla a partir de las estadísticas.

En la Tabla 23 se presenta un resumen de las anualidades de la inversión consideradas para cada una de las obra

de expansión recomendadas.

Tabla 23: Valor de inversión (VI), anualidad de la inversión (AVI), costos de operación y mantenimiento (COMA) y valoranual de transmisión (VAT) de las obras de transmisión recomendadas para la zona sur del SING.

N Obras de transmisión Abastecimiento Zona Sur AñoVI AVI COMA VAT

(MMUSD) (MMUSD) (MMUSD) (MMUSD)

1 Nueva Línea 1x110 kV Antofagasta – Esmeralda 2016 3 0,307 0,06 0,367

2Nuevo Transformador 220/110 kV S/E Capricornio y seccionamientolínea 1x220 kV Chacaya - Mantos Blancos

2018 11 1,125 0,22 1,345

3Cambios de TTCC en líneas de 110 kV Capricornio – Antofagasta,

Antofagasta-Alto Norte y línea 1x220 kV O’Higgins - Coloso2016 2 0,205 0,04 0,245

4 Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra y Seccionamientolínea 1x220 kV O'Higgins – Coloso

2016 11 1,125 0,22 1,345

En la Tabla 24 se presenta la evaluación económica de las obras de expansión recomendadas para la zona sudonde se puede observar que el beneficio económico estimado de las obras propuestas es superior a los costos dinversión, obteniendo un VAN positivo en una evaluación a 10 años con tasa de descuento del 10%.

Tabla 24: Evaluación económica de las obras de expansión recomendadas.

Evaluación económica. Flujo de caja en MMUSD

Ahorros y Costos \ Año 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Ahorro en CFCD 8,47 8,47 8,47 8,47 8,47 8,47 8,47 8,47 8,47 8,47

Ahorro por disminución de Cos. Ope. 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

Valor anual de transmisión (VAT) -3,30 -3,30 -3,30 -3,30 -3,30 -3,30 -3,30 -3,30 -3,30 -3,30

Flujo neto 6,17 6,17 6,17 6,17 6,17 6,17 6,17 6,17 6,17 6,17

VAN (tasa 10%) 37,88





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5. ANEXOS

5.1 ANEXO 1: CAPACIDAD INFORMADA DE INSTALACIONES

5.1.1 Zona Sur

Tabla 25: Capacidad de Instalaciones en Zona Sur.

Consumos BarraPrincipal Tipo Instalación

Capacidad (MVA) Capacidad (A)

Conductor TTCC Protección Otro Límite Conductor TTCC Protección Otro Límite

Capricornio 220kV

Línea Línea 110 kV Capricornio - El Negro - Alto Norte 137 114 - 120 114 720 600 - 630 600

Línea Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta 137 91 - 120 91 720 480 - 630 480

Línea Línea 110 kV Antofagasta - La Negra - Alto Norte 122 57 - - 57 640 300 - - 300

Línea Tap off 110 kV Salar del Carmen - Uribe (Esm-Uribe) 90 69 69 - 69 472 360 360 - 360

Mejillones 220 kV Línea Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta 122 91 - 95 91 640 480 - 500 480

Atacama 220 kV Línea Línea 220 kV Atacama - Esmeralda 197 365 365 - 197 518 960 960 - 518

Chacaya 220 kV Línea Línea 220 kV Chacaya - Mejillones 377 365 - - 365 990 960 - - 960

O'Higgins 220 kV Línea Línea 220 kV O'Higgins - Coloso 245 91 - - 91 645 240 - - 240

Consumos Barra Principal Tipo InstalaciónCapacidad Nominal (MVA) Sobrecarga Permanente (MVA)

Refrigeración HV MV LV HV MV LV

Capricornio 220kV Transformador 3D Capricornio 220/110/13,8 kV

OA 60 60 15

88 88 22FA 80 80 20

Mejillones 220 kV Transformador 3D Mejillones 220/115/13,8 kVONAN 80 80 20

N/I N/I N/IONAF 100 100 25

Esmeralda 220 kV Transformador 3D Esmeralda 220/115/13,8 kV N°1ONAN 150 150 30

110 110 27,5ONAF 195 195 30





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5.1.2 Zona Norte

Tabla 26: Capacidad de Instalaciones en Zona Norte.

Consumos Barra Principal Tipo Instalación

Capacidad (MVA) Capacidad (A)

Conductor TTCC Protección Otro Límite Conductor TTCC Protección Otro Lím

Parinacota 220 kV

Línea Línea 220 kV Cóndores - Parinacota 197 91 244 - 91 518 240 640 - 240

Línea Línea 66 kV Parinacota - Quiani (Est. 6) 63 55 55 - 55 548 480 480 (*) - 480

Línea 66 kV Est. 6 - Tap Off Quiani 39 103 29 - 29 343 900 251 - 25

Cóndores 220 kV Línea Línea 220 kV Tarapacá - Cóndores 197 183 457 - 183 518 480 1200 - 480

Pozo Almonte 220 kV Línea Línea 220 kV Lagunas - Pozo Almonte 328 183 - 191 183 860 480 - 500 480

Arica 110 kVLínea Línea 66 kV Arica - Tap Off Quiani 28 - 29 - 28 245 - 250 - 24

Línea Línea 110 kV Arica - Pozo Almonte 69 34 - 76 34 360 180 - 400 180

Consumos Barra Principal Tipo Instalación

Capacidad Nominal (MVA)Sobrecarga Permanente

(MVA)

Refrigeración HV MV LV HV MV LV

Parinacota 220 kV Transformador 3D Parinacota 220/69/13.8 kVOA 32 32 8

40 40 10FA 40 40 10

Cóndores 220 kV Transformador 3D Cóndores 220/69/13.8 kVONAN 150 150 30

N/I N/I N/IONAF 195 195 39

Arica 110 kV Transformador 3D Arica 110/66/13.8 kV

ONAN 20 20 5

N/I N/I N/IONAF1 25 25 6,25

ONAF2 30 30 7,5

Pozo Almonte 220 kV

Transformador 3D Pozo Almonte 110/66/13.8 kV N°1

ONAN 20 20 5

N/I N/I N/IONAF1 25 25 6,25

ONAF2 30 30 7,5

Transformador 3D Pozo Almonte 220/115/13.8 kV N°2OA 80 80 20

N/I N/I N/IFA 100 100 25

Transformador 3D Pozo Almonte 220/115/13.8 kV N°5ONAN 80 80 20

N/I N/I N/IONAF 100 100 25





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5.2 ANEXO 2. DETALLE ANÁLISIS ZONA NORTE

Flujos por líneas y nivel de tensión en barras.

5.2.1 Opción A

Año 2019 Flujos Actuales Flujos Propuesta Falla 1 Falla 2 Falla 3 Falla 4

Línea % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga M W MVAr

Parinacota-Tap_Off Quiani 95,3 11,4 4,6 95,9 11,4 4,6 93,9 11,4 4,6 96,1 11,4 4,6 96,2 11,4 4,6 94,5 11,4 4,6

Tarapacá-Lagunas #1 33,1 -59,5 -1,9 22,0 -39,5 1,6 13,1 -22,7 0,1 22,1 -39,5 2,6 22,0 -39,3 2,7 49,4 -90,5 5,1

Tarapacá-Lagunas #2 33,1 -59,5 -1,9 22,0 -39,5 1,6 13,1 -22,7 0,1 22,1 -39,5 2,6 22,0 -39,3 2,7 49,4 -90,5 5,1Arica-Tap_off Dolores 8,7 0,4 -1,8 8,9 0,4 -1,8 8,9 0,4 -1,8 8,9 0,4 -1,8

Lagunas-Pozo Almonte 36,8 57,0 25,5 51,3 93,7 5,6 69,6 128,1 3,8 51,7 94,0 8,2 50,4 91,3 9,9

Tap_off Dolores-Pozo Almonte 17,1 -2,6 2,5 17,3 -2,6 2,6 17,4 -2,6 2,6 11,2 -3,1 -0,4 17,4 -2,6 2,6

Cóndores-Parinacota 84,2 70,6 -24,1 41,2 33,0 -18,5 41,0 33,1 -17,9 40,4 32,7 -17,6 146,3 132,8 -9,5

Tarapacá-Cóndores 91,0 163,9 -3,7 33,9 61,9 -9,8 24,7 45,2 -1,8 33,9 62,0 -9,4 33,8 61,8 -9,3 61,2 112,9 -0,1

Pozo Almonte-Parinacota - Propuesta 0,0 0,0 0,0 23,6 -35,8 -3,5 41,6 -68,4 8,4 23,7 -35,7 -3,1 24,0 -36,1 -2,8 33,3 57,1 -8,2

Tarapacá-Cóndores - Propuesta 0,0 0,0 0,0 33,9 -61,4 2,4 24,7 -44,9 -6,6 33,9 -6 1,4 2,1 33,8 -6 1,2 2,0 61,1 -111,2 -2,0

Subestación Tensión (p.u.)

Cóndores 0,97 1,01 1,00 1,01 1,01 1,00

Parinacota 09,7 1,00 1,01 1,00 1,00 0,96

5.2.2 Opción B

Año 2019 Flujos Actuales Flujos Propuesta Falla 1 Falla 2 Falla 3 Falla 4

Línea % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr

Parinacota-Tap_Off Quiani 95,3 11,4 4,6 94,2 11,4 4,6 95,7 11,4 4,6 0,0 0,0 0,0 95,7 11 ,4 4,6 96,2 11,4 4,6

Tarapacá-Lagunas #1 33,1 -59,5 -1,9 2 0,7 -37,2 0,8 12,5 22,4 -2,4 9,5 -15,7 -8,0 49,9 -89,5 -8,9 32, 9 -59,5 -2,0Tarapacá-Lagunas #2 33,1 -59,5 -1,9 2 0,7 -37,2 0,8 12,5 22,4 -2,4 9,5 -15,7 -8,0 49,9 -89,5 -8,9 32, 9 -59,5 -2,0

Arica-Tap_off Dolores 8,7 0,4 -1,8 12,1 0,8 -0,8 12,1 0,8 -0,8 12,0 0,8 -0,8 12,0 0,8 -0,8 11,8 0,8 -0,8

Lagunas-Pozo Almonte 36,8 57,0 25,5 54,9 100,9 2,8 126,1 226,6 45,7 40,0 71,5 10,7 34,7 57,0 18,1

Tap_off Dolores-Pozo Almonte 17,1 -2,6 2,5 19,9 -2,3 3,7 19,9 -2,3 3,7 19,8 -2,3 3,6 19,7 -2,3 3,6 19,5 -2,3 3,5

Cóndores-Parinacota 84,2 70,6 -24,1 83,1 70,5 -28,1 85,3 70,7 -20,9 84,8 70,6 -22,2 83,8 70,6 -24,2

Tarapacá-Cóndores 91,0 163,9 -3,7 64,6 119,2 -6,2 42,0 76,2 6,0 124,4 223,8 10,3 90,4 163,9 -3,5

Pozo Almonte-Cóndores - Propuesta 0,0 0,0 0,0 25,8 43,0 -18,6 93,1 162,5 -0,6 9,1 14,3 -8,2 32,6 -56,4 -5,1

Pozo Almonte-Arica - Propuesta 0,0 0,0 0,0 19,6 0,4 -6,7 19,5 0,4 -6,7 19,4 0,4 -6,6 19,4 0,4 -6,6 19,1 0,4 -6,4

Subestación Tensión (p.u.)

Cóndores 0,97 1,00 0,95 1,00 0,96 0,97

Parinacota 0,97 1,00 0,94 0,00 0,95 0,97





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5.2.3 Opción C

Año 2019 Flujos Actuales Flujos Propuestas Flujos Propuesta 2 Falla 1 Falla 2 Falla 3

Línea % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr

Tap_off Quiani-Arica 0.4 0.0 0.0 57.0 -9.4 9.3 57.0 -9.4 9.3 74.8 -15.1 9.2 8.5 -0.4 1.9 17.1 2.7 -3.0

Parinacota-Tap_Off Quiani 95.3 11.4 4.6 109.3 2.0 13.9 60.1 2.0 13.9 60.0 -3.7 13.7 54.4 11.0 6.5 60.5 14.1 1.6

Tap_off Quiani-Quiani 52.5 11.4 4.6 52.7 11.4 4.6 52.7 11.4 4.6 51.7 11.4 4.5 52.6 11.4 4.6 52.5 11.4 4.6

Tarapacá-Lagunas #1 33.1 -59.5 -1.9 20.1 -35.9 1.9 20.1 -35.9 1.9 12.5 22.4 -3.6 21.1 -37.2 3.6 21.3 -37.7 3.7

Tarapacá-Lagunas #2 33.1 -59.5 -1.9 20.1 -35.9 1.9 20.1 -35.9 1.9 12.5 22.4 -3.6 21.1 -37.2 3.6 21.3 -37.7 3.7

Arica-Tap_off Dolores 8.7 0.4 -1.8 42.9 -9.0 7.1 42.9 -9.0 7.1 54.8 -14.8 6.6 16.0 3.1 -5.0

CD Arica-Tap_off Quiani 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 0 .0 0.0Lagunas-Pozo Almonte 36.8 57.0 25.5 56.8 104.1 5.7 56.8 104.1 5.7 129.6 227.7 53.8 55.6 100.8 10.4 55.2 100.1 10.5

Tap_off Dolores-Pozo Almonte 17.1 -2.6 2.5 53.8 -12.7 10.9 53.8 -12.7 10.9 65.8 -18.9 9.4 11.2 -3.1 -0.4

Cóndores-Parinacota 84.2 70.6 -24.1 70.4 60.5 -21.1 70.4 60.5 -21.1 67.4 54.7 -16.0 81.9 70.0 -25.1 86.8 73.4 -29.1

Tarapacá-Cóndores 91.0 163.9 -3.7 63.1 116.5 -0.8 63.1 116.5 -0.8 64.6 119.2 0.5 65.1 120.2 -1.3

Pozo Almonte-Cóndores - Propuesta 0.0 0.0 0.0 21.8 35.5 -17.4 21.8 35.5 -17.4 85.5 146.2 2.4 26.5 42.6 -22.0 28.2 45.0 -23.8

Subestaciones Tensión (p.u.)

Cóndores 0.97 1.00 1.00 0.99 0.99 1.00

Parinacota 0.97 0.99 0.99 1.00 0.99 1.00

Año 2019 Falla 4 Falla 5 Falla 7 Falla 8

Línea % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr

Tap_off Quiani-Arica 8.3 -0.4 1.8 40.4 -6.6 6.9 68.7 -12.6 9.7 215.2 -33.2 12.0

Parinacota-Tap_Off Quiani 54.9 11.0 6.4 52.1 4.8 11.4 61.8 -1.2 14.3 190.1 -27.5 14.8

Tap_off Quiani-Quiani 53.1 11.4 4.6 51.7 11.4 4.5 53.0 11.4 4.6 35.5 5.4 2.2

Tarapacá-Lagunas #1 20.3 -36.6 -4.3 48.8 -89.3 4.6 29.2 -52.6 -3.9 19.6 -35.7 -5.9Tarapacá-Lagunas #2 20.3 -36.6 -4.3 48.8 -89.3 4.6 29.2 -52.6 -3.9 19.6 -35.7 -5.9

Arica-Tap_off Dolores 32.9 -6.2 4.8 50.4 -12.2 7.4 68.3 -33.3 4.0

Arica-Tap_off Quiani 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0

Lagunas-Pozo Almonte 55.8 99.0 15.0 42.8 71.5 21.0 65.4 115.9 27.1

Tap_off Dolores-Pozo Almonte 0.0 0.0 0.0 43.6 -9.6 9.0 61.4 -16.1 10.4 72.1 -43.4 -4.0

Cóndores-Parinacota 82.5 70.1 -22.8 74.8 63.5 -21.8 68.0 57.2 -18.5

Tarapacá-Cóndores 65.1 118.0 1.3 121.1 223.5 10.0 83.2 150.0 0.3 59.6 108.3 11.2

Pozo Almonte-Cóndores - Propuesta 27.0 43.8 -19.4 35.9 -63.6 -7.1 15.3 15.3 -22.8

Subestaciones Tensión (p.u.)

Cóndores 0.98 0.98 0.97 0.98

Parinacota 0.97 0.98 0.96 0.73





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5.2.4 Opción E

Falla 2: Línea 220 kV Cóndores - Parinacota Fuera de Servicio

Alternativa E: Bypass Pozo Almonte - Parinacota - Arica Simple Circuito

S/E Pozo Almonte 110/A S/E Parinacota 110

Demanda MW %Carga MW MVArTensión

[p.u.]Ángulo MW MVAr

Tensión[p.u.]

ÁnguloBC. Dolores 110 kV

MVArBC. Parinacota 110 kV

MVArDiferencia de

TensiónDiferencia de

Ángulo

7.03 10% 8.43 -16.01 1.00 4.26 -4.30 9.73 1.13 -4.64 - - -0.12 8.90

14.06 20% 17.32 -21.54 1.01 3.12 -11.30 17.72 1.08 -8.06 - - -0.07 11.18

21.09 30% 27.68 -26.23 1.00 1.22 -18.33 27.17 1.08 -15.64 - - -0.08 16.86

28.12 40% 39.53 -29.35 1.00 -0.88 -25.43 37.00 1.08 -23.62 - 10.00 -0.08 22.74

35.16 50% 47.83 -18.12 1.00 -2.23 -32.52 28.40 0.97 -28.01 - 10.00 0.03 25.78

42.19 60% 63.28 -40.17 1.09 -4.28 -40.09 47.47 1.14 -33.49 10.00 20.00 -0.05 29.21

49.22 70%

56.25 80%

63.28 90%

70.31 100%

Alternativa F: Bypass Pozo Almonte - Parinacota - Arica Doble Circuito

S/E Pozo Almonte 110/A S/E Parinacota 110

Demanda MW %Carga MW MVArTensión

[p.u.]Ángulo MW MVAr

Tensión[p.u.]

ÁnguloBC. Dolores 110 kV

MVArBC. Parinacota 110 kV

MVArDiferencia de

TensiónDiferencia de

Ángulo

7.03 10%

14.06 20%

21.09 30%28.12 40%

35.16 50%

42.19 60% 50.23 -29.78 1.00 -2.82 -39.64 25.59 0.99 -16.92 - 10 0.01 14.11

49.22 70% 60.46 -31.39 1.00 -4.68 -46.75 31.79 0.98 -21.55 - 20 0.02 16.87

56.25 80% 71.34 -30.02 0.99 -6.80 -53.87 36.25 0.95 -26.71 - 30 0.04 19.92

63.28 90% 85.56 -36.87 0.99 -9.63 -60.98 53.10 0.96 -34.12 - 50 0.02 24.49

70.31 100% 97.73 -37.27 1.01 -11.39 -68.35 59.82 0.97 -38.05 - 60 0.04 26.66





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5.2.5 Opción F

Año 2019 Flujos Actuales Flujos Propuesta Falla 1 Falla 2 Falla 3

Línea % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr

Tap_off Quiani-Arica 0.4 0.0 0.0 14.9 -4.5 -4.3 14.5 -3.8 4.8 75.7 -17.0 -23.8 15.1 -5.2 -3.7

Parinacota-Tap_Off Quiani 95.3 11.4 4.6 29.5 6.9 0.3 50.5 7.6 9.3 92.3 -5.5 -18.8 26.5 6.2 0.8

Tap_off Quiani-Quiani 52.5 11.4 4.6 29.4 11.4 4.6 28.7 11.4 4.5 32.2 11.4 4.9 29.0 11.4 4.6

Tarapacá-Lagunas #1 33.1 -59.5 -1.9 18.0 -32.5 -1.1 12.6 22.4 -6.5 17.8 -32.1 -7.5 27.1 -49.1 -10.9

Tarapacá-Lagunas #2 33.1 -59.5 -1.9 18.0 -32.5 -1.1 12.6 22.4 -6.5 17.8 -32.1 -7.5 27.1 -49.1 -10.9

Arica-Tap_off Dolores 8.7 0.4 -1.8 - - - - - - - - - - - -

CD Arica-Tap_off Quiani 0.2 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0Lagunas-Pozo Almonte 36.8 57.0 25.5 60.0 110.9 -1.6 123.7 226.3 26.5 74.1 136.4 9.0 42.9 78.6 6.2

Tap_off Dolores-Pozo Almonte 17.1 -2.6 2.5 23.5 -9.0 10.8 26.9 -10.9 12.7 75.6 -43.7 23.1 27.0 -11.4 12.3

Cóndores-Parinacota 84.2 70.6 -24.1 63.2 55.1 -7.7 63.0 51.7 -3.5 59.4 50.6 -6.1

Tarapacá-Cóndores 91.0 163.9 -3.7 59.5 109.9 -2.9 59.3 108.9 4.1 77.2 142.9 -5.5

Tap_off Dolores-Pozo Almonte #2 0.0 0.0 0.0 23.5 -9.0 10.8 26.9 -10.9 12.7 75.6 -43.7 23.1 27.0 -11.4 12.3

Pozo Almonte-Cóndores - Propuesta 0.0 0.0 0.0 21.4 36.6 -13.3 80.4 142.3 -4.9 12.4 -17.6 -13.8

Tap_off Dolores-Parinacota - Propuesta 0.0 0.0 0.0 19.2 -7.1 6.6 22.6 -8.7 8.6 72.1 -34.3 29.8 22.7 -9.2 8.3

Tap_off Dolores-Parinacota - Propuesta #2 0.0 0.0 0.0 19.2 -7.1 6.6 22.6 -8.7 8.6 72.1 -34.3 29.8 22.7 -9.2 8.3

Parinacota-Arica - Propuesta 0.0 0.0 0.0 10.6 4.1 6.2 6.3 3.4 -2.9 18.4 16.8 17.6 10.5 4.8 5.6

Subestación Tensión [p.u.]

Cóndores 220 kV 0.97 1.00 0.96 0.99 1.00

Parinacota 220 kV 0.97 0.97 0.93 - 0.97

Pozo Almonte 220 kV 0.99 0.99 0.97 0.99 1.00

Parinacota 110 kV - 1.05 1.05 0.97 1.05

Arica 110 kV 1.01 1.05 1.05 0.97 1.05

Pozo Almonte 110 kV 1.00 1.00 1.00 1.01 1.00





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Año 2019 Falla 4 Falla 5 Falla 6 Falla 7 Falla 8

Línea % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr % Carga MW MVAr

Tap_off Quiani-Arica 14.7 -4.1 -4.7 4.6 -0.4 1.9 8.9 -1.9 -3.2 8.2 -0.4 3.4 8.5 -3.2 -1.5

Parinacota-Tap_Off Quiani 31.3 7.3 -0.1 54.5 11.0 6.4 41.2 9.5 1.3 57.5 11.0 8.0 37.0 8.2 3.0

Tap_off Quiani-Quiani 29.2 11.4 4.6 29.3 11.4 4.6 29.3 11.4 4.6 28.9 11.4 4.6 29.1 11.4 4.6

Tarapacá-Lagunas #1 48.8 -89.5 4.6 18.0 -32.5 -1.2 18.7 -33.7 -0.4 18.9 -33.7 -9.6 18.5 -33.0 1.0

Tarapacá-Lagunas #2 48.8 -89.5 4.6 18.0 -32.5 -1.2 18.7 -33.7 -0.4 18.9 -33.7 -9.6 18.5 -33.0 1.0

Arica-Tap_off Dolores - - - - - - - - - - - - - - -

CD Arica-Tap_off Quiani 0.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0

Lagunas-Pozo Almonte 60.0 110.9 -1.6 58.5 107.9 0.6 58.3 107.8 7.4 59.7 109.9 3.0

Tap_off Dolores-Pozo Almonte 21.6 -7.5 10.3 23.0 -9.0 10.4 11.1 -1.5 4.7 28.6 -12.8 12.4Cóndores-Parinacota 66.6 58.1 -7.8 62.8 55.1 -9.0 78.8 70.0 -16.2 84.8 73.3 -26.8 67.4 60.4 -11.2

Tarapacá-Cóndores 121.2 223.8 0.3 59.5 109.8 -3.5 60.7 112.1 -3.9 60.5 112.3 -7.7 60.0 110.8 0.2

Tap_off Dolores-Pozo Almonte #2 21.6 -7.5 10.3 23.0 -9.0 10.4 11.1 -0.8 2.4

Pozo Almonte-Cóndores - Propuesta 38.9 -69.5 5.9 21.6 36.7 -14.1 29.3 49.3 -20.2 32.5 52.5 -27.9 25.0 40.9 -19.4

Tap_off Dolores-Parinacota - Propuesta 17.3 -5.7 5.9 18.7 -7.0 6.2 7.3 1.6 -5.0 23.2 -9.1 8.7

Tap_off Dolores-Parinacota - Propuesta #2 17.3 -5.7 5.9 18.7 -3.5 3.1 7.3 1.6 -5.0

Parinacota-Arica - Propuesta 10.7 3.7 6.6 7.6 1.4 5.1 2.2 0.0 -1.6 6.3 2.8 3.4


Cóndores 220 kV 0.99 1.00 1.00 1.02 1.00

Parinacota 220 kV 0.96 0.97 0.98 1.01 0.97

Pozo Almonte 220 kV 0.99 1.00 1.00 1.00 0.99

Parinacota 110 kV 1.06 1.06 1.06 1.06 1.06

Arica 110 kV 1.06 0.99 1.06 1.06 1.06

Pozo Almonte 110 kV 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00





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5.2.6 Opción G

Año 2019 Flujos Actuales Flujos Propuesta Falla 1 Falla 2


Tap_off Quiani-Arica 0.4 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0

Parinacota-Tap_Off Quiani 95.3 11.4 4.6 52.0 11.4 4.6 52.8 11.4 4.6 52.1 11.4 4.6


Tarapacá-Lagunas #1 33.1 -59.5 -1.9 16.4 -29.9 -4.3 19.3 -33.8 3.4 1 9.9 -36.0 -0.7

Tarapacá-Lagunas #2 33.1 -59.5 -1.9 16.4 -29.9 -4.3 19.3 -33.8 3.4 1 9.9 -36.0 -0.7

Arica-Tap_off Dolores 8.7 0.4 -1.8 4.5 0.4 -1.8 4.5 0.4 -1.8 4.4 0.4 -1.8

Lagunas-Pozo Almonte 36.8 57.0 25.5 61.7 113.9 -8.2 59.1 107.6 9.9 55.1 101.6 0.3

Tap_off Dolores-Pozo Almonte 17.1 -2.6 2.5 8.7 -2.6 2.6 8.7 -2.6 2.6 8.7 -2.6 2.6

Cóndores-Parinacota 84.2 70.6 -24.1 44.6 30.1 -27.6 80.4 70.5 -18.2 39.1 25.3 -25.3

Tarapacá-Cóndores 91.0 163.9 -3.7 57.0 104.6 -11.0 61.5 112.4 8.7 63.7 116.9 -13.9

Pozo Almonte-Cóndores - Propuesta 0.0 0.0 0.0 11.1 16.7 -11.7 29.6 49.5 -20.1

Pozo Almonte-Parinacota - Propuesta 0.0 0.0 0.0 26.1 -38.7 0.7 28.9 -43.3 3.3


Cóndores 0.97 1.00 0.99 1.00

Parinacota 0.97 1.01 0.98 1.01

Año 2019 Falla 3 Falla 4 Falla 5 Falla 6


Tap_off Quiani-Arica 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0

Parinacota-Tap_Off Quiani 52.7 11.4 4.6 52.8 11.4 4.6 52.1 11.4 4.6 52.5 11.4 4.6


Tarapacá-Lagunas #1 13.9 22.4 -12.4 15.7 -27.5 1.0 16.1 -29.4 -3.8 48.3 -88.6 4.1

Tarapacá-Lagunas #2 13.9 22.4 -12.4 15.7 -27.5 1.0 16.1 -29.4 -3.8 48.3 -88.6 4.1

Arica-Tap_off Dolores 4.5 0.4 -1.9 4.5 0.4 -1.8 4.5 0.4 -1.9Lagunas-Pozo Almonte 120.6 222.8 13.1 64.8 119.0 5.9 60.7 112.1 -5.3

Tap_off Dolores-Pozo Almonte 8.7 -2.6 2.6 8.7 -2.6 2.6 8.8 -2.6 2.7

Cóndores-Parinacota 37.8 22.2 -25.5 44.4 30.1 -27.3 52.9 38.7 -28.5

Tarapacá-Cóndores 55.0 99.9 10.8 56.3 103.7 -8.7 112.3 222.0 -12.6

Pozo Almonte-Cóndores - Propuesta 63.3 112.5 -13.4 6.0 -8.8 -6.2 12.2 17.6 -13.7 48.7 -87.0 12.6

Pozo Almonte-Parinacota - Propuesta 29.9 -46.4 1.4 39.9 -68.4 -0.8 26.2 -38.7 0.8 21.7 -30.4 -2.5


Cóndores 0.98 0.99 1.00 0.99

Parinacota 0.99 0.99 1.01 1.01



Clasificación: InformVersión: Definitiv


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5.3 ANEXO 3. DETALLE ANÁLISIS ZONA SUR

Según se indica en la Sección 4.2, las fallas realizadas que desencadenan sobrecargas o problemas de bajtensión en otras instalaciones del sistema de transmisión, corresponden particularmente a fallas en el sistema d1x110 kV Capricornio-Antofagasta-Alto Norte o en la línea 1x220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins, según s

presenta a continuación.

Tabla 27: Flujos por las Líneas ante contingencias simples en sistema 110 kV Capricornio - Antofagasta - Alto Norte(Fallas 10, 11 y 12)

InstalaciónNormal Falla 10 Falla 11 Falla 12

(MVA) % (MVA) % (MVA) % (MVA) %

Línea 220 kV Atacama - Esmeralda 94 47 94 47 94 47 94 47

Línea 220 kV Chacaya – Mejillones 232 62 232 62 232 62 232 62

Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins 187 71 187 71 187 71 187 71

Línea 220 kV Chacaya - Capricornio - Mantos Blancos 167 45 167 45 167 45 167 45

Línea 220 kV O'Higgins - Coloso 27 12 27 12 27 12 27 12Transformador 220/110 kV Mejillones 45 44 45 44 45 44 45 44

Transformador 220/110 kV Esmeralda 94 64 94 64 94 64 94 64

Transformador 220/110 kV Capricornio 83 96 87 100 85 98 67 77

Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta 12 13 12 13 12 13 12 13

Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta 40 44 - - 81 87 13 14

Línea 110 kV Capricornio - Alto Norte 40 32 82 68 - - 52 43

Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte 27 47 26 49 64 116 - -Con naranjo y rojo se destacan los valores cuando los niveles de carga superan el 85 y 90% respectivamente.

Tabla 28: Tensiones en subestaciones ante contingencias simples en sistema 110 kV Capricornio - Antofagasta - Alt

Norte y en el tramo 220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins (Fallas 2, 3, 10, 11 y 12).

Subestación Normal Falla 2 Falla 3 Falla 10 Falla 11 Falla 12

Esmeralda 220 kV 1,006 1,006 1,006 1,006 1,006 1,006

Mejillones 220 kV 1,019 0,845 1,020 1,019 1,019 1,019

Capricornio 220 kV 0,991 0,982 0,985 0,989 0,989 0,994

O'Higgins 220 kV 0,986 0,863 0,909 0,986 0,986 0,986

Coloso 220 kV 0,982 0,859 0,905 0,982 0,982 0,982

Domeyko 220 kV 0,956 0,907 0,926 0,956 0,956 0,956

Esmeralda 110 kV 0,997 0,997 0,997 0,997 0,997 0,997

Mejillones 110 kV 1,034 0,836 1,034 1,034 1,034 1,034

Capricornio 110 kV 1,026 1,015 1,018 1,011 1,013 1,026

Antofagasta 110 kV 1,002 0,991 0,994 0,921 0,960 1,020

Alto Norte 110 kV 0,988 0,977 0,980 0,929 0,923 0,975Con naranjo y rojo se destacan los valores cuando los niveles de tensión son inferiores a 0,93 y 0,90 respectivamente.

Finalmente, en la Figura 18 se representan de manera esquemática las fallas críticas en el sistema de 110 kCapricornio – Antofagasta - Alto Norte y en la línea 1x220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins, como también

falla crítica para el abastecimiento de la ciudad de Antofagasta.





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Se debe destacar que actualmente las fallas en la línea 1x220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins son crítica

en relación a los problemas de tensión que se desencadenan producto de éstas, dichos problemas de bajtensión van desde la S/E Mejillones hasta la S/E Domeyko. A su vez, una falla en la línea 1x110 kV Capricornio

Alto Norte llevaría al límite la capacidad del transformador 220/110 kV de S/E Capricornio en un escenario ddemanda máxima, y se sobrepasaría el límite de capacidad de la línea 1x110 kV Antofagasta – Alto Norte. Sembargo, el límite de capacidad de la línea 1x110 kV Antofagasta – Alto Norte no corresponde al límite térmico d

la línea, sino más bien a la capacidad de sus TTCC.

Figura 18: Fallas en el sistema de 110 kV Capricornio-Antofagasta-Alto Norte y en el tramo 220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberint

Mejillones

EsmeraldaDomey

O’Higgins

Palestina

Coloso

Cruce

Encuentro

Encuentro

Capricornio

La Negra

Centro-Sur-La PortadaAntofagasta

Pampa

Desalant

Lince

Abierto

Línea 220 kV

Línea 110 kV

Baja tensión

Falla

Sobrecarga

Crucero

Lab

96%

83 MVA

Mantos Blancos

El Negro

Alto Norte

Fall a 1 - Año 2014 Falla 2 - Año 20 14 Chacaya

Atacama

El Cob

L

Mejillones

Esmeralda

O’Higgins

Palestina

Coloso

Encuentro

Encuentro

Capricornio

El Negro

Alto NorteLa Negra


Pampa

Desalant

Lince

Abierto

Línea 220 kV

Línea 110 kV

Baja tensión

Falla

Sobrecarga

Crucero

0.84

0.86

0.91

0.86

0.83

96%

83 MVA

Mantos Blancos

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Mejillones

EsmeraldaDomeyko

O’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Encuentro

Encuentro

Capricornio

La Negra


Pampa

Desalant

Lince

Abierto

Línea 220 kV

Línea 110 kV

Baja tensión

Falla

Sobrecarga

Crucero

Labe0.91

0.92

0.90

96%

83 MVA

Mantos Blancos

El Negro

Alto Norte

Falla 3 - Año 2014 Chacaya

Atacama

El Cob

L

Mejillones

Esmeralda

O’Higgins

Palestina

Coloso

Encuentro

Encuentro

Capricornio

La Negra


Pampa

Desalant

Lince

Abierto

Línea 220 kV

Línea 110 kV

Baja tensión

Falla

Sobrecarga

Crucero

0.92

87 %

81 MVA

116 %

64 MVA

98 %

85 MVA

Mantos Blancos

El Negro

Alto Norte

Falla 11 - Año 2014





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Resumen Problemas Detectados

Los principales problemas detectados para el abastecimiento de la demanda de la zona sur del SING, spresentan en la Tabla 29.

Tabla 29: Contingencias críticas para la seguridad de suministro de la zona sur del SING.

Principales Problemas DetectadosContingencia en Instalación Problema

Falla Línea 220 kV Chacaya - Mejillones Baja tensión en Mejillones, O'Higgins, Coloso, Domeyko, Pampa y Desalant11

Falla Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins Baja tensión en O'Higgins, Coloso, Domeyko

Falla Línea 220 kV Atacama - Esmeralda ENS en Centro, Sur y Portada (ciudad de Antofagasta)

Falla Línea 220 kV Capricornio - Mantos Blancos ENS en El Negro, La Negra y Alto Norte

Falla Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta ENS en Pampa y Desalant

Falla Línea 220 kV O'Higgins - Coloso ENS en Coloso

Falla ATR 220/110 Capricornio ENS en El Negro, La Negra y Alto Norte

Falla ATR 220/110 Esmeralda ENS en Centro, Sur y Portada (ciudad de Antofagasta)

Falla ATR 220/110 Mejillones ENS en Mejillones, Pampa, Desalant y Michilla

11 Desde S/E Desalant se alimenta de energía la empresa Aguas del Altiplano, que abastece de agua potable la ciudad de Antofagasta, de ahí su importancia.





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5.4 ANEXO 4. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS OPCIÓN A – ZONA SUR

Al realizar un análisis de contingencias, considerando la alternativa de expansión propuesta para la zona sur, sverifica que dichas obras de transmisión permiten eliminar los actuales problemas de seguridad de suministro.

Un resumen de las contingencias realizadas se presenta en la Tabla 30.

Tabla 30: Contingencias realizadas en instalaciones de la zona sur. Año 2018

Falla Instalación Comentarios respecto del nivel de carga y de tensión

Falla 1 Línea 220 kV Atacama - Esmeralda93% Transformador 220/110 kV Capricornio, 70% Transformador 220/110 kVMejillones

Falla 2 Línea 220 kV Chacaya - Mejillones 80% Transformador 220/110 kV Esmeralda

Falla 3 Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins 70% Líneas Atacama - Domeyko 1 y 2 (Tramo Atacama - O'Higgins)

Falla 4 Línea 220 kV Chacaya - Mantos Blancos(Tap off Capricornio)

70% Tramo 220 kV Mejillones - O'Higgins - Domeyko

Falla 5 Transformador 220/110 kV Mejillones 77% y 61% Transformadores de Esmeralda y Capricornio respectivamente

Falla 6 Transformador 220/110 kV EsmeraldaIdem Falla 1, 93% Transformador 220/110 kV Capricornio, 70%Transformador 220/110 kV Mejillones

Falla 7 Transformador 220/110 kV Capricornio 77% Transformador 220/110 kV S/E Esmeralda

Falla 8 Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta 11 MW de ENS consumos Pampa, Desalant

Falla 9 Línea 110 kV Capricornio - AntofagastaNo hay aumentos considerables en el nivel de carga de las líneas o tensiónen S/E

Falla 10 Línea 110 kV Capricornio - Alto Norte 5 MW de ENS consumos S/E El Negro.

Falla 11Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte (Tramo

Antofagasta - La Negra)No hay aumentos considerables en el nivel de carga de las líneas o tensiónen S/E

Falla 12Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte (TramoLa Negra - Alto Norte)

70% Transformador 220/110 kV Capricornio

Falla 13Línea 220 kV O'Higgins - Coloso (TramoO'Higgins - La Negra)

0,94 pu en S/E Coloso 220 kV y 78% de carga Nueva Línea O'Higgins -Coloso

Falla 14Línea 220 kV O'Higgins - Coloso (Tramo LaNegra - Coloso)

66% de carga Nueva Línea O'Higgins - Coloso

Falla 15 Nueva Línea 110 kV Esmeralda - Antofagasta 90% Transformador 220/110 kV S/E Esmeralda

Falla 16Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La

Negra

83% y 80% de carga Transformadores 220/110 en S/E Capricornio y

Antofagasta, respectivamente.Falla 17 Nueva Línea 220 kV O'Higgins - Coloso 85% Línea 220 kV O'Higgins - Coloso (Tramo O'Higgins - La Negra)

Falla 18Nueva Línea 220 kV Nueva Atacama -O'Higgins

81% Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins

Falla 19Línea 220 kV Atacama - Domeyko (Tramo

Atacama - O'Higgins)78% Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins

Falla 20Línea 220 kV Atacama - Domeyko (TramoO'Higgins - Domeyko)

80% Línea 220 kV O'Higgins - Domeyko

Con los resultados obtenidos es posible mostrar la mejora considerable en la seguridad de suministro de la zonsur del SING con la alternativa de expansión propuesta. Lo anterior, debido a que prácticamente ninguna faldesencadena pérdidas de suministro12, ni tampoco sobrecargas en otras instalaciones.

Un resumen de los flujos por líneas y tensiones en barra, para las fallas de mayor impacto se presentan en Tab31 y Tabla 32.

12 Sólo los consumos conectados como tap-off a las Líneas 110 kV Mejillones – Antofagasta y Capricornio – Alto Norte, los cualeaumentarían al 100% su seguridad de suministro seccionando las respectivas líneas a las cuales se conectan.





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Tabla 31: Flujos por Líneas ante contingencia. Año 2018, Fallas 1, 15 y 16.

InstalaciónNormal Falla 1 Falla 15 Falla 16

(MVA) % % % %

Línea 220 kV Atacama - Esmeralda 96 48 - 66 58

Línea 220 kV Chacaya - Mejillones 217 58 68 55 57

Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins 170 64 70 63 59

Línea 220 kV Chacaya - Mantos Blancos (Tap off Capricornio) 150 41 47 38 45

Transformador 220/110 kV Mejillones 48 47 70 41 56

Transformador 220/110 kV Esmeralda 96 66 0 90 80

Transformador 220/110 kV Capricornio 42 48 93 32 83

Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta 36 38 62 31 48

Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta 23 25 60 11 35

Línea 110 kV Capricornio - Alto Norte 18 15 17 14 30

Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte (Tramo Antofagasta - La Negra) 7 13 80 25 58

Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte (Tramo La Negra - Alto Norte) 30 52 50 54 26

Línea 220 kV O'Higgins - Coloso (Tramo O'Higgins - La Negra) 115 48 63 43 33

Línea 220 kV O'Higgins - Coloso (Tramo La Negra - Coloso) 67 28 23 30 33

Nueva Línea 110 kV Esmeralda - Antofagasta 29 8 34 - 4

Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La Negra 50 34 65 25 -

Nueva Línea 220 kV O'Higgins - Coloso 91 38 43 37 33

Nueva Línea 220 kV Nueva Atacama - O'Higgins 138 36 39 35 33

Línea 220 kV Atacama - Domeyko 1 y 2 (Tramo Atacama - O'Higgins) 127 51 56 51 48

Línea 220 kV Atacama - Domeyko 1 y 2 (Tramo O'Higgins - Domeyko) 98 41 41 41 42Con naranjo y rojo se destacan los valores cuando los niveles de carga superan el 65 y 90% respectivamente.

Tabla 32: Tensiones en barras de subestaciones ante contingencia. Año 2018, Estado Normal y Falla 1.

Subestación Normal Falla 1

Esmeralda 220 kV 1,000 0,960Mejillones 220 kV 1,038 1,019

Capricornio 220 kV 0,995 0,986

O'Higgins 220 kV 0,991 0,988

Coloso 220 kV 0,978 0,974

Domeyko 220 kV 0,957 0,954

La Negra 220 kV 0,982 0,977

Esmeralda 110 kV 0,998 0,970

Mejillones 110 kV 1,038 1,033

Capricornio 110 kV 1,021 1,020

Antofagasta 110 kV 1,003 0,980

Alto Norte 110 kV 1,003 0,990

La Negra 110 kV 1,008 1,001

Finalmente, en la Figura 19 se representan de manera esquemática las fallas de mayor impacto sobre lainstalaciones para el abastecimiento de la zona sur del SING.





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Figura 19: Fallas de mayor impacto en instalaciones para el abastecimiento de la zona sur del SING.

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Mejillones

EsmeraldaDomeyko

O’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Encuentro

Encuentro

Capricornio

La Negra


Pampa

Desalant

Lince

Línea220 kV

Línea110 kV

Bajatensión

Falla

Sobre 90% de carga

Crucero

Laberinto

48%

42 MVA

Mantos Blancos

El Negro

Alto Norte

No rmal - Año 2018

Obras recomendadas IET

(ZonaCordillera)

Alternativas de expansión

S/E Nueva Atacama

47%

48 MVA

58%

217

MVA

34%

50 MVA

8%

29 MVA 13%

7 MVA

25%

23 MVA

48%

42 MVA

15%

18 MVA

48%

96 MVA

66%

96 MVA

52%

30 MVA

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Mejillones

EsmeraldaDomeyko

O’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Encuentro

Encuentro

Capricornio

La Negra


Pampa

Desalant

Lince

Línea220 kV

Línea110 kV

Baja tensión

Falla

Sobre 90% de carga

Crucero

Laberinto

93%

80 MVA

Mantos Blancos

El Negro

Alto Norte

Fall a 1 - Año 2018


(ZonaCordillera)


S/E Nueva Atacama

70%

71 MVA

68%

250

MVA

65%

95 MVA

33%

120 MVA 80%

45 MVA

60%

56 MVA

61%

60 MVA

17%

20 MVA

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Mejillones

EsmeraldaDomeyko

O’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Encuentro

Encuentro

Capricornio

La Negra


Pampa

Desalant

Lince

Línea 220 kV

Línea 110 kV

Baja tensión

Falla

Sobre 90% de carga

Crucero

Laberinto

32%

28 MVA

Mantos Blancos

El Negro

Alto Norte

Fall a 15 - Año 2018


(Zona Cordillera)


S/E Nueva Atacama

70%

71 MVA

55%

63%

25%

37 MVA

25 %

14 MVA

12%

11MVA

31%

30 MVA

14%

17 MVA

90 %

127 MVA

66 %

130 MVA

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Mejillones

EsmeraldaDomeyko

O’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Encuentro

Encuentro

Capricornio

La Negra


Pampa

Desalant

Lince

Línea220 kV

Línea110 kV

Baja tensión

Falla

Sobre 90% de carga

Crucero

Laberinto

83%

72 MVA

Mantos Blancos

El Negro

Alto Norte

Falla 1 6 - Año 2 018


(ZonaCordillera)


S/E Nueva Atacama

56%

57 MVA

57%

59%

58 %

32 MVA

35%

31MVA

48%

45 MVA

30%

36 MVA

80%

115 MVA

59 %

117 MVA

5%

17 MVA





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5.5 ANEXO 5. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS OPCIÓN B – ZONA SUR

Al realizar un análisis de contingencias, considerando la alternativa de expansión propuesta para la zona sur, sverifica que dichas obras de transmisión permiten eliminar los actuales problemas de seguridad de suministro.

Un resumen de lo anterior se presenta en la Tabla 33.

Tabla 33: Análisis de contingencia Opción B. Año 2018

Falla Instalación Comentarios respecto del nivel de carga y de tensión

(A)Falla 1 Línea 220 kV Atacama - Esmeralda100% Transformador 220/110 kV Capricornio, 87% y 94% Líneas 220 kVChacaya - Mejillones y Mejillones - O'Higgins respectivamente.

(B)Falla 2 Línea 220 kV Chacaya - Mejillones120% Transformador de Capricornio y 98% Nueva Línea 220 kV Chacaya -OHiggins.

Falla 3 Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins98% Transformador de Capricornio y 90% Nueva Línea 220 kV Chacaya -OHiggins.

(C)Falla 4Línea 220 kV Chacaya - Mantos Blancos

(Tap off Capricornio)

100%, 108% y 97% Líneas 220 kV Chacaya - Mejillones, Mejillones -O'Higgins, y O'Higgins - Domeyko, 88% Transformador 220/110 S/EMejillones

Falla 5 Transformador 220/110 kV Mejillones99% Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins, 96% Transformador 220/110 kVCapricornio

(A)Falla 6 Transformador 220/110 kV EsmeraldaIdem Falla 1. 100% Transformador 220/110 kV Capricornio, 87% y 94%

Líneas 220 Kv Chacaya - Mejillones y Mejillones - O'Higgins respectivamente.Falla 7 Transformador 220/110 kV Capricornio

92%, 98% y 82% Líneas 220 kV Chacaya - Mejillones, Mejillones - O'Higgins,y O'Higgins - Domeyko, 81% Transformador 220/110 S/E Mejillones

Falla 8 Línea 110 kV Mejillones - Antofagasta11 MW de ENS consumos Pampa, Desalant, 87% Transformador en S/ECapricornio y 97% Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins.

Falla 9 Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta90% Tramo 110 kV Antofagasta - La Negra, 87% y 94% Líneas 220 kVChacaya - Mejillones y Mejillones - O'Higgins respectivamente

Falla 10 Línea 110 kV Capricornio - Alto Norte5 MW de ENS consumos S/E El Negro, 87% y 94% Líneas 220 kV Chacaya -Mejillones y Mejillones - O'Higgins respectivamente

Falla 11Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte

(Tramo Antofagasta - La Negra)No hay aumentos considerables en el nivel de carga de las líneas o tensiónen S/E

Falla 12Línea 110 kV Antofagasta - Alto Norte

(Tramo La Negra - Alto Norte)95% Transformador 220/110 kV Capricornio

Falla 13Línea 220 kV O'Higgins - Coloso (Tramo

O'Higgins - La Negra)90% Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins, 90% Nueva Línea 220 kVO'Higgins - Coloso, 90% Transformador 220/110 kV en S/E Capricornio.

Falla 14Línea 220 kV O'Higgins - Coloso (Tramo

La Negra - Coloso) 70% Nueva Línea 220 kV O'Higgins - Coloso

Falla 15Nueva Línea 110 kV Esmeralda -

Antofagasta90% Transformador 220/110 kV en S/E Esmeralda, 96% Línea O'Higgins -Domeyko

(B)Falla 16Nuevo Transformador 220/110 kV S/E La

Negra120% Transformador 220/110 kV Capricornio, 85% Transformador 220/110en S/E Mejillones

Falla 17 Nueva Línea 220 kV O'Higgins - Coloso 96% Línea 220 kV O'Higgins - Coloso (Tramo O'Higgins - La Negra)

(C)Falla 18 Nueva Línea 220 kV Chacaya - O'Higgins122% y 142% Líneas 220 kV Chacaya - Mejillones y Mejillones - O'Higginsrespectivamente, 98% Transformador 220/110 kV S/E Capricornio. 0.94 puS/E Coloso y S/E La Negra 220 kV

De acuerdo a los resultados presentados en la Tabla 33, las contingencias críticas corresponden a las fallas 1, 24, 6, 16 y 18, las cuales dicen relación con sobrecargas en el tramo 1x220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins

Domeyko, y sobrecargas en el transformador 220/110 kV en S/E Capricornio.En la Tabla 34 se presenta un resumen de los problemas detectados al no materializarse la construcción de ltotalidad de las obras recomendadas en el IET, necesarias para la seguridad de suministro de la zona cordiller(Minera Escondida).





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Tabla 34: Problemas detectados en contingencias presentadas en la Tabla 33. Año 2018

Tipo Falla N° Problema detectado

(A) 1 y 6 Sobrecarga en Transformador 220/110 kV en S/E Capricornio

(B) 2 y 16 Sobrecarga en Transformador 220/110 kV en S/E Capricornio

(C) 4 y 18 Sobrecarga en Tramo 220/110 kV Chacaya - Mejillones - O'Higgins - Domeyko

Del resumen presentado en la Tabla 34 y de las simulaciones realizadas, se debe destacar que las fallas 4 y 1(C) son críticas, con y sin el sistema enmallado propuesto para la zona sur, lo que indica que la sola construccióde las nuevas líneas 1x220 kV Chacaya – O’Higgins y 1x220 kV O’Higgins – Coloso, no es suficiente para locrecimientos de demanda informados y es necesario ampliar adicionalmente la línea 1x220 kV Chacaya Mejillones - O'Higgins – Domeyko, o bien que se realice la solución completa recomendada en el IET, esto erealizar el enlace 220 kV Chacaya - Atacama.

Tabla 35: Soluciones a problemas detectados ante contingencias presentadas en la Tabla 33. Año 2018

Tipo Falla Solución 1 Solución 2

(A) 1 y 6 TDD Línea 110 kV Capricornio - Antofagasta (Aperturaextremo Antofagasta)

Nuevo transformador 220/110 kV de 150 MVA en S/ECapricornio(*)

(B) 2 y 16 TDD Nueva Línea 110 kV Esmeralda – Antofagasta(Apertura extremo Antofagasta)

Nuevo transformador 220/110 kV de 150 MVA en S/ECapricornio

(C) 4 y 18 Ampliar el tramo 220 kV Chacaya - Mejillones -O'Higgins – Domeyko

Ampliar el tramo 220 kV Chacaya - Mejillones - O'Higgins -Domeyko

(*) Conectado a la línea 220 kV Chacaya – El Cobre 1 o 2.

En la Tabla 35 se presentan dos alternativas de solución para evitar sobrecargas en el transformador 220/110 kde S/E Capricornio ante la ocurrencia de contingencias críticas para la zona sur del SING, en el caso que no smaterialicen la totalidad de las obras de expansión mencionadas. La solución 1 no considera más obras dtransmisión a las necesarias para el abastecimiento de la zona sur, sino que solo la implementación dautomatismos que permitan la apertura automática de interruptores para determinadas fallas, de la línea 1x110 kCapricornio – Antofagasta (Fallas 1 y 6), y de la nueva línea 1x110 kV Esmeralda – Antofagasta (Fallas 2 y 16La segunda alternativa (solución 2), considera la construcción de un nuevo transformador 220/110 kV en S/Capricornio, conectado mediante tap off en cualquiera de los dos circuitos de la línea 2x220 kV Chacaya – Cobre, lo que evitaría la implementación de automatismos de desenganche directo (TDD).

Si bien, se considera en ambos casos ampliar el tramo 220 kV Chacaya – Mejillones – O’Higgins – Domeyko, esobra es necesaria para el abastecimiento de los clientes libres de la zona cordillera (Minera Escondida).

Se ha analizado una variante para la alternativa denominada ”solución 2”, que consiste en seccionar la líne

1x220 kV Chacaya – Mantos Blancos, formando la subestación Capricornio, y conectar en este segundtransformador en la barra de 220 kV de ella. Si bien esta alternativa presenta un mayor valor de inversión que l

alternativa en Tap Off, presenta un mayor estándar de seguridad y maniobrabilidad, y es denominada Opción C. A continuación se presentan de manera esquemática las 2 soluciones posibles asociadas a la Opción dependiendo de cómo se desarrolle la transmisión para la zona cordillera.




Figura 20: Opción B, soluciones 1 y 2.

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos


Esmeralda

Andes

Oeste

Escondida

Zaldívar

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero


Proyecto KELAR2

Proyecto IEM1


recomendadas IET

(ZonaCordillera)

Capricornio

S/E Nueva Encuentro

El Negro

Alto Norte

La Negra

110Centro-Sur-

La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince



Línea220 kV

Línea110 kV

La Negra 220


ciudades


Mantos Blancos



año 2018

Ampliación

(ZonaCordillera)

TDD 1

TDD 2

TDD 1

TDD 1

TDD 2

TDD 2

Chacaya

Atacama

El Cobre

Laberinto

Angamos

Nueva ZaldMejillones

Esmeralda

Oeste

Escond

Zaldíva

Domeyko

SulfurosO’Higgins

Palestina

Coloso

Crucero

Crucero

Encuentro

Crucero


Proyecto KELAR2

Proyecto IEM1


recomendadas IET

(ZonaCordillera)

Capricornio

S/E Nueva Encuentro

El Negro

Alto Norte

La Negra

110Centro-Sur-

La Portada

Antofagasta

Pampa

Desalant

Lince



Línea220 kV

Línea110 kV

La Negra 220

Obras abastecimie

zonasur


Mantos Blancos

Año 201 8 – B – Solución 2

Líneafuera de ser

año 2018

Ampliación

(ZonaCordillera)

TDD 1

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