DETERMINACIÓN DE PUNTOS ÓPTIMOS DE SECCIONAMIENTO...

Emitido como Informe

Versión: Definitivo

Autor Dirección de Planificación y Desarrollo - Departamento de Planificación

Fecha Creación 31-12-2015

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DETERMINACIÓN DE

PUNTOS ÓPTIMOS DE

SECCIONAMIENTO DEL

SISTEMA DE TRANSMISIÓN

TRONCAL

DICIEMBRE 2015

Clasificación: Emitido como Informe

DETERMINACIÓN DE PUNTOS ÓPTIMOS DE SECCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL Página 2 de 42

1. INTRODUCCIÓN 4

2. RESUMEN EJECUTIVO 5

3. BASES GENERALES PARA EL ESTUDIO 7

3.1 PRINCIPALES SUPUESTOS DE OFERTA, DEMANDA Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN 7

3.1.1 OFERTA 7

3.1.2 DEMANDA 8

3.1.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SING 9

4. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE SECCIONAMIENTO 10

4.1 PROBLEMA DE OPTIMIZACIÓN 11

4.2 ELEMENTOS PRINCIPALES A CONSIDERAR PARA RESOLVER EL PROBLEMA DE OPTIMIZACIÓN 11

4.2.1 EJE A: COSTOS DE INVERSIÓN POR AMPLIACIONES EN TRANSMISIÓN DE LA RED TRONCAL 11

4.2.2 EJE B: RESTRICCIONES TERRITORIALES 13

4.2.3 EJE C: VERIFICACIÓN DE BARRERAS DE ENTRADA DE NUEVOS PROYECTOS POR AUMENTO DE COSTOS DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN NO TRASPASABLES AL SISTEMA TRONCAL 13

4.2.4 EJE D: USO SEGURO RED DE TRANSMISIÓN 14

4.2.5 EJE E: USO EFICIENTE RED DE TRANSMISIÓN 14

4.3 PRINCIPALES RESTRICCIONES PROBLEMA DE OPTIMIZACIÓN 15

4.4 DIAGRAMA CON METODOLOGÍA 16

4.5 SALIDAS Y DEFINICIONES RESPECTO A LOS PUNTOS ÓPTIMOS DE SECCIONAMIENTO 17

5. PUNTOS ÓPTIMOS DE SECCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 19

5.1 CONTEXTO GENERAL 19

5.2 LÍNEA 2X220 KV TARAPACÁ – LAGUNAS 20

5.2.1 SOLICITUD DE APROBACIÓN DEL PUNTO DE SECCIONAMIENTO 20

5.2.2 ALTERNATIVAS DE SECCIONAMIENTO 20

5.2.3 COSTOS DE INVERSIÓN PARA LAS ALTERNATIVAS DE CONEXIÓN 20

5.2.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA Y RESULTADOS DEL PROBLEMA DE OPTIMIZACIÓN 21

5.2.5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 23

5.3 LÍNEA 1X220 KV LAGUNAS – CRUCERO 24








5.3.6 NORMALIZACIÓN TAP OFF NUEVA VICTORIA 27

5.4 LÍNEA 1X220 KV LAGUNAS – MARÍA ELENA 30






5.4.6 NORMALIZACIÓN TAP OFF QUILLAGUA 32

5.5 LÍNEA 1X220 KV MARÍA ELENA – CRUCERO 37

5.6 LÍNEA 2X220 KV CRUCERO – ENCUENTRO 37

5.7 LÍNEA 2X220 KV ENCUENTRO – ATACAMA 37

5.7.1 NORMALIZACIÓN TAP OFF ANTUCOYA 37

6. ANEXOS 42

6.1 ANEXO 1: RESPUESTA A QUEBRADA BLANCA POR SOLICITUD DE CONEXIÓN EN LÍNEA 2X220 KV TARAPACÁ – LAGUNAS 42

6.2 ANEXO 2: RESPUESTA A AUSTRIAN SOLAR CHILE SPA POR SOLICITUD DE CONEXIÓN EN LÍNEA 1X220 KV LAGUNAS – CRUCERO 42

6.3 ANEXO 3: RESPUESTA A PACIFIC SOLAR POR SOLICITUD DE CONEXIÓN EN LÍNEA 1X220 KV LAGUNAS – MARÍA ELENA 42




1. INTRODUCCIÓN

De acuerdo a lo establecido en el Artículo Transitorio 10 – 18 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante NTSyCS, será la Dirección de Planificación y Desarrollo, DPD, quién analizará y propondrá a la Comisión Nacional de Energía, CNE, en conformidad a la revisión del Plan de Expansión de la Transmisión Troncal, la normalización de aquellas conexiones en derivación existentes para cumplir con las exigencias establecidas en la mencionada Norma Técnica.

De igual manera, antes del 31 de diciembre de 2015 la DPD deberá realizar el primer estudio para cumplir con lo indicado en el Artículo 2 – 7 letra e) de la NTSyCS que dispone lo siguiente:

“Analizar y definir puntos óptimos de conexión al Sistema de Transmisión Troncal considerando Nuevos Proyectos de transmisión, generación y consumo sobre la base de criterios de seguridad y calidad de servicio, de forma que la conexión sea técnica y económicamente la más óptima para el Sistema Interconectado”.

Como base para la realización de los análisis y estudios requeridos, se ha utilizado información disponible y actualizada tanto del sistema de transmisión del SING, como de los proyectos de generación y consumo que se proyectan -valga la redundancia- en un horizonte de 15 años.




2. RESUMEN EJECUTIVO

Dado que el acceso abierto a las redes de transmisión es condición fundamental para el desarrollo de la competencia en el mercado eléctrico, y que parte de la misión de CDEC-SING es contribuir a preservar la Seguridad y la Eficiencia, garantizando la Accesibilidad al Sistema, hemos desarrollado este documento que ponemos a disposición de la Autoridad y de los agentes del mercado, donde se despliegan los resultados del análisis efectuado en relación al acceso al sistema de transmisión troncal, la definición de puntos óptimos de seccionamiento y la normalización de conexiones en derivación, según lo establece la NTSyCS.

El análisis abarca todas las líneas de 220 kV del SING que en la actualidad están calificadas como troncales, con el objetivo de determinar aquellas zonas donde la conexión de proyectos es económica y técnicamente eficiente.

A partir de la aplicación de la metodología definida por este CDEC, se obtuvieron las siguientes zonas óptimas de conexión:

A. Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas: Seccionamiento doble de la línea en un radio entre 25 y 35 km

desde la subestación Lagunas hacia el poniente. B. Línea 1x220 kV Lagunas – Crucero: Seccionamiento simple de la línea en un radio de referencia

entre 35 y 45 km desde S/E Lagunas hacia el sur. C. Línea 1x220 kV Lagunas – María Elena: Ampliación de la actual subestación María Elena,

seccionando la línea 1x220 kV Lagunas – Crucero.

En el caso de la normalización de las conexiones en derivación, se ha efectuado el análisis técnico económico de cada una de las conexiones existentes y diversas alternativas de normalización, proponiendo finalmente aquella conexión que representa el óptimo global para el sistema:

a. Nueva Victoria: Conexión directa a S/E Lagunas mediante una línea de 1x220 kV de 16 km de longitud.

b. Quillagua: Seccionamiento simple de la línea 1x220 kV Lagunas – María Elena, dentro de la zona comprendida entre los kilómetros 95 y 105 de dicha línea, medidos desde S/E Lagunas.

c. Antucoya: Conexión como derivación en la línea 1x220 kV Chacaya – Crucero en un punto cercano a la actual conexión. Como alternativa, se recomienda su normalización a través de una conexión directa a la S/E Miraje a través de una línea 1x220 kV de 34 km aproximadamente.




Figura 1: Diagrama con Puntos de Seccionamiento del Sistema Troncal del SING.




3. BASES GENERALES PARA EL ESTUDIO

El análisis de distintos puntos de seccionamiento del sistema de transmisión troncal del SING, cuyo desarrollo y resultados se entregan en el presente informe, consideró los supuestos de precios y disponibilidad de combustibles, fechas de entrada en operación de líneas de transmisión, unidades generadoras y demanda definidos a continuación.

Para la simulación de la operación se ha considerado un horizonte de planificación de 15 años a partir del año de puesta en servicio del proyecto a analizar.

La demanda considerada para el SING tiene como base lo informado por los Coordinados Clientes, en respuesta a la carta CDEC-SING N°1507/2014 de fecha 30 de diciembre de 2014.

El plan de obras de generación del SING se determinó a partir de información de las Resoluciones de la Comisión que actualiza y comunica obras de generación y transmisión en construcción, además de los proyectos convencionales y no convencionales que cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA). La fecha de entrada de los proyectos convencionales se determinó en base a supuestos relativos a los contratos de suministro de energía (PPA por sus siglas en inglés), es decir, para cada proyecto o grupo de proyectos de consumo se supone un contrato de suministro con una empresa generadora que cuente con proyectos de base con RCA, salvo indicación explícita de los promotores de proyectos de generación que se hayan declarado en construcción según se establece en la normativa vigente.

El sistema de transmisión base corresponde al indicado en la versión definitiva del Informe Técnico de Precio de Nudo de abril de 2015, en adelante ITD, considerando aquellas obras troncales en proceso de construcción o licitación, además de aquellas instalaciones que no siendo troncales influyen en el desempeño de éstas y del sistema.

Como herramienta para el análisis de la operación económica de largo plazo del SING, se utilizó el software Plexos, programa actualmente utilizado por la DP para efectuar los cálculos de peajes del sistema troncal y por la Dirección de Operación, en adelante DO, para llevar a cabo la programación y análisis de la operación económica del sistema en el corto plazo.

Como herramienta para el análisis de cumplimiento de la NTSyCS, se utilizó el software DigSilent Power Factory, programa actualmente utilizado por la DP en el proceso de determinación de los pagos por Potencia Firme, y por la DO en los Estudios indicados en la NTSyCS.

3.1 PRINCIPALES SUPUESTOS DE OFERTA, DEMANDA Y SISTEMA DE TRANSMISIÓN

3.1.1 Oferta

El plan de obras de generación utilizado en el análisis realizado consideró las unidades de generación disponibles en la actualidad más los proyectos declarados en construcción, según Resolución Exenta N° 132 del 20 de marzo del 2015, dictada por la Comisión Nacional de Energía (CNE).




Tabla 1: Plan de obras de generación en construcción.

Nombre Fecha PES Potencia Nominal

[MW] Nombre Fecha PES

Potencia Nominal

[MW]

Paruma (San Pedro I) 01/04/2015 17 Quillagua 2 01/04/2016 27

Jama (San Pedro III) 01/04/2015 30 Cochrane 1 01/05/2016 280

Pular (San Pedro IV) 01/04/2015 24 Bolero I (Laberinto I) 01/05/2016 42

Andes Solar 01/05/2015 21 Finis Terrae 01/06/2016 138

Pampa Camarones 1 01/06/2015 6 Huatacondo 01/07/2016 98

La Huayca 2 01/07/2015 21 Blue Sky II 01/08/2016 51

Arica Solar 1 (Etapa I) 01/09/2015 18 Cochrane 2 01/10/2016 280

Arica Solar 1 (Etapa II) 01/09/2015 22 Blue Sky I 01/10/2016 34

Salin (Calama Sur) 01/09/2015 30 Kelar 01/10/2016 516

Lascar (San Pedro II) 01/09/2015 30 Bolero II (Laberinto II) 01/10/2016 104

Uribe Solar 01/11/2015 50 Quillagua 3 01/02/2017 50

Quillagua 1 01/12/2015 23 Cerro Dominador 01/03/2017 110

Atacama I 01/12/2015 100 IEM 1 01/06/2018 375

3.1.2 Demanda

La demanda de energía y potencia utilizada en el presente ejercicio considera como base lo informado por los Clientes del SING, información que es solicitada por el CDEC – SING mediante un proceso regular asociado al Informe de Expansión del Sistema de Transmisión, donde cada Cliente del SING informa la proyección de sus consumos existentes así como los nuevos proyectos para un horizonte de 15 años. En particular, para este análisis se utilizó la información recibida durante el mes de febrero del presente año.

La demanda de energía y potencia del SING se proyecta como sigue:

Figura 2: Proyección de Demanda del SING.

7.34.1 5.8 5.5 5.8

3.86.3 5.0 5.9

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Cre

cim

ien

to [%

]

Ene

rgía

[TW

h]

Energía

Energía Crecimiento

9.46.1 4.7 5.8 5.3 4.9

7.3 5.9 4.9 3.7

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

600

1,200

1,800

2,400

3,000

3,600

4,200

4,800

5,400

6,000

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Cre

cim

ien

to [%

]

Po

ten

cia

[MW

]

Potencia Máxima

Potencia Crecimiento




3.1.3 Sistema de Transmisión del SING

La topología del sistema de transmisión utilizado en el análisis realizado comprende todas las instalaciones en tensiones mayores que 66 kV, salvo excepciones donde se recurrió a simplificaciones que no afectan la operación económica del sistema. Además de las instalaciones existentes, el Sistema de Transmisión Base considera todas aquellas nuevas obras y refuerzos a instalaciones troncales existentes que se encuentran incluidas en algún Decreto de Expansión Troncal, y aquellas instalaciones de transmisión adicional que se encuentren en construcción.

Las obras nuevas y refuerzos de instalaciones existentes consideradas en el plan de obras de transmisión son las siguientes:

Tabla 2: Plan de obras de transmisión en construcción.

Obras de Transmisión en Construcción Capacidad

[MVA]

Longitud

[km] Fecha PES

Nueva S/E Kapatur 220 kV (Secciona Líneas Angamos Laberinto 1 y 2) 1520 NA 2016

Ampliación S/E O’Higgins y

Seccionamiento Línea 2x220 kV Atacama – Domeyko. 1000 NA 2016

Nueva Línea 2X220 kV Kapatur - O'Higgins, circuitos 1 y 2 2x840 NA 2016

Subestación Miraje 220 kV NA NA ene-16

Barra seccionadora en S/E Tarapacá NA NA mar-16

Ampliación líneas 2x220 kV Crucero-Encuentro + Ampliación S/E Encuentro 1000 1 abr-16

Nueva Línea 2x220 kV O'Higgins - Coloso, circuito 1 245 NA 2017

Nueva línea 2x220 Encuentro - Lagunas, circuito 1 y 2 290 174 abr-17

Nueva Línea Los Changos - Nueva Cardones 1500 570 jul-17

Nueva Línea 2x220 kV Los Changos – Kapatur 1500 3 ene-18

Nueva Subestación seccionadora 220 kV Crucero Encuentro NA NA mar-18

Extensión líneas 2x220 kV Crucero - Lagunas para reubicación de conexiones desde S/E Crucero a S/E Nueva Crucero Encuentro

NA

dic-18

Ampliación de conexiones al interior de la S/E Crucero para la reubicación a S/E Nueva Crucero Encuentro

NA

dic-18

Ampliación S/E Nueva Crucero Encuentro NA

dic-18

Nueva Línea 2x500 kV Los Changos - Nueva Crucero Encuentro 1500 140 ene-20

Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro 2x750 NA ene-20

Banco de Autotransformadores 500/220 kV en Los Changos 2x750 NA ene-20

NA: No aplica.




4. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE SECCIONAMIENTO

La metodología planteada tiene como objetivo general, definir puntos óptimos de seccionamiento del sistema de transmisión troncal para la conexión de proyectos, considerando minimizar los costos de inversión, operación y falla del sistema eléctrico, haciendo uso eficiente y seguro de la red de transmisión.

En términos específicos, la metodología consiste en resolver un problema de optimización en 2 etapas, la primera etapa permite evaluar los costos de inversión en transmisión para distintas alternativas de expansión, la segunda etapa permite evaluar los costos de operación (o etapa de optimización de la operación), para cada uno de las alternativas planteadas en la primera etapa. A partir de los resultados obtenidos en ambas etapas, se realiza una evaluación económica para definir la alternativa que minimice el valor total actualizado de inversión, operación y falla, para el horizonte de planificación considerado (15 años). Se debe destacar que en ambas etapas se realiza una verificación de la factibilidad de las alternativas de conexión, en términos de restricciones de inversión, entre ellas, restricciones territoriales, distancia mínima entre seccionamientos y posibles barreras de entrada para nuevos proyectos, además de restricciones operativas para el cumplimiento de estándares de seguridad y calidad de servicio, definidos por la NTSyCS. Un resumen esquemático de la metodología se presenta en la Figura 3.

Figura 3: Esquema metodología para definición de puntos óptimos de seccionamiento.1

1 El VAT corresponde a la anualidad del valor de inversión más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración.

Etapa I:Evaluación y definición de alternativas de inversión

Etapa II:Optimización de la Operación

N alternativas de conexión

Verificación Restricciones NTSyCS:

1-Estudios eléctricos estáticos paraidentificación de límites de transferenciapara cumplimiento de estándares definidospor NTSyCS. Restricciones de Transmisión.

Verificación Restricciones de inversión:

1-Distancia mínima entre seccionamientos.Localización subestaciones

2-Restricciones territoriales. Verificación deconcesiones y servidumbres.

3-Verificación de barreras de entrada paraproyectos futuros.

Costos de Inversión:VAT de N Alternativas de conexión

Costos de Operación:Costos operación N Alternativas conexión simuladas

Evaluación económica-Cálculo de costos totales operación e inversión para alternativas de conexión.

Definición de alternativa óptima de seccionamiento y/o conexión




4.1 PROBLEMA DE OPTIMIZACIÓN

El problema general para la definición de los puntos óptimos de seccionamiento consiste en resolver un problema de optimización de la Inversión, Operación y Falla. Para este problema particular, no se requiere definir un plan de obras óptimo de generación, sino que sólo es necesario identificar las mejores alternativas de seccionamiento (o definición de puntos conexión) en el sistema de transmisión troncal, para la conexión de nuevos proyectos. En base a lo anterior, el problema general de optimización se reduce a solucionar el siguiente problema particular:

1) Restricciones por ubicación de seccionamientos que no signifiquen barreras de entrada para otros proyectos (por distancia a otros proyectos por ejemplo) o costos de inversión adicionales en transmisión en red troncal (alternativas de conexión que requieran inversiones por ampliaciones en la red troncal existente, por ejemplo).

2) Restricciones para cumplimiento de estándares de seguridad definidos en la NTSyCS, identificadas y evaluadas a través de restricciones de transmisión.

3) Otras restricciones de operación.

4.2 ELEMENTOS PRINCIPALES A CONSIDERAR PARA RESOLVER EL PROBLEMA DE OPTIMIZACIÓN

Con el fin de evaluar la factibilidad técnica y económica de las alternativas de conexión o puntos de seccionamiento, al momento de resolver el problema de optimización se han tenido en consideración los siguientes ejes:

A. Costos de inversión por ampliaciones en transmisión de la red troncal. B. Restricciones territoriales. C. Verificación de barreras de entrada de nuevos proyectos por aumento de costos de inversión en

transmisión no traspasables al sistema troncal. D. Uso seguro red de Transmisión. E. Uso eficiente red de Transmisión.

4.2.1 Eje A: Costos de Inversión por Ampliaciones en Transmisión de la Red Troncal

Este eje considera la evaluación de los costos de inversión adicionales en transmisión que se podrían generar para los usuarios del sistema de transmisión troncal o para los nuevos entrantes al momento de evaluar su conexión.

En la medida que cada nuevo entrante evalúa su proyecto de manera independiente y considerando los estándares exigidos en la NTSyCS, cada uno debiese seccionar líneas troncales existentes, sin la posibilidad




de realizar su conexión en tap-off, o evaluar su conexión en subestaciones ya existentes. Producto de lo anterior, la evaluación de cada conexión de manera independiente sin una visión sistémica y de largo plazo, podría resultar en conexiones ineficientes en la red de Transmisión, en primera instancia desde el punto de vista de costos de inversión en transmisión, y en segunda instancia, a nivel de costos de operación por activación de restricciones de transmisión (vistas en Eje D). Si bien en la distribución de costos, en algunos casos los sobrecostos los asumen los usuarios del sistema de transmisión troncal a prorrata de usos (Nuevas subestaciones), en otros casos, éstos son asumidos por los nuevos entrantes (Costos de nuevas líneas), e independiente de quién los asuma, en el largo plazo son traspasados a los usuarios finales significando mayores precios de la energía en la medida que no se logran desarrollos óptimos con visión de largo plazo, desde el punto de vista de la inversión total generación-transmisión.

En la Figura 4 se presenta de manera esquemática la evaluación de conexiones en el sistema de transmisión troncal, tratadas de manera independiente por cada promotor de proyectos de generación. Del esquema, se puede identificar claramente los sobrecostos de inversión en transmisión que se generan al momento de evaluar cada proyecto de manera independiente, principalmente por los sobrecostos de construir subestaciones independientes para cada conexión. Si bien, al optimizar los seccionamientos se podrían generar sobrecostos de inversión para proyectos de generación particulares -asociados a desvíos de línea-, la evaluación general minimizaría los costos totales del conjunto generación-transporte.

No obstante lo anterior, y con el fin de verificar que el ordenamiento del sistema de transmisión por parte de la DPD (debido a la definición de puntos o zonas de conexión), no signifique una barrera de entrada adicional para nuevos proyectos de generación, se evalúa el impacto que podría tener dicho ordenamiento en los costos totales de inversión de los nuevos entrantes, que tengan proyectos factibles de conectarse en las zonas que se definan (Eje C).

Figura 4: Optimización de puntos de seccionamiento y conexión de proyectos.

G1

G2

G3

G4

G1

G2

Solución Independiente

Solución Optimización seccionamientos TxT

Optimización completa TxT y TxA, eficiente y más segura (Futuro)

G5

G3

G4

G5

G1

G2

G3

G4

G5

N-1 TxA

N TxA




4.2.2 Eje B: Restricciones Territoriales

Este eje considera verificar la existencia o no, de grandes restricciones para la conexión de nuevos proyectos a las nuevas subestaciones ubicadas en las zonas de referencia, esto es, se analizó si existen opciones para el trazado de líneas de llegada a las futuras subestaciones, y que exista además, factibilidad para la conexión de nuevos proyectos en dichas subestaciones.

Una vez definidas las zonas de referencia para ubicación de seccionamientos, se verificó que existan terrenos que permitan la ubicación de nuevas subestaciones. En aquellos casos en que el punto óptimo de conexión de un proyecto sea una subestación existente, se debe verificar la factibilidad técnica de conexión de proyectos de generación en dichas subestaciones, especialmente en lo que se refiere a la posibilidad de llegar a dicha subestación y que ésta tenga la posibilidad de ser ampliada.

Para efectos de evaluar este eje, se consideraró inicialmente la información pública disponible por el Sernageomin, en lo que se refiere a:

Concesiones mineras de exploración.

Concesiones mineras de explotación.

Para el efecto del análisis, se estimaron más restrictivas en términos de definir trazados de líneas, los terrenos con concesiones mineras de explotación.

4.2.3 Eje C: Verificación de Barreras de Entrada de Nuevos Proyectos por Aumento de Costos de Inversión en Transmisión no Traspasables al Sistema Troncal

Con el fin de verificar que el ordenamiento en las conexiones al sistema de transmisión troncal, a nivel de definir puntos o zonas de referencia para la localización de nuevas subestaciones, no signifique una barrera de entrada para nuevos proyectos de generación, se evaluó el impacto que puede tener dicho ordenamiento en los costos totales de inversión de nuevos entrantes factibles a conectarse en las zonas que se definan (totales a nivel generación-transmisión).

En términos prácticos, la optimización en la definición de puntos o zonas de seccionamiento debiese siempre minimizar los costos totales de inversión y operación, por lo que en ningún caso el ordenamiento a este nivel debiese significar un aumento real en los costos y por ende una barrera de entrada de proyectos.

Sin embargo lo anterior, la evaluación independiente de cada promotor de proyectos podría considerar una distribución en los costos que no perjudique su conexión, principalmente en aquellos casos en que la evaluación privada considera sociabilizar algunos costos de transmisión en los que incurre dicho proyecto (dado por la troncalización de algunas de las instalaciones involucradas en la conexión).

Para ejemplificar, en la Tabla 5 se presenta un esquema donde se realiza la definición de puntos de seccionamiento, de la figura se puede observar por simple inspección que los generadores 3, 4 y 5, al momento de realizar el ordenamiento por optimización, disminuyen sus costos de inversión en subestación ya que comparten sus costos con otros generadores, sin embargo, para el caso de los generadores 3 y 5 aumentaría su costo por inversión en líneas de transmisión, nunca a un valor superior al costo de una subestación independiente por la optimización a la que se refiere el Eje A. No obstante, si en la evaluación privada se consideró en alguna medida el traspaso de costos de inversión en subestación a los usuarios del sistema de transmisión troncal, posiblemente para el promotor del proyecto tendría más impacto el costo en desvío de línea que el costo de inversión por subestación, pudiendo en estos casos verse perjudicada la




evaluación privada considerando que no sería factible sociabilizar los costos de inversión en línea de transmisión, a pesar de que la solución de transmisión con una mirada sistémica pudiese ser más eficiente para el conjunto.

A pesar que la visión anterior de evaluación “proyecto” a “proyecto” aleja las decisiones de inversión del óptimo global, se verifica de igual forma que para proyectos factibles a conectarse en las zonas evaluadas, el costo estimado de desvío de línea no supere ciertos umbrales relativos al costo de inversión en generación, para aquellos proyectos que debiesen modificar su trazado.

Figura 5: Definición de puntos óptimos de seccionamiento.

4.2.4 Eje D: Uso Seguro Red de Transmisión

Este eje comprende la verificación del cumplimiento de los estándares de seguridad exigidos en la NTSyCS, principalmente en lo que se refiere al cumplimiento del criterio de seguridad N-1 en transmisión.

Para lo anterior, en este punto se realizaron estudios eléctricos estáticos de flujos de potencia y estabilidad de tensión, con el fin de verificar el cumplimiento del criterio N-1, y a su vez identificar posibles restricciones de transmisión que serán consideradas en la etapa de simulación de la operación económica (Optimización de la operación).

4.2.5 Eje E: Uso Eficiente Red de Transmisión

Este eje considera ajustar la conexión de determinados proyectos de tal manera de buscar los mejores puntos de conexión en términos de distribución de flujos. Si bien, podrían existir distintas soluciones que generen eficiencia para la conexión de proyectos y que no activen restricciones de transmisión, podría haber algunas soluciones que no son del todo eficientes en términos del uso de la red de transmisión, y que no sean óptimas en el uso de los márgenes de capacidad disponible, o bien soluciones óptimas desde el punto de vista del uso de la red disponible, pero que no pertenezcan al sistema troncal.

G1

G2

G3

G4

G1

G2

Solución Independiente

Solución Optimización seccionamientos TxT

G5

G3

G4

G5

N TxA




Desde otro punto de vista, este eje permitiría mirar el problema con una visión sistémica y de largo plazo, además de determinar la colocación óptima de polos de generación en la red de transmisión.

Cabe destacar que para efectos de este estudio, por simplicidad, este punto sólo fue verificado a nivel de evaluación de pérdidas de transmisión (a través de evaluación total de costos), sin embargo, más adelante, cuando haya mayor definición del nuevo reglamento y ley de transmisión, se incorporará en la medida de lo necesario este eje en la definición de puntos óptimos de seccionamiento.

4.3 PRINCIPALES RESTRICCIONES PROBLEMA DE OPTIMIZACIÓN

Los ejes indicados en la Sección 4.2 han sido verificados una vez resuelto el problema general de optimización presentado en la Sección 4.1, en general, los ejes a evaluar se traducen en restricciones que se deben incorporar al problema de optimización, y se pueden resumir de la siguiente manera:

Restricciones 1:

Ejes a considerar:

Eje A-Sobrecostos de inversión en transmisión en red troncal.

Eje B-Restricciones territoriales.

Eje C-Verificación de barreras de entrada de nuevos proyectos por aumento de costos de inversión en transmisión no traspasables al sistema troncal.

Restricciones específicas:

Eje A: Definición finita de zonas de referencia para seccionamientos.

Eje B: Infactibilidad de algunas zonas de referencia por servidumbres o concesiones.

Eje C: Acotar o dejar Infactible alguna zona de referencia por significar barrera de entrada para proyectos de generación en estudio.

Consideración general:

Destacar que podrían no existir restricciones en alguno de los 3 ejes, debido a:

Que no haya proyectos aledaños en estudio, con lo que Ejes A y C no generarían restricciones.

Que no hayan restricciones territoriales por concesiones o servidumbres, con lo que Eje B no generaría restricciones.

De no existir dichas restricciones, se tomará de igual forma la consideración de localizar puntos de referencia para ubicación de subestaciones, asumiendo la existencia de futuros proyectos aledaños en estudio que podrían desarrollarse, lo anterior permite acotar el problema de optimización con el fin de evaluar puntos finitos de conexión, sin embargo, los criterios para las localizaciones de referencia podrían relajarse en estos casos, considerando la no existencia de proyectos aledaños en estudio.




Salida:

Alternativas factibles de conexión en sistema de transmisión.

Restricciones 2:

Eje a considerar:

Eje D: Uso seguro red de Transmisión para cumplimiento NTSyCS.

Eje E: Uso eficiente de la red de Transmisión por optimización en distribución de flujos y uso eficiente de márgenes de capacidad disponible de instalaciones de transmisión.

Restricciones específicas:

Definición de restricciones de transmisión para cumplimiento de criterio de operación N-1. Basados en estudios eléctricos inicialmente estáticos, de flujos de potencia y estabilidad de tensión, verificando cumplimiento de la NTSyCS.

Restringir zonas de seccionamiento o conexión que si bien podrían ser puntos en que la conexión de una central no active restricciones de Transmisión, podría ser ineficiente en el uso de los márgenes de capacidad disponible, y significar mayores costos en la entrada de nuevos proyectos de generación. Permitiría mirar el problema con una visión de largo plazo, e ingresar a través de una restricción, la colocación óptima de polos de generación en la red de Transmisión.

Salida:

Restricciones de operación en el sistema de Transmisión.

4.4 DIAGRAMA CON METODOLOGÍA

En la Figura 6 se presenta de manera esquemática, un resumen de la metodología a emplear para la definición y/o aprobación de puntos óptimos de seccionamiento del sistema de transmisión troncal.




Figura 6: Metodología para definición de puntos óptimos de seccionamiento.

4.5 SALIDAS Y DEFINICIONES RESPECTO A LOS PUNTOS ÓPTIMOS DE SECCIONAMIENTO

A partir de los resultados del problema de optimización resuelto, la DPD definió zonas de referencia factibles para seccionamiento de líneas de transmisión troncal y eventualmente dará una recomendación respecto al punto óptimo de conexión de proyectos en evaluación.

Para lo anterior, se han tenido las siguientes consideraciones:

Consideraciones:

i. La definición de zonas de referencia para los seccionamientos sólo indicaría la aprobación por parte de

la DPD para conexiones de proyectos en dichas zonas, sin embargo, será el responsable del proyecto quién defina el punto definitivo de seccionamiento o conexión, mientras se encuentre dentro de las zonas aprobadas o definidas por la DPD.

ii. En caso que más de algún proyecto de generación pretenda conectarse en una zona de referencia definida por la DPD, no será posible dos seccionamientos en una misma zona de referencia y, por consiguiente, el primer proyecto que se declare en construcción e ingrese a la etapa de conexión de proyectos con el CDEC será quien definirá la ubicación de la subestación seccionadora. Es deseable la coordinación entre los distintos desarrolladores de proyectos de una zona.

iii. Si bien, se definirá un punto óptimo de seccionamiento en base a minimización de costos de operación, inversión y falla, velando por el uso seguro de la red de transmisión, esta definición no

Etapa I:Evaluación y definición de alternativas de inversión

Etapa II:Optimización de la Operación

N alternativas de conexión

Verificación Restricciones NTSyCS:

1-Estudios eléctricos estáticos paraidentificación de límites de transferenciapara cumplimiento de estándares definidospor NTSyCS. Restricciones de Transmisión.Evalúa Eje D.

Verificación Restricciones de inversión:

1-Distancia mínima entre seccionamientos.Localización subestaciones. Evalúa Eje A.

2-Restricciones territoriales. Verificación deconcesiones y servidumbres. Evalúa Eje B.

3-Verificación de barreras de entrada paraproyectos futuros. Evalúa Eje C.

Costos de Inversión:VAT de N Alternativas de conexión

Costos de Operación:Costos operación N Alternativas conexión simuladas

Evaluación económica-Cálculo de costos totales operación e inversión para alternativas de conexión.

Definición de alternativa óptima de seccionamiento y/o conexión




garantiza que en la operación real no pudiesen haber restricciones de operación sobre el despacho de la central respectiva que se quiera conectar, ya sea por condiciones de operación no identificadas en la etapa de análisis de punto de conexión o por conexión de otros proyectos que no fueron informados por sus promotores durante la etapa de estudio del punto óptimo de seccionamiento, y por ende no considerados como supuestos de estos análisis, sin embargo, el tomar como referencia la recomendación de conexión del CDEC será un antecedente a considerar en la etapa de conexión.




5. PUNTOS ÓPTIMOS DE SECCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL

5.1 CONTEXTO GENERAL

De acuerdo con lo establecido en la NTSyCS, y ante la solicitud de punto de conexión por parte de los desarrolladores de proyectos, se llevó a cabo el estudio de determinación de puntos óptimos de seccionamiento del sistema troncal del SING, con el objeto de determinar aquellas zonas donde la conexión de proyectos es económica y técnicamente eficiente.

Según la metodología descrita en la sección anterior, se analizaron todas las líneas de 220 kV del SING que en la actualidad están calificadas como troncales:

Líneas del Sistema de Transmisión Troncal del SING

2x220 kV Tarapacá – Lagunas

1x220 kV Lagunas – Crucero

1x220 kV Lagunas – María Elena

1x220 kV María Elena – Crucero

2x220 kV Crucero – Encuentro

2x220 kV Encuentro – Atacama

Figura 7: Sistema de Transmisión del SING.




5.2 LÍNEA 2X220 KV TARAPACÁ – LAGUNAS

5.2.1 Solicitud de Aprobación del Punto de Seccionamiento

Mediante carta GP-L-037-2015, con fecha 01 de septiembre de 2015, Compañía Minera Teck Quebrada Blanca entregó los antecedentes generales y técnicos del proyecto Quebrada Blanca Fase 2 y solicitó al CDEC-SING se pronuncie acerca de la factibilidad de conexión de la futura S/E Bombeo Desalada N°2 (Bombeo) con capacidad retiro de 25 MVA, y que seccionaría la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas a 26 km de la subestación Tarapacá. Además, Minera Teck actualizó la fecha estimada de puesta en servicio de su proyecto Quebrada Blanca Fase 2, indicando que dicho hito se cumpliría durante el cuarto trimestre del año 2020.

5.2.2 Alternativas de Seccionamiento

i. Alternativa B1: Conexión en Subestación Lagunas. ii. Alternativa B2: Seccionamiento simple Línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas a 26 kilómetros de S/E

Tarapacá (1circuito). Esta alternativa no es factible por no cumplir exigencias de la NTSyCS. iii. Alternativa B3: Seccionamiento doble línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas a 26 kilómetros de S/E

Tarapacá (2 circuitos). iv. Alternativa B4: Conexión en S/E Tarapacá: Esta alternativa no es factible debido a la falta de

espacios disponibles en la S/E Tarapacá. El paño que actualmente se encuentra desocupado está destinado al tendido del segundo circuito de la línea Tarapacá – Cóndores.

Figura 8: Alternativas de conexión válidas, proyecto Bombeo.

5.2.3 Costos de Inversión para las Alternativas de Conexión

Para evaluar económicamente las alternativas de conexión se consideraron los siguientes costos unitarios de inversión:

SE Lagunas

SE Tarapacá

Bombeo N°2

ALTERNATIVA B1

SE Lagunas

SE Tarapacá

Bombeo N°2

ALTERNATIVA B3




Tabla 3: Costos unitarios y supuestos para valorización de inversiones en transmisión. Alternativas conexión consumo Bombeo 25 MVA.

Costo unitario Línea Tx 2 circuitos 0,5 MMUSD/km

Costo unitario Gx 2,3 MMUSD/MW

F. Planta 33 %

Tasa descuento 10 %

Periodo Inv Tx 40 Años

COMA 2 %

Sobre costo S/E 1,2 Factor

Costo paño Tx 2 MMUSD

A partir de los costos unitarios de inversión, y los supuestos presentados en la Tabla 3 se obtuvieron las siguientes valorizaciones de inversión en transmisión para las distintas alternativas de conexión del consumo Bombeo.

Tabla 4: Valorización de Inversiones Alternativas conexión consumo Bombeo 25 MVA.

Puntos Conexión

Longitud Línea Tx

[km]

N Paños

Ad.

Costo Línea

[MUSD]

Costo S/E

[MUSD]

Costo Inversión

[MUSD]

AVI

[MUSD]

COMA

[MUSD]

VAT

[MUSD]

VAT

[MMUSD]

B1-Conexión Lagunas 30 0 15.000 $0 $15.000 $1.394 $28 $1.422 $1,42

B3-Seccionamiento Doble 0 4 0 $9.600 $9.600 $892 $18 $910 $0,91

De las valorizaciones presentadas en la Tabla 4, se puede observar que la alternativa de menor costo de inversión corresponde al seccionamiento doble a 26 kilómetros de la subestación Tarapacá, alternativa B3.

5.2.4 Evaluación Económica y Resultados del Problema de Optimización

A partir de los costos totales de operación y las valorizaciones de inversión, se realizó la evaluación económica para determinar la mejor alternativa de conexión para el consumo Bombeo, cuyos resultados se presentan en la Tabla 5.

Se observa que la alternativa que inicialmente genera los menores costos de inversión, operación y falla corresponde a la alternativa B1, esto es, la conexión directa en la Subestación Lagunas. No obstante, para dicha alternativa se tienen los siguientes alcances:

Alto costo de inversión por servidumbres de las líneas de transmisión.

Dichos sobrecostos de inversión serían superiores a los sobrecostos de operación de las otras

alternativas por conceptos de activación de restricciones de inversión, en la medida que se materialicen las obras de expansión troncal recomendadas por este CDEC para la zona norte del SING en el contexto de la revisión anual de expansión 2015-2016, específicamente con la materialización de la Nueva Línea entre SS/EE Cóndores y Pozo Almonte. Para visualizar lo anterior, se realizaron nuevas simulaciones que consideran la puesta en servicio de estos nuevos proyectos para el año 2021, por lo que se liberaron las restricciones de transmisión a contar del año 2022.




Tabla 5: Evaluación económica alternativas de conexión consumo Bombeo 25 MVA.

Año

Costos Totales de Operación e Inversión Tx (MMUSD)

Alternativa B1 Alternativa B3

Conexión Lagunas Seccionamiento Doble

2019 2.151,3 2.150,8

2020 2.426,5 2.427,2

2021 2.748,6 2.752

2022 2.993,7 2.996,1

2023 2.605,1 2.607,4

2024 3.257,5 3.256,9

2025 3.413,8 3.413,2

2026 3.845,7 3.845,1

2027 4.105,9 4.105,3

2028 3.752,4 3.751,8

VAN 2019 $18.261 $18.265,5

De la Tabla 5 se obtiene que la alternativa más económica de conexión para el proyecto Bombeo corresponde a la Alternativa B1.

Considerando lo anterior, se realizaron nuevas simulaciones liberando las restricciones de transmisión identificadas a contar del año 2022 y los resultados de los nuevos costos de operación se presentan en la Tabla 6, mientras que los costos totales de inversión y operación se presentan en la Tabla 7.

De los nuevos resultados obtenidos, se puede observar que la materialización de las obras recomendadas para la zona norte del SING, hacen óptima la conexión de este proyecto seccionando la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas en el punto evaluado (30 km desde S/E Lagunas).

En base a lo anterior, la alternativa óptima de conexión corresponde al seccionamiento de ambos circuitos, esto es, la alternativa B3.

Si bien, la alternativa del seccionamiento doble es competitiva económicamente con la conexión directa en Lagunas, la materialización en fecha del proyecto de expansión recomendado Nueva Línea 220 kV Cóndores – Pozo Almonte (fecha de puesta en servicio año 2021), aumenta considerablemente los beneficios económicos, lo que inclinaría la decisión hacia la alternativa de seccionar.

Tabla 6: Costos totales de operación, evaluación conexión consumo Bombeo 25 MVA. Restricciones transmisión liberadas año 2022.

Año

Costos Totales de Operación con Pérdidas + Restricciones Tx Liberadas 2022 (MMUSD)



2019 2.149,9 2.149,9

2020 2.425,1 2.427,2

2021 2.747,2 2.751,1

2022 2.991,1 2.991,1

2023 2.602,4 2.602,4

2024 3.256 3.256




Año

Costos Totales de Operación con Pérdidas + Restricciones Tx Liberadas 2022 (MMUSD)



2025 3.412,3 3.412,3

2026 3.844,3 3.844,2

2027 4.104,5 4.104,4

2028 3.751 3.750,9

VAN 2019 $18.250,8 $18.255,5

De la Tabla 6 se obtiene que la alternativa más económica de operación para el proyecto Bombeo, considerando las pérdidas y sin restricciones de transmisión, corresponde a la Alternativa B1.

Tabla 7: Costos totales de operación e inversión, evaluación conexión consumo Bombeo 25 MVA. Restricciones transmisión liberadas año 2022.

Año




2019 2.151,3 2.150,8

2020 2.426,5 2.427,2

2021 2.748,6 2.752

2022 2.992,5 2.992

2023 2.603,9 2.603,3

2024 3.257,5 3.256,9

2025 3.413,8 3.413,2

2026 3.845,7 3.845,1

2027 4.105,9 4.105,3

2028 3.752,4 3.751,8

VAN 2019 $18.259,5 $18.260

5.2.5 Conclusiones y Recomendaciones

Utilizando la metodología planteada por este CDEC para la determinación de puntos óptimos de seccionamiento o conexión al sistema troncal, la conexión óptima recomendada para el proyecto Quebrada Blanca Fase 2 consiste en:

La conexión óptima recomendada para S/E Bombeo Agua Desalada N°2, corresponde al

seccionamiento de la línea 2x220 kV Tarapacá – Lagunas en un punto entre los 21 y 31 kilómetros desde la S/E Tarapacá, por encontrarse en la zona de indiferencia para la inversión y ofrecer al sistema un nuevo punto de conexión para nuevos proyectos.

Si bien se recomiendan las zonas de conexión óptima para la S/E Bombeo Agua Salada N°2, dicha

definición sólo indican la aprobación por parte de la DPD para la conexión del proyecto en dicha




zona de referencia, sin embargo, será el responsable del proyecto quién defina el punto definitivo de seccionamiento o conexión, mientras se encuentre dentro de la zona recomendada por la DPD, en base a criterios técnicos y definiciones de optimización de la inversión que se levanten en terreno.

Mayores detalles del ejercicio realizado para este proyecto y línea en cuestión, revisar el Anexo 6.1.

5.3 LÍNEA 1X220 KV LAGUNAS – CRUCERO


Mediante carta 5014 – ASC – 001/20150227 de fecha 27 de febrero de 2015. Austrian Solar Chile SpA entregó los antecedentes generales y técnicos del proyecto Huatacondo y solicitó la aprobación del punto de seccionamiento que conectará el proyecto al SING. Este proyecto consiste en una planta fotovoltaica de 98 MW ubicada a 40 km de S/E Lagunas y cuya puesta esperada en servicio corresponde a enero de 2017, de acuerdo a la Resolución Exenta N° 132 del 20 de marzo del 2015, dictada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), la cual indica los proyectos de generación y transmisión en construcción.


i. Alternativa A: Conexión en Línea 1x220 kV María Elena – Lagunas, seccionamiento simple a 44 km de S/E Lagunas.

ii. Alternativa B: Conexión en Línea 1x220 kV Crucero – Lagunas, seccionamiento simple a 44 km de S/E Lagunas.

iii. Alternativa C: Conexión en ambas Líneas 1x220 kV Crucero – Lagunas y 1x220 kV María Elena - Lagunas, seccionamiento doble a 44 km de S/E Lagunas.

iv. Alternativa D: Conexión en S/E Lagunas.



Tabla 8: Costos unitarios y supuestos para valorización de inversiones en transmisión. Alternativas conexión Huatacondo.

Costo unitario Línea Tx 1 circuitos 0,25 MMUSD/km

Costo unitario Gx 2,3 MMUSD/MW

F. Planta 33 %

Tasa descuento 10 %


COMA 2 %

Sobre costo S/E 1,1 Factor

Costo paño Tx 2,0 MMUSD

A partir de los costos unitarios de inversión y los supuestos presentados en la Tabla 8, se obtuvieron las siguientes valorizaciones de inversión en transmisión para las distintas alternativas de conexión del proyecto Huatacondo.




Tabla 9: Valorización de Inversiones alternativas de conexión proyecto Huatacondo

Puntos Conexión

Largo Línea

Paños

Adic.

Costo

Línea Costo S/E Costo Total Inversión AVI COMA VAT VAT

(km)

(MUSD) (MUSD) (MUSD) (MUSD) MUSD) (MUSD) MMUSD

Seccionamiento C1 0 2 0 $4.400,0 $4.400,0 $409,04 $8,18 $417,22 $0,417

Seccionamiento C2 0 2 0 $4.400,0 $4.400,0 $409,04 $8,18 $417,22 $0,417

Seccionamiento Doble 1 4 250 $8.800,0 $9.050,0 $841,32 $16,83 $858,14 $0,858

Conexión Lagunas 44 0 11.000 $0,0 $11.000,0 $1.022,5 $20,45 $1.043,0 $1,043

De las valorizaciones presentadas en la Tabla 9, se puede observar que las de menor costo de inversión corresponden a los seccionamientos simples del tramo troncal Crucero – Lagunas y María Elena - Lagunas en el entorno del proyecto Huatacondo, esto es, alternativas A y B.


A partir de los costos totales de operación y las valorizaciones de inversión presentadas en la Tabla 9, se realizó la evaluación económica para determinar la mejor alternativa de conexión para el proyecto Huatacondo, cuyos resultados se presentan en Tabla 10 y Tabla 11. Se observa que la alternativa que genera los menores costos de inversión, operación y falla corresponde a la alternativa B, esto es, el seccionamiento simple de la Línea 1x220 kV Crucero – Lagunas 1. Si bien, la alternativa de conexión directo en Lagunas genera los menores costos de operación, los costos de inversión asociados a esta alternativa son bastante más elevados que el resto de las alternativas dada la distancia entre el proyecto Huatacondo y la S/E Lagunas (44 km).

Tabla 10: Evaluación económica alternativas de conexión proyecto Huatacondo.

Año


Alternativa - B Alternativa - A Alternativa – C Alternativa - D

Conexión C1 Conexión C2 Conexión Doble (C1 y C2) Conexión Lagunas

2016 729,71 730,03 730,16 730,51

2017 735,21 737,51 735,66 735,69

2018 766,00 768,53 766,44 766,55

2019 1077,09 1079,89 1077,53 1077,64

2020 1211,72 1214,95 1212,16 1212,22

2021 1278,38 1281,58 1280,64 1278,57

VAN 2016 $4.056,16 $4.065,96 $4.059,12 $4.058,49




Tabla 11: Comparación de costos totales de inversión y operación para alternativas de conexión.

Año

Comparación Costos Totales Respecto a más económico-Conexión C1 (MMUSD)

Alt - B Alt - A Alt – C Alt - D

Conexión C1 Conexión C2 Conexión Doble (C1 y C2) Conexión Lagunas

2016 0.00 0.32 0.45 0.80

2017 0.00 2.30 0.46 0.49

2018 0.00 2.52 0.44 0.55

2019 0.00 2.79 0.44 0.55

2020 0.00 3.23 0.44 0.50

2021 0.00 3.21 2.27 0.20

VAN 2016 $0.00 $9.81 $2.96 $2.34

Promedio Anual $0.00 $2.39 $0.75 $0.51


Utilizando la metodología planteada por este CDEC para la determinación de puntos óptimos de seccionamiento o conexión al sistema troncal, la conexión óptima recomendada para el proyecto Huatacondo corresponde al seccionamiento simple de la línea 1x220 kV Crucero – Lagunas, en un punto entre 35 y 45 km desde S/E Lagunas.

Si bien se identificaron ciertas restricciones de transmisión para el cumplimiento del criterio N-1,

dichas condiciones fueron evaluadas económicamente para cada alternativa de transmisión presentada, y de todas las alternativas evaluadas las que menores costos de congestión generaron fueron aquella de conexión directa en S/E Lagunas, y el seccionamiento de la línea 1x220 kV Crucero – Lagunas. En ambos casos, las limitaciones de transmisión no significan sobrecostos relevantes en la operación como lo fue para las alternativas A y C.

El doble seccionamiento en el tramo Crucero – Lagunas, si bien genera condiciones críticas para la

transmisión en escenarios de indisponibilidad de la CTTAR, estas condiciones de operación se presentan de manera puntual para el año 2016, y circunscritas a las horas de máxima demanda en la zona norte, ya que en horas de máxima generación ERNC la demanda de la zona norte baja (67%) y es suministrada por generación ERNC local en las zonas de Arica y Pozo Almonte, lo que se traduce en que dicha limitación aparecería sólo el 2% del tiempo para el año 2016 y prácticamente desaparecería para el año 2017, lo que explica el bajo impacto en los sobrecostos de operación calculados para esta condición.

En el seccionamiento de la línea 1x220 kV María Elena - Lagunas (Alternativa A) se generan

sobrecostos por congestión muy superiores a los de las otras alternativas, lo anterior a consecuencia de localizar toda la generación ERNC del tramo Crucero – Lagunas en una misma línea. Sin considerar dispositivos EDAG por contingencia específica, prácticamente esta alternativa de conexión no es factible.




La activación mínima de restricciones de transmisión en las alternativas de conexión B y D, se traducen en que el costo de inversión en transmisión tiene mayor impacto en la evaluación económica, lo que hace que la alternativa B sea la más atractiva en términos económicos globales (inversión en transmisión + costos de operación y falla, considerando congestiones).

Si bien se recomienda la conexión del proyecto Huatacondo a través de un seccionamiento simple de la Línea 1x220 kV Crucero – Lagunas en el entorno de la S/E Huatacondo (entre 35 y 45 km desde S/E Lagunas), será el propietario del proyecto quien defina la ubicación exacta de la subestación en la zona de referencia.


5.3.6 Normalización Tap Off Nueva Victoria

Actualmente existe un consumo perteneciente a SQM llamado Nueva Victoria, el cual se encuentra conectado mediante derivación o tap off a la línea 1x220 kV Crucero - Lagunas.

Este consumo minero de 10 MW aproximadamente se ubica a 16 km al sur de la Subestación Lagunas y se conecta en 220 kV mediante un transformador de tres devanados 220/66/23 kV.

De acuerdo a lo establecido en la NTSyCS, este consumo debe normalizar su conexión, para lo cual se analizan tres alternativas:

i. Alternativa A: Seccionamiento simple en ubicación actual de Nueva Victoria. ii. Alternativa B: Conexión de Nueva Victoria en S/E Lagunas.

iii. Alternativa C: Conexión de Nueva Victoria en futura S/E Huatacondo.

Figura 9: Alternativas de conexión factibles.

SE Lagunas

SE MaríaElena

Crucero

ALTERNATIVA A

Tap off Quillagua

Nueva Victoria

SE Huatacondo

SE Lagunas

SE María Elena

Crucero

ALTERNATIVA B

Tap offQuillagua

Nueva Victoria

SE Huatacondo

SE Lagunas

SE María Elena

Crucero

ALTERNATIVA C

Tap off Quillagua

Nueva Victoria

SE Huatacondo




En la Tabla 12 se presentan los resultados de los costos totales de operación y falla obtenidos a partir de la optimización de la operación del sistema, considerando restricciones de transmisión identificadas en el Anexo 6.2.

Tabla 12: Costos totales de operación en MMUSD, con restricciones de transmisión. Alternativas de normalización para Nueva Victoria.

Año

Costos Totales de Operación con Restricciones de Transmisión [MMUSD]

Alternativa A Alternativa B Alternativa C

Seccionamiento en Nueva Victoria Conexión en Lagunas Conexión en Huatacondo

2017 1536,4 1536,4 1536,4

2018 1770,2 1770,2 1770,2

2019 2055,8 2055,8 2055,8

2020 2058,7 2058,7 2058,7

2021 2625,5 2625,4 2625,7

2022 2854,8 2854,4 2855,1

2023 3109,2 3108,7 3109,7

2024 3516,0 3516,0 3515,9

2025 2902,5 2902,5 2902,5

2026 3557,3 3557,3 3557,3

VAN 2017 $14.890,22 $14.889,74 $14.890,70

Se puede observar que las tres alternativas generan costos de operación similares, ya que la distribución de flujos es semejante para el sistema eléctrico debido al bajo consumo de Nueva Victoria.


Tabla 13: Costos unitarios y supuestos para valorización de inversiones en transmisión. Alternativas conexión Nueva Victoria.

Costo unitario Tendido 1 circuito 0,25 MMUSD/km

Tasa descuento 10 %


COMA 2 %


A partir de los costos unitarios de inversión, y los supuestos presentados en la Tabla 13 se obtuvieron los siguientes “valores marginales”2 de inversión en transmisión para las distintas alternativas de conexión de Nueva Victoria.

2 Dado que hay costos que son independientes del la alternativa de conexión (por ejemplo, costo del paño de conexión del

proyecto), estos costos no son considerados en la evaluación económica de las alternativas.




Tabla 14: Valorización de Inversiones Alternativas conexión de Nueva Victoria.

Puntos Conexión Longitud Línea Tx

N Paños Adicionales

Costo Línea

Costo S/E

Costo Total

Inversión AVI COMA VAT VAT

(km) - (MUSD) (MUSD) (MUSD) (MUSD) (MUSD) (MUSD) (MMUSD)

A-Seccionamiento en N. Victoria 0 2 $0 $4.400 $4.400 $409 $8 $417 $0,417

B-Conexión en Lagunas 16 0 $4.000 $0 $4.000 $372 $7 $379 $0,379

C-Conexión en Huatacondo 28 0 $7.000 $0 $7.000 $651 $13 $664 $0,664

De las valorizaciones presentadas en la Tabla 14, se puede observar que la alternativa de menor costo de inversión corresponde a la conexión directa en la subestación Lagunas en 220 kV, alternativa B.

A partir de los costos totales de operación presentados en la Tabla 12 y las valorizaciones de inversión presentadas en la Tabla 14, se realizó la evaluación económica para determinar la mejor alternativa de conexión para Nueva Victoria, cuyos resultados se presentan en la Tabla 15.

Tabla 15: Costos Totales de Operación e Inversión en Transmisión. Alternativas conexión para Nueva Victoria.

Año

Costos Totales de Operación e Inversión Transmisión [MMUSD]


Seccionamiento en Nueva Victoria

Conexión en Lagunas Conexión en Huatacondo

2017 $1.536,8 $1.536,8 $1.537,0

2018 $1.770,6 $1.770,6 $1.770,9

2019 $2.056,2 $2.056,2 $2.056,4

2020 $2.059,1 $2.059,1 $2.059,3

2021 $2.625,9 $2.625,8 $2.626,4

2022 $2.855,2 $2.854,8 $2.855,8

2023 $3.109,6 $3.109,1 $3.110,4

2024 $3.516,4 $3.516,4 $3.516,6

2025 $2.903,0 $2.902,9 $2.903,2

2026 $3.557,7 $3.557,7 $3.558,0

VAN 2017 $14.892,8 $14.892,1 $14.894,78

A partir de la Tabla 15, se puede deducir que la alternativa que minimiza el costo total de operación del sistema e inversión en transmisión corresponde a la de conectar Nueva Victoria en la S/E Lagunas 220.

Conclusión y Recomendaciones

Utilizando la metodología planteada por CDEC-SING para la determinación de puntos óptimos de seccionamiento o conexión al sistema troncal, la conexión recomendada para normalizar el consumo de Nueva Victoria consiste en conexión directa a la S/E Lagunas mediante el tendido de una línea 1x220kV hacia dicha subestación.




Sin perjuicio de lo anterior, será el responsable del proyecto quien defina el trazado definitivo de la línea de conexión directa y el punto definitivo de conexión en la S/E Lagunas, previo acuerdo con el propietario de ésta.

5.4 LÍNEA 1X220 KV LAGUNAS – MARÍA ELENA


En carta S/N – 2015 de fecha 16 de noviembre de 2015, Pacific Solar entregó los antecedentes generales y técnicos del proyecto Pacific y solicitó al CDEC-SING se pronuncie acerca de la factibilidad de conexión a la línea 1x220 kV Lagunas – María Elena. Este proyecto consiste en una planta fotovoltaica de 54 MW ubicada en el sector de María Elena y cuya puesta en servicio corresponde a fines del año 2016.

En carta S/N – 2015 de fecha 20 de noviembre de 2015, Pacific Solar entregó los antecedentes generales y técnicos del proyecto Inti y solicitó al CDEC-SING se pronuncie acerca de la factibilidad de conexión a la línea 1x220 kV Lagunas – María Elena. Este proyecto consiste en una planta fotovoltaica de 70 MW ubicada el sector de María Elena y cuya puesta en servicio corresponde a fines del año 2016.


De acuerdo a los análisis de factibilidad de las zonas de referencia para la conexión de los proyectos, se identificaron las siguientes alternativas factibles para evaluar la conexión de largo plazo de los proyectos Pacific, SkySolar e Inti.

i. Alternativa A: Conexión de los proyectos en S/E María Elena.

ii. Alternativa B: Conexión de los proyectos en S/E Nueva Crucero Encuentro. iii. Alternativa C: Conexión de los proyectos en S/E María Elena + tendido de un tercer circuito idéntico

a los existentes entre Crucero (Nueva Crucero Encuentro) y María Elena a partir del año 2020.





Anterior a la definición de las alternativas de conexión planteadas, se analizó el desempeño del sistema y las posibilidades de conexión de nuevos proyectos situados en la zona de las SS/EE Crucero y Encuentro, concluyendo que es necesario contar con un punto de conexión de nuevos proyectos en la zona indicada. El análisis consideró que los nuevos proyectos se conecten en la actual S/E María Elena, obteniendo como resultado, congestiones en el sistema de transmisión entre esta S/E y la S/E Crucero.

Por lo anteriormente señalado, como base para todas las alternativas planteadas, se consideró que la línea 1x220 kV Crucero - Lagunas debe ser seccionada en S/E María Elena.



Tabla 16: Costos unitarios y supuestos para valorización de inversiones en transmisión. Alternativas conexión proyectos Pacific, SolarSky e Inti.


Tasa descuento 10 %


COMA 2 %


A partir de los costos unitarios de inversión, y los supuestos presentados en la Tabla 16 se obtuvieron los siguientes “valores marginales” de inversión en transmisión para las distintas alternativas de conexión de los proyectos Pacific, SolarSky e Inti. Cabe destacar que no se considera el costo de los paños de conexión y además el tendido del tercer circuito considera paños para una configuración de interruptor y medio en ambos extremos.

Tabla 17: Valorización de Inversiones Alternativas conexión proyectos Pacific, SolarSky e Inti.

Puntos Conexión

Longitud Línea Tx

[km]

N Paños Ad.

Costo Línea

[MUSD]

Costo S/E

[MUSD]

Costo Inversión

[MUSD]

AVI

[MUSD]

COMA

[MUSD]

VAT

[MUSD]

VAT

[MMUSD]

A-Conexión María Elena 3 0 $750 $0 $750 $70 $1 $71 $0,071

B-Conexión Nueva Crucero Encuentro

45 0 $11.250 $0 $11.250 $1.046 $21 $1.067 $1,067

C- Conexión María Elena + 3er Circ

18 2 $4.500 $4.400 $8.900 $827 $17 $844 $0,844

De las valorizaciones presentadas en la Tabla 17, se puede observar que la alternativa de menor costo de inversión corresponde a la conexión directa en la subestación María Elena en 220 kV, alternativa A.


A partir de los costos totales de operación y las valorizaciones de inversión presentadas en la Tabla 17, se realiza la evaluación económica para determinar la mejor alternativa de conexión para los proyectos Pacific, SolarSky e Inti, cuyos resultados se presentan en la Tabla 18.




Tabla 18: Costos Totales de Operación e Inversión en Transmisión. Alternativas conexión Pacific, SolarSky e Inti.

Año



Conexión María Elena Conexión en Nueva Crucero

Encuentro Conexión María Elena +

Tendido 3er circ

2017 $1.514,3 $1.515,3 $1.515,1

2018 $1.752,3 $1.752,9 $1.753,1

2019 $2.058,0 $2.057,1 $2.058,1

2020 $2.031,2 $2.032,2 $2.031,9

2021 $2.510,4 $2.512,1 $2.493,4

2022 $2.710,7 $2.712,8 $2.681,3

2023 $3.084,7 $3.086,0 $3.033,1

2024 $3.483,6 $3.484,0 $3.484,7

2025 $2.947,5 $2.948,4 $2.948,3

2026 $3.669,1 $3.670,0 $3.669,8

VAN 2017 $14.719,9 $14.725,1 $14.669,38

A partir de la Tabla 18, se puede deducir que la alternativa que minimiza el costo total de operación del sistema e inversión en transmisión corresponde a la de conectar todos los proyectos en la S/E María Elena 220 kV y tender un tercer circuito, idéntico a los existentes, entre las SS/EE María Elena y Nueva Crucero Encuentro.


Utilizando la metodología planteada por CDEC-SING para la determinación de puntos óptimos de seccionamiento o conexión al sistema troncal, la conexión recomendada para los proyectos Pacific, SolarSky e Inti, es la conexión directa de todos estos proyectos en la S/E María Elena 220 kV, la ampliación de esta subestación y el aumento de capacidad de la línea entre SS/EE Maria Elena y Crucero (Nueva Crucero Encuentro). Para que esto se pueda llevar a cabo, se recomienda que los proyectos que rodean a la S/E María Elena 220 kV dejen suficiente espacio para que dicha S/E pueda crecer y de esta manera tenga el territorio suficiente para albergar los paños de conexión de todos los proyectos cercanos, así como también para la conexión de nuevos paños troncales y para la entrada de líneas de transmisión.

Sin perjuicio de lo anterior, será el responsable del proyecto quién defina el trazado definitivo de la línea de conexión directa y el punto definitivo de conexión en la S/E María Elena 220 kV, previo acuerdo con el propietario de ésta


5.4.6 Normalización Tap Off Quillagua

Actualmente existen 3 conexiones en derivación en el Sistema de Transmisión Troncal del SING, siendo uno de ellos el Proyecto Quillagua, el cual consiste en un proyecto de generación solar fotovoltaico de 100 MW




totales, perteneciente a Parque Eólico Quillagua y ubicado a 99 km al sur de la Subestación Lagunas, conectado en la línea 1x220 kV Lagunas – María Elena.

Para la normalización de esta conexión en derivación se consideró como antecedente la definición metodológica realizada para la solicitud de conexión del proyecto Huatacondo, cuyo análisis se encuentra en el Anexo 6.2, donde se determinó que las SS/EE seccionadoras en líneas de 220 kV de simple circuito se deberían ubicar a una distancia del orden de los 35 km. Dicho análisis puede ser extendido sin pérdida de la generalidad para la línea 1x220 kV María Elena – Lagunas, ya que se encuentran en lugares y condiciones similares a la analizada originalmente. Aplicando este criterio, correspondería que se construya una S/E que seccione la línea 1x220 kV María Elena - Lagunas en el kilómetro 70 al norte de la S/E María Elena, medidos desde dicha subestación, definiendo la zona de referencia con un radio de 10 km alrededor de dicho punto. Dado que la conexión en derivación del proyecto Quillagua se encuentra en el kilómetro 68, la zona de referencia óptima para seccionar coincide con la actual ubicación del proyecto Quillagua.

De acuerdo a lo establecido en la NTSyCS, este consumo debe normalizar su conexión, para lo cual se analizan tres alternativas:

i. Alternativa A: Seccionamiento doble en ubicación actual de Quillagua. ii. Alternativa B: Seccionamiento simple en ubicación actual de Quillagua.

iii. Alternativa C: Seccionamiento simple en ubicación actual de Quillagua + tendido de un tercer circuito entre María Elena y Nueva Crucero Encuentro.


En la Figura 12 se muestra que de acuerdo a los resultados obtenidos, tanto para un seccionamiento simple o doble, habría una congestión en el tramo Maria Elena – Crucero

SE Lagunas

SE María Elena

SE Nueva Crucero Encuentro

ALTERNATIVA A

SE Quillagua

Tap offNueva

Victoria

SE Huatacondo

SE Lagunas

SE María Elena


ALTERNATIVA B

SE Quillagua

Tap offNueva

Victoria

SE Huatacondo

SE Lagunas

SE María Elena


ALTERNATIVA C

SE Quillagua

Tap offNueva

Victoria

SE Huatacondo




Figura 12: Resultados de simulación con restricciones

Restricción María Elena – Crucero

Alternativa A Alternativa B

Alternativa C

Dicha congestión no se ve en la alternativa C, la cual contempla el tendido de un circuito adicional entre María Elena y Crucero.

En la Tabla 19 se presentan los resultados de los costos totales de operación y falla obtenidos a partir de la optimización de la operación del sistema, considerando restricciones de transmisión identificadas en el Anexo 6.2.

2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)

R18A-ME-Crucero(Back)

sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1

2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

t[años]

Flu

jo N

-1(M

W)


sample1

sample2

sample3

Límite N-1




Tabla 19: Costos totales de operación en MMUSD, con restricciones de transmisión. Alternativas de normalización para Quillagua.

Año



Seccionamiento Doble Seccionamiento Simple Seccionamiento Simple + 3er Circuito

2017 1536,4 1536,4 1536,4

2018 1770,1 1770,2 1770,2

2019 2055,7 2055,8 2055,8

2020 2058,5 2058,7 2058,7

2021 2618,2 2633,6 2616,1

2022 2849,5 2872,9 2845,3

2023 3105,9 3141,8 3095,4

2024 3516,0 3516,0 3516,4

2025 2902,3 2902,5 2902,6

2026 3557,0 3557,3 3557,3

VAN 2017 $14.880,54 $14.922,24 $14.872,19


Tabla 20: Costos unitarios y supuestos para valorización de inversiones en transmisión. Alternativas conexión Quillagua.


Tasa descuento 10 %


COMA 2 %


A partir de los costos unitarios de inversión, y los supuestos presentados en la Tabla 20 se obtuvieron los siguientes “valores marginales”3 de inversión en transmisión para las distintas alternativas de conexión de Quillagua.

3 Dado que hay costos que son independientes del la alternativa de conexión (por ejemplo, costo del paño de conexión del

proyecto), estos costos no son considerados en la evaluación económica de las alternativas.




Tabla 21: Valorización de Inversiones Alternativas conexión de Quillagua.

Puntos Conexión

Longitud Línea Tx


Costo Línea

Costo S/E

Costo Total

Inversión AVI COMA VAT VAT


A-Seccionamiento Doble 0 4 $0 $10.800 $10.800 $1.004 $20 $1.024 $1,024

B-Seccionamiento Simple 0 2 $0 $4.400 $4.400 $409 $8 $417 $0,417

C- Seccionamiento Simple + 3er Circ

15 4 $3.750 $8.800 $12.550 $1.167 $23 $1.190 $1,190

De las valorizaciones presentadas en la Tabla 21, se puede observar que la alternativa de menor costo de inversión corresponde al seccionamiento simple de la línea 1x220 kV Lagunas – Crucero en la ubicación actual de la conexión en derivación, alternativa B.

A partir de los costos totales de operación presentados en la Tabla 19 y las valorizaciones de inversión presentadas en la Tabla 20, se realiza la evaluación económica para determinar la mejor alternativa de conexión para Quillagua, cuyos resultados se presentan en la Tabla 22.

Tabla 22: Costos Totales de Operación e Inversión en Transmisión. Alternativas conexión para Quillagua.

Año



Seccionamiento Doble Seccionamiento Simple Seccionamiento Simple + 3er Circuito

2017 $1.537,4 $1.536,8 $1.537,6

2018 $1.771,2 $1.770,6 $1.771,4

2019 $2.056,7 $2.056,2 $2.057,0

2020 $2.059,5 $2.059,1 $2.059,9

2021 $2.619,2 $2.634,0 $2.617,3

2022 $2.850,5 $2.873,3 $2.846,5

2023 $3.107,0 $3.142,3 $3.096,6

2024 $3.517,1 $3.516,4 $3.517,6

2025 $2.903,3 $2.903,0 $2.903,8

2026 $3.558,1 $3.557,7 $3.558,5

VAN 2017 $14.886,8 $14.924,8 $14.879,50

A partir de la Tabla 22, se puede deducir que la alternativa que minimiza el costo total de operación del sistema e inversión en transmisión corresponde a la de seccionamiento simple de la línea 1x220 kV María Elena – Lagunas y tendido de un tercer circuito entre la S/E María Elena y la S/E Crucero.


Utilizando la metodología planteada por CDEC-SING para la determinación de puntos óptimos de seccionamiento o conexión al sistema troncal, la conexión recomendada para la normalización de la conexión del proyecto Quillagua consiste en el seccionamiento de la línea 1x220 kV María Elena - Lagunas dentro de la zona comprendida entre los kilómetros 95 y 105 de dicha línea, medidos desde S/E Lagunas.




Si bien se recomienda la zona de conexión óptima para el proyecto Quillagua, dicha definición sólo indica la aprobación por parte de CDEC-SING para la conexión del proyecto en dicha zona de referencia, sin embargo, será el responsable del proyecto quien defina el punto definitivo de seccionamiento o conexión, previo acuerdo con el propietario de la línea, mientras se encuentre dentro de la zona recomendada.

5.5 LÍNEA 1X220 KV MARÍA ELENA – CRUCERO

Si bien no existió una solicitud formal de aprobación o definición de punto óptimo de seccionamiento de esta línea, la empresa Sky Solar, mediante cartas del 18 y 30 de marzo de 2015, solicita información sobre capacidad técnica disponible de la línea Crucero – Lagunas con el objetivo de conocer las condiciones y exigencias técnicas a tomar en cuenta en el análisis de prefactibilidad y estudios de desarrollo de un proyecto fotovoltaico de 52 MW ubicado a 14,3 km al noroeste de la ciudad de María Elena y cuya puesta en servicio corresponde al primer trimestre del 2016.

Al revisar los antecedentes del proyecto, se toma en cuenta que el punto de conexión del mismo corresponde al seccionamiento de la línea María Elena – Lagunas (tratado anteriormente), ya que la ubicación de los paneles solares es adyacente a esta línea y la ubicación de la subestación elevadora se encuentra a 4,9 km al norte de la subestación Crucero.

5.6 LÍNEA 2X220 KV CRUCERO – ENCUENTRO

A la fecha, no se han recibido solicitudes de aprobación de punto de seccionamiento para esta línea de parte de proyectos que se encuentren en construcción, por lo tanto, no se realiza el ejercicio de determinación de punto óptimo de seccionamiento.

5.7 LÍNEA 2X220 KV ENCUENTRO – ATACAMA

A la fecha, no se han recibido solicitudes de aprobación de punto de seccionamiento para esta línea de parte de proyectos que se encuentren en construcción, por lo tanto, no se realiza el ejercicio de determinación de punto óptimo de seccionamiento.

5.7.1 Normalización Tap Off Antucoya

Actualmente existen 3 conexiones en derivación en el Sistema de Transmisión del SING, siendo uno de ellos el Proyecto Antucoya, el cual consiste en un consumo minero de 50 MW aproximadamente, perteneciente a Minera Antucoya y ubicado a 50 km al sur de la Subestación Encuentro, conectado a uno de los circuitos de la línea 2x220 kV Atacama – Encuentro.

De acuerdo a lo establecido en la NTSyCS, este consumo debe normalizar su conexión, para lo cual se analizaron cuatro alternativas:

i. Alternativa A: Seccionamiento doble en ubicación actual de Antucoya. ii. Alternativa B: Conexión de Antucoya mediante seccionamiento a 68 km al sur de S/E Miraje4.

iii. Alternativa C: Conexión de Antucoya en futura S/E Miraje. iv. Alternativa D: Conexión de Antucoya como tap off en línea 1x220 kV Chacaya – Crucero.

4 Alternativa corresponde a un punto intermedio de la línea, y coincide con una zona de referencia para seccionamiento.





Cabe señalar que la línea 1x220 kV Chacaya - Crucero, tiene una capacidad de 328 MVA, y de acuerdo con los resultados de las simulaciones de la operación, presenta flujos de un orden de magnitud menor al 50% de la capacidad de diseño, vale decir, conforme a los análisis preliminares desarrollados, esta línea cuenta con capacidad técnica de transmisión disponible, por lo que está sujeta al régimen de acceso abierto establecido en el artículo 77° de la Ley General de Servicios Eléctricos, validando con ello la factibilidad de la Alternativa D.

Figura 14: Flujos Esperados por Líneas 1x220 kV Chacaya - Crucero.

SE Crucero

SE Atacama

ALTERNATIVA A

SE Miraje

SE Encuentro

SE Chacaya

Antucoya

SE Crucero

SE Atacama

ALTERNATIVA B

SE Miraje

SE Encuentro

SE Chacaya

Antucoya 68 k

m

SE Crucero

SE Atacama

ALTERNATIVA C

SE Miraje

SEEncuentro

SE Chacaya

Antucoya

SE Crucero

SE Atacama

ALTERNATIVA D

SE Miraje

SE Encuentro

SE Chacaya

Antucoya




El proyecto se conectaría a instalaciones que actualmente operan de manera enmallada en el sistema de transmisión, por lo que su conexión puede afectar o modificar las condiciones operacionales de la zona.

Aplicando el criterio de seguridad N-1 para el caso de la línea 2x220 kV Atacama - Encuentro, se llega a la conclusión que la condición crítica del sistema corresponde a la salida de servicio de un circuito en el segmento Atacama – Encuentro, con la central Atacama despachada al máximo. Bajo dicha condición, el límite de transmisión de estas líneas es de 246 [MVA], lo cual corresponde a sus capacidades térmicas (consideradas a 35°C ambiente).

Restricción de transmisión línea Atacama – Encuentro.

La capacidad de la línea Atacama – Encuentro se ve limitada en ambos sentidos desde S/E Miraje:

En la Tabla 12 se presentan los resultados de los costos totales de operación y falla obtenidos a partir de la optimización de la operación del sistema, considerando restricciones de transmisión identificadas anteriormente.

Tabla 23: Costos totales de operación en MMUSD, con restricciones de transmisión. Alternativas de normalización para Antucoya.

Año


Alternativa A Alternativa B Alternativa C Alternativa D

Seccionamiento en Antucoya Seccionamiento a 68km Conexión en Miraje Conexión en Tap-off Linea

Chacaya Crucero

2017 1507,3 1507,3 1507,3 1507,5

2018 1717,3 1717,3 1717,3 1717,2

2019 2137,1 2137,1 2137,1 2136,8

2020 2084,6 2084,6 2084,6 2084,6

2021 2507,1 2507,0 2506,8 2507,1

2022 2715,7 2715,5 2716,7 2714,6

2023 3126,1 3126,1 3125,8 3125,0

2024 3472,5 3472,7 3472,1 3472,9

2025 2943,8 2943,9 2943,7 2943,7

2026 3583,5 3583,5 3583,5 3583,4

VAN 2017 $14.762,75 $14.762,77 $14.762,68 $14.761,66

Se puede observar que la alternativa que genera menores costos de operación, considerando restricciones de transmisión, corresponde a la alternativa de conectar Antucoya en la línea 1x220 kV Chacaya – Crucero.





Tabla 24: Costos unitarios y supuestos para valorización de inversiones en transmisión. Alternativas conexión Antucoya.


Tasa descuento 10 %


COMA 2 %


A partir de los costos unitarios de inversión, y los supuestos presentados en la Tabla 24 se obtuvieron los siguientes “valores marginales” de inversión en transmisión para las distintas alternativas de conexión de Antucoya.

Tabla 25: Valorización de Inversiones Alternativas conexión de Antucoya.

Puntos Conexión

Longitud Línea Tx


Costo Línea

Costo S/E

Costo Total Inversión AVI COMA VAT VAT


A-Seccionamiento en Antucoya 0 4 $0 $8.800 $8.800 $818 $16 $834 $0,834

B-Seccionamiento a 68 km 34,5 4 $8.625 $8.800 $17.425 $1.620 $32 $1.652 $1,652

C-Conexión en Miraje 34 0 $8.500 $0 $8.500 $790 $16 $806 $0,806

D-Conexión como Tap-off Línea Chacaya-Crucero

0,1 0 $25 $500 $525 $49 $1 $50 $0,050

De las valorizaciones presentadas en la Tabla 25, se puede observar que la alternativa de menor costo de inversión corresponde a la conexión en Tap Off a la línea 1x220 kV Chacaya – Crucero, alternativa D. A partir de los costos totales de operación presentados en la Tabla 23 y las valorizaciones de inversión presentadas en la Tabla 25, se realiza la evaluación económica para determinar la mejor alternativa de conexión para Antucoya, cuyos resultados se presentan en la Tabla 26

Tabla 26: Costos Totales de Operación e Inversión en Transmisión. Alternativas conexión para Antucoya.

Año


Alternativa A Alternativa B Alternativa C Alternativa D

Seccionamiento en Antucoya

Seccionamiento a 68km Conexión en Miraje Conexión en Tap-off

Línea Chacaya Crucero

2017 $1.508,1 $1.509,0 $1.508,1 $1.507,6

2018 $1.718,1 $1.719,0 $1.718,1 $1.717,3

2019 $2.137,9 $2.138,7 $2.137,9 $2.136,9

2020 $2.085,4 $2.086,3 $2.085,4 $2.084,6

2021 $2.507,9 $2.508,7 $2.507,6 $2.507,2

2022 $2.716,6 $2.717,2 $2.717,5 $2.714,7

2023 $3.126,9 $3.127,7 $3.126,6 $3.125,1

2024 $3.473,3 $3.474,3 $3.472,9 $3.473,0

2025 $2.944,6 $2.945,6 $2.944,5 $2.943,8

2026 $3.584,3 $3.585,1 $3.584,3 $3.583,5

VAN 2017 $14.767,9 $14.772,9 $14.767,64 $14.761,97




A partir de la Tabla 26 se puede deducir que la alternativa que minimiza el costo total de operación del sistema e inversión en transmisión corresponde a la de conectar Antucoya a la línea 1x220 kV Chacaya – Crucero mediante Tap Off.


Utilizando la metodología planteada por CDEC-SING para la determinación de puntos óptimos de seccionamiento o conexión al sistema troncal, la conexión recomendada para normalizar el consumo de Antucoya consiste en la conexión como tap off de dicho consumo en la línea 1x220 kV Chacaya – Crucero.




6. ANEXOS

6.1 ANEXO 1: RESPUESTA A QUEBRADA BLANCA POR SOLICITUD DE CONEXIÓN EN LÍNEA 2X220 KV TARAPACÁ – LAGUNAS

6.2 ANEXO 2: RESPUESTA A AUSTRIAN SOLAR CHILE SPA POR SOLICITUD DE CONEXIÓN EN LÍNEA 1X220 KV LAGUNAS – CRUCERO

6.3 ANEXO 3: RESPUESTA A PACIFIC SOLAR POR SOLICITUD DE CONEXIÓN EN LÍNEA 1X220 KV LAGUNAS – MARÍA ELENA

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