PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE - Comisión Nacional de ... · conforme al estudio para cada...

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL

PARA LOS DOCE MESES SIGUIENTES

Diciembre de 2009 Santiago de Chile

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

FONO (56-2) 365 6800 - FAX (56-2) 365 6888 CLASIFICADOR 14 - CORREO 21 e-mail: [email protected] URL: http://www.cne.cl SANTIAGO - CHILE 1

ÍNDICE 1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 3

1.1 RESUMEN EJECUTIVO.......................................................................................................... 4

2 PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA TRONCAL PARA LOS PRÓXIMOS DOCE MESES ......... 5

2.1 OBRAS DE AMPLIACIÓN........................................................................................................ 5

2.2 FÓRMULAS DE INDEXACIÓN................................................................................................... 5

2.3 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS PROYECTOS .................................................................... 6 2.3.1 Ampliación S/E Alto Jahuel ........................................................................................................6 2.3.2 Ampliación S/E Ancoa...............................................................................................................7 2.3.3 Redundancia de Equipos MAIS..................................................................................................8 2.3.4 Cambio Interruptores S/E Charrúa 220 kV ..................................................................................8 2.3.5 Cambio Interruptor S/E Ancoa 220 kV .......................................................................................9 2.3.6 Banco Autotransformador S/E Charrúa 500/220 kV, 750 MVA ......................................................9

3 ANTECEDENTES PRINCIPALES ........................................................................................... 10

3.1 PLAZOS DE CONSTRUCCIÓN ............................................................................................... 10

3.2 PRESUPUESTOS DE OBRAS RECOMENDADAS ......................................................................... 11

4 CRITERIOS Y DEFINICIONES METODOLÓGICAS ................................................................. 12

4.1 PRINCIPALES ASPECTOS METODOLÓGICOS DE PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA TRONCAL .................. 12 4.1.1 Definición de un Plan Base de Transmisión...............................................................................12 4.1.2 Diagnóstico de Suficiencia. ......................................................................................................12 4.1.3 Análisis de Pérdidas................................................................................................................13 4.1.4 Diagnóstico de Ingresos Tarifarios ...........................................................................................13 4.1.5 Diferencia de Costos de Operación y Falla................................................................................13 4.1.6 Fecha Óptima de Puesta en Servicio ........................................................................................13

4.2 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS ........................................................... 14 4.2.1 Introducción y Objetivos ..........................................................................................................14 4.2.2 Esquema Metodológico ...........................................................................................................14

4.3 ESCENARIO BASE ............................................................................................................. 16 4.3.1 Plan de Obras de Generación ..................................................................................................16 4.3.2 Instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal .....................................................................16 4.3.3 Demanda ...............................................................................................................................17 4.3.4 Precios de combustibles..........................................................................................................17 4.3.5 Modelación de Parques Eólicos ...............................................................................................17



5 DESARROLLO DE LOS ANÁLISIS Y PRINCIPALES RESULTADOS ....................................... 18 5.1 ANÁLISIS DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN ........................................................................ 18

5.1.1 Banco Autotransformador S/E Charrúa 500/220 kV, 750 MVA. ...................................................18 5.1.2 Obras necesarias para conexión de futura Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV: primer circuito ....20 5.1.3 Redundancia de Equipos MAIS................................................................................................21 5.1.4 Reemplazo de Interruptores en S/E Charrúa y S/E Ancoa ..........................................................21

5.2 ANÁLISIS DE PROYECTOS NO RECOMENDADOS ...................................................................... 21 5.2.1 Línea Loncoche – Cautín 2x220 kV ..........................................................................................21 5.2.2 Línea Cardones – Maitencillo 220 kV: Aumento capacidad .........................................................22 5.2.3 S/E Ancoa: Nuevo Transformador 500/220 kV, 750 MVA ...........................................................24 5.2.4 Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: Primer Circuito .....................................................................25 5.2.5 Adelanto Proyecto Lo Aguirre ..................................................................................................26

5.3 ANÁLISIS DE NT DE SYCS.................................................................................................. 27 5.3.1 Evaluación Tramo Maitencillo – Punta Colorada ........................................................................27 5.3.2 Evaluación Tramo Loncoche – Los Ciruelos ..............................................................................33 5.3.3 Evaluación de Compensación Estática Reactiva (CER) en Diego de Almagro ..............................38



1 INTRODUCCIÓN

La Comisión, en cumplimiento con lo establecido en el artículo 91 de la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante DFL Nº 4, elaboró el "Informe Técnico para la determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal. Cuadrienio 2007-2011", el que fue aprobado mediante Resolución Exenta Nº 158 de fecha 15 de marzo de 2007. A su vez, dicho informe técnico se basó en los resultados del estudio troncal al que se refiere el artículo 84 del DFL Nº 4, aprobado con fecha 16 de noviembre de 2006 por el comité de licitación, constituido según establece el artículo 87 del DFL Nº 4. Las materias que abarcó el informe técnico de la Comisión fueron las siguientes: a) Las instalaciones existentes que integran el sistema troncal, el área de influencia común y el valor anual de

transmisión por tramo, AVI del tramo, y el COMA de dichas instalaciones con sus fórmulas de indexación para cada uno de los siguientes cuatro años;

b) La identificación de las obras de ampliación de transmisión troncal cuyo inicio de construcción se proyecte conforme al estudio para cada escenario posible de expansión del sistema de transmisión, y sus respectivos AVI y COMA por tramo referenciales, de acuerdo a la fecha de entrada en operación, dentro del cuatrienio tarifario inmediato, con la o las respectivas empresas de transmisión troncal responsables de su construcción;

c) Si correspondiere, la identificación de proyectos de nuevas líneas y subestaciones troncales con sus respectivos VI y COMA referenciales y fechas de inicio de operación y de construcción, recomendados por el estudio de transmisión troncal;

d) Los criterios y rangos bajo los cuales se mantienen válidos los supuestos del estudio; y e) La respuesta fundada de la Comisión a las observaciones planteadas. El artículo 99 del DFL Nº 4 establece que anualmente la Dirección de Peajes del CDEC debe analizar la consistencia de las instalaciones de desarrollo y expansión del sistema troncal, contenidas en las letras b) y c) del informe técnico señalado, con los desarrollos efectivos en materia de inversión en generación eléctrica, interconexiones y la evolución de la demanda, considerando los escenarios y supuestos previstos en la letra d) del referido informe. Luego, la Dirección de Peajes debe emitir una propuesta a la Comisión que debe enviarse dentro de los treinta días siguientes a la recepción de la comunicación del informe técnico de la Comisión, y antes del 31 de octubre para los demás años del cuatrienio respectivo. En conformidad con lo anterior, con fecha 2 de noviembre de 2009 la Comisión recibió1 la propuesta de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC, la cual fue complementada2 con fecha 18 de Noviembre. Conforme lo establecido por el mismo artículo, una vez recibida dicha propuesta, dentro de treinta días la Comisión deberá presentar el plan de expansión para los doce meses siguientes.

1 Mediante carta DP N° 709/2009, de fecha 30 de octubre de 2009. 2 Publicación sitio web CDEC-SIC, informe “Cálculo de Valores de Inversión Ampliaciones 2009”, de fecha 18 de noviembre de 2009.



1.1 Resumen Ejecutivo El objetivo principal del presente informe consiste en presentar el Plan de Expansión del sistema de transmisión troncal del Sistema Interconectado Central (SIC), para los doce meses siguientes, dando así cumplimiento a lo establecido en el artículo 99 del DFL Nº 4. Para el sistema troncal perteneciente al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) no se presentan recomendaciones de expansión, por lo tanto no se ha incluido en el presente informe. El Plan de Expansión presentado se basa en la propuesta de la Dirección de Peajes, la cual ha sido complementada con el informe “Cálculo de Valores de Inversión Ampliaciones 2009”, elaborado por Reich Ingeniería Ltda. Sin perjuicio de lo anterior, esta Comisión ha realizado sus propios análisis, basados en la metodología, antecedentes y criterios presentados durante el desarrollo del presente documento. El Plan de Expansión señalado contiene un total de 6 obras de ampliación, cuya inversión asciende a un total aproximado de 51,4 millones de US$. Se estima que las obras contenidas en el presente Plan de Expansión iniciarán su construcción antes del mes de enero de 2011, y su puesta en servicio se llevará a cabo, a más tardar, durante el primer semestre de 2014, dependiendo de la envergadura del proyecto.



2 PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA TRONCAL PARA LOS PRÓXIMOS DOCE MESES

2.1 Obras de Ampliación El siguiente cuadro presenta las obras de ampliación de instalaciones existentes, contenidas en el Plan de Expansión del sistema de transmisión troncal del SIC para los próximos doce meses, siendo Transelec S. A. la empresa responsable de realizarlas. Dicho plan contiene las obras que deben dar inicio de manera inmediata a su construcción.

Tabla 1: Plan de Expansión Sistema Troncal SIC – Obras de Ampliación

VI COMA N° Fecha Estimada

de Puesta en Servicio3

Proyecto US$ US$/año

1 Junio-2012 Ampliación S/E Alto Jahuel 5.837.300 175.119

2 Junio-2012 Ampliación S/E Ancoa 9.942.600 298.278

3 Enero-2013 Redundancia de Equipos MAIS 1.200.000 36.000

4 Abril-2013 Cambio Interruptores S/E Charrúa 220 kV 2.317.000 69.510

5 Julio-2012 Cambio Interruptor S/E Ancoa 220 kV 1.737.000 52.100

6 Junio-2013 Banco Autotransformador S/E Charrúa 500/220 kV, 750 MVA 30.330.600 909.918

2.2 Fórmulas de Indexación Las fórmulas de indexación aplicables a los VI y COMA de los proyectos contenidos en el Plan de Expansión son las siguientes:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++

⋅⋅+⋅⋅⋅=0

k

0

kn

k

0

0

knn,0kn, Ta1

Ta1CPICPIβ

DOLDOL

IPCIPCαVIVI

k

0

0

kn,0kn, DOL

DOLIPCIPCCOMACOMA ⋅⋅=

Donde, para todas las fórmulas anteriores: VIn,k :Valor del V.I. de la obra de ampliación n para el mes k. IPCk :Valor del Índice de Precios al Consumidor en el segundo mes anterior al mes k, publicado por el Instituto

Nacional de Estadísticas (INE).

3 Esta fecha considera inicio de construcción en enero de 2011. La fecha efectiva de puesta en servicio dependerá de la fecha de publicación del correspondiente Decreto de expansión, así como del plazo de construcción de cada obra.



DOLk :Promedio del Precio Dólar Observado, en el segundo mes anterior al mes k, publicado por el Banco Central de Chile.

CPIk :Valor del índice Consumer Price Index (All Urban Consumers), en el segundo mes anterior al mes k, publicado por el Bureau of Labor Statistics (BLS) del Gobierno de los Estados Unidos de América (Código BLS: CUUR0000SA0)

Tak :Tasa de Derechos Arancelarios, aplicables a la importación de bienes de capital, vigente en el último día del segundo mes anterior al mes k Los valores base para los índices antes definidos, corresponden a los que a continuación se indican

Tabla 2: Valor Base Índices

Y donde los coeficientes α y β de la fórmula señalada, para las obras de ampliación son los siguientes:

Tabla 3: Coeficientes Indexación Ampliaciones

Nº Ampliación α β

1 Ampliación S/E Alto Jahuel 0,252 0,748

2 Ampliación S/E Ancoa 0,252 0,748

3 Redundancia de Equipos MAIS 0,0000 1,0000

4 Cambio Interruptores S/E Charrúa 220 kV 0,0000 1,0000

5 Cambio Interruptor S/E Ancoa 220 kV 0,0000 1,0000

6 Banco Autotransformador S/E Charrúa 500/220 kV, 750 MVA 0,252 0,748

2.3 Características Técnicas de los Proyectos

2.3.1 Ampliación S/E Alto Jahuel

2.3.1.1 Descripción general y ubicación de la obra

Esta obra, resulta necesaria para la conexión de la nueva línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV: primer circuito, actualmente adjudicada para su construcción y explotación, y consiste en la extensión de la barra y la malla de puesta a tierra de la S/E Alto Jahuel, para preparar la conexión de 2 nuevos paños de línea en 500 kV., incluyendo el espacio suficiente para la instalación de un interruptor seccionador de barra.

Índice Valor Base Mes

IPC0 98,41 Agosto de 2009

DOL0 546,88 Agosto de 2009

CPI0 215,834 Agosto de 2009

Ta0 0,06 Agosto de 2009



2.3.1.2 Equipos de alta Tensión

Los equipos serán especificados de acuerdo al nivel de aislamiento, nivel de cortocircuito grado de contaminación, tipo de servicio y su instalación. Las características se establecerán en el nivel de ingeniería básica según sean las exigencias del sistema en este nudo

2.3.1.3 Entrada en Operación

El Proyecto deberá ser construido y entrar en operación, a más tardar, dentro de los 18 meses siguientes a la fecha de adjudicación de la licitación respectiva.

2.3.1.4 Valor de inversión y costo de operación, mantenimiento y administración referenciales.

El V.I. referencial del Proyecto, es de 5,8 millones de dólares, moneda de los Estados Unidos de América. El COMA referencial, se establece en 175,1 mil dólares (3% del V.I. referencial), moneda de los Estados Unidos de América.

2.3.2 Ampliación S/E Ancoa


Esta obra, resulta necesaria para la conexión de la nueva línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV: primer circuito, actualmente adjudicada para su construcción y explotación, y consiste en la extensión de la barra y la malla de puesta a tierra de la S/E Ancoa, para preparar la conexión de 4 nuevos paños en 500 kV., e incluye espacio suficiente para la instalación de un interruptor seccionador de barra.


Los equipos serán especificados de acuerdo al nivel de aislamiento, nivel de cortocircuito, grado de contaminación, tipo de servicio y su instalación. Las características se establecerán en el nivel de ingeniería básica según sean las exigencias del sistema en este nudo.







2.3.3 Redundancia de Equipos MAIS


El Proyecto consiste en la aplicación de redundancia de sistemas de protección especiales (SPS), destinados a asegurar la estabilidad de tensión mediante la maniobra (conexión/desconexión) automática de inductancias de alta tensión (en 500 y 220 kV) entre Charrúa, Ancoa, Alto jahuel y Polpaico. Dichos dispositivos SPS corresponden a equipos MAIS.



2.3.3.3 Valor de inversión y costo de operación, mantenimiento y administración referenciales


2.3.4 Cambio Interruptores S/E Charrúa 220 kV


Este proyecto consiste en el reemplazo de los interruptores de los Paños J9 y JCE1, en la subestación Charrúa, correspondientes a la línea Charrúa – Temuco 220 kV y al condensador estático de 65 MVAr, respectivamente, por equipos de una corriente de cortocircuito mínima de 50 kA.


Los equipos serán especificados de acuerdo al nivel de aislamiento, nivel de cortocircuito, grado de contaminación, tipo de servicio y su instalación. Las características se establecerán en el nivel de ingeniería básica según sean las exigencias del sistema en este nudo.




El V.I. referencial del Proyecto, es de 2,3 millones de dólares, moneda de los Estados Unidos de América. El COMA referencial se establece en 69,5 mil dólares (3% del V.I. referencial), moneda de los Estados Unidos de América.



2.3.5 Cambio Interruptor S/E Ancoa 220 kV


Este proyecto consiste en el reemplazo del interruptor del Paño T2, en la subestación S/E Ancoa, para permitir la instalación del dispositivo de cierre sincronizado en lado de 500 kV. El equipo deberá permitir una corriente de cortocircuito mínima de 40 kA


Los equipos serán especificados de acuerdo al nivel de aislamiento, nivel de cortocircuito, grado de contaminación, tipo de servicio y su instalación. Las características se establecerán en el nivel de ingeniería básica según sean las exigencias del sistema en este nudo





2.3.6 Banco Autotransformador S/E Charrúa 500/220 kV, 750 MVA


El proyecto consiste en instalar en la S/E Charrúa un nuevo banco de 4 autotransformadores monofásicos 500/ 3 :220/ 3 kV de 750 MVA totales, junto con los respectivos paños de transformación en 500 kV y 220 kV.


Los equipos serán especificados de acuerdo al nivel de aislamiento, nivel de cortocircuito, grado de contaminación, tipo de servicio y su instalación. Las características se establecerán en el nivel de ingeniería básica según sean las exigencias del sistema en este nudo







3 ANTECEDENTES PRINCIPALES

El Plan de Expansión presentado se basa en la propuesta de la Dirección de Peajes, y considera, principalmente, los informes y estudios señalados a continuación:

a) Informe Final del "Estudio de Transmisión Troncal para Escenarios de Expansión de la Generación y de Interconexiones con Otros Sistemas Eléctricos", elaborado por Synex- Electronet–Cesi y aprobado el 16 de noviembre de 2006 por el Comité de Licitación del Estudio Troncal.

b) "Informe Técnico para la determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal. Cuadrienio 2007-2011", elaborado por la Comisión y aprobado mediante Resolución Exenta Nº 158 de fecha 15 de marzo de 2007.

c) “Propuesta de Desarrollo y Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Año 2009”, Dirección de Peajes CDEC-SIC, Carta D.P. N° 709/2009, de fecha 30 de octubre de 2009.

d) Informe “Cálculo de Valores de Inversión Ampliaciones 2009”, sitio web CDEC-SIC, actualización de fecha 18 de noviembre de 2008.

e) Informe “Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SIC, Obras que deben iniciar su construcción en el periodo 2010-2011”, elaborado por Transelec S. A., abril de 2009.

f) Minuta ODP N°18/2009, “Estudio complementario de los proyectos propuestos por Transelec para la Revisión del Plan de expansión del Sistema de Transmisión Troncal”, elaborada por Transelec S. A., agosto de 2009.

g) “Fijación de Precios de Nudo Octubre de 2009 - Sistema Interconectado Central (SIC)”, Informe Técnico Definitivo, elaborado por la Comisión, Octubre de 2009.

Sin perjuicio de lo anterior, esta Comisión ha realizado sus propios análisis, basados en la metodología, antecedentes y criterios presentados a continuación.

3.1 Plazos de Construcción El desarrollo de expansiones del sistema de transmisión troncal está conformado por una serie de etapas, siendo estas de estudios, diseño, administrativas y de construcción. El tiempo requerido por cada una de estas etapas es particular del proyecto en consideración, pero estimaciones preliminares son necesarias para definir las fechas más tentativas de la puesta en servicio de los proyectos. En base a los informes de referencia, se ha considerado los siguientes plazos como referenciales:

• Obras de construcción de líneas de transmisión: 36 meses. • Obras mayores en subestaciones: 24 meses. • Obras menores en subestaciones: 18 meses.

Los plazos señalados son contados desde la adjudicación del proyecto, e incluyen los estudios ingeniería e impacto ambiental, tramitación ambiental, y tramitación de concesiones y servidumbres. No obstante lo anterior,



para algunos de los proyectos evaluados se han determinado plazos de construcción distintos a los referenciales indicados. Se ha definido la recomendación de obras cuya construcción se debe iniciar a más tardar durante el primer semestre del año 2011, es decir, cuya puesta en servicio se requiera hasta el primer semestre del año 2014. Se estima que las obras recomendadas en el presente Plan de Expansión, iniciarán su construcción antes del mes de enero de 2011.

3.2 Presupuestos de Obras Recomendadas Se han considerado los presupuestos definidos por la Dirección de Peajes para el análisis económico de los proyectos de obras evaluadas en su propuesta.



4 CRITERIOS Y DEFINICIONES METODOLÓGICAS 4.1 Principales Aspectos Metodológicos de Planificación del Sistema Troncal Considerando como base el plan de obras de generación del Informe Técnico Definitivo de la fijación de precios de nudo de octubre de 2009, se ha realizado el proceso de adecuación y definición de la expansión del sistema de transmisión troncal, cuyas etapas se describen a continuación.

4.1.1 Definición de un Plan Base de Transmisión Antes de comenzar con el proceso iterativo de búsqueda de un plan óptimo de transmisión troncal, se determinó un Plan Base de Transmisión sobre el cual analizar los distintos tramos que lo conforman, tanto del punto de vista operacional como del económico. La determinación del plan señalado se realizó mediante la adecuación del plan de obras de transmisión definido por la Comisión en el Informe Técnico Definitivo de la fijación de precios de nudo de octubre de 2009, utilizando criterios de suficiencia y económicos preliminares. Una vez obtenido el Plan Base de Transmisión, se realizó un proceso iterativo para determinar el plan óptimo de transmisión troncal, el cual comienza con la simulación de la operación del sistema, obteniendo así las condiciones de operación para cada etapa del período de análisis, correspondientes a las 51 hidrologías y los dos (cinco bloques para el período 2013-2016) bloques mensuales de demanda considerados. Con la información obtenida se procede a realizar el primer diagnóstico de suficiencia del sistema.

4.1.2 Diagnóstico de Suficiencia. Para cada uno de los tramos que conforman el Plan Base de Transmisión, se obtienen las probabilidades de excedencia mensuales correspondientes a las condiciones de operación mencionadas anteriormente. Para un mes cualquiera, que una condición de operación asociada a un flujo X tenga una probabilidad de excedencia y% significa que dicho flujo X puede ser sobrepasado con una probabilidad de y%, es decir P(x > X) = y%, donde x corresponde a una variable que representa el universo considerado, es decir, la totalidad de las condiciones de operación en cada mes. Las probabilidades de excedencia mensuales utilizadas para el análisis corresponden a 0%, 20%, 80% y 100%. De esta manera, se obtienen trayectorias de flujos mensuales que tienen en común una probabilidad de excedencia determinada, sin que necesariamente correspondan a una secuencia temporal resultante de la simulación. Con las probabilidades de excedencia consideradas, se obtienen flujos representativos que abarcan todas las condiciones de operación, con lo cual se realiza el primer diagnóstico correspondiente a la suficiencia del tramo. La información obtenida de las probabilidades de excedencia permite observar si los tramos presentan saturación, y de ser así, cuan prolongadas en el tiempo son dichas saturaciones. Por otra parte, permiten tener una noción de la dispersión que presentan los flujos que transitan por el tramo, lo cual da una idea de la profundidad de las saturaciones, ya que si el tramo presenta saturaciones y la dispersión de los flujos es baja, se deduce que en un porcentaje importante de las condiciones de operación el tramo estará saturado, y por el contrario, cuando la dispersión de los flujos es considerable, sólo en algunas condiciones de operación se presentarán saturaciones. Si un tramo presenta saturación durante períodos considerables de tiempo, éste deberá ser analizado con mayor detalle, transformándose en candidato a ser ampliado.



4.1.3 Análisis de Pérdidas. El segundo diagnóstico realizado a cada tramo tiene relación con el nivel de pérdidas que se presentan. Para cada tramo, se calculó el porcentaje de pérdidas con relación al total de energía transitada por dicho tramo en cada período, de esta manera se obtiene una primera aproximación de cómo opera el tramo sin ampliación. si el porcentaje de pérdidas para un tramo supera el 5%, este último se somete a un análisis más detallado. Después de obtener el porcentaje de pérdidas en el tramo, se calculó las pérdidas de transmisión valorizadas al costo marginal de la barra emisora para cada condición de operación, para luego obtener el valor esperado de las pérdidas anuales por el tramo. La valorización de las pérdidas entrega una referencia para una primera comparación con el AVI+COMA del tramo.

4.1.4 Diagnóstico de Ingresos Tarifarios Se analiza el valor esperado de los ingresos tarifarios para cada tramo del sistema, de esta manera se analizan con mayor detalle los tramos que presentan valores altos de dichos ingresos, ya que esto da cuenta de posibles saturaciones, creando desacoples económicos con la consecuente pérdida de eficiencia en la operación. De presentarse valores elevados de ingresos tarifarios, el tramo analizado se convierte en candidato a ser ampliado.

4.1.5 Diferencia de Costos de Operación y Falla Luego de la etapa de diagnóstico, para cada uno de los tramos candidatos a ser ampliados se definen los posibles proyectos de ampliación y se realizan simulaciones de la operación del sistema, considerando para cada tramo tanto el caso sin proyecto como el con proyecto. Con los resultados de las simulaciones, para cada mes se obtienen las diferencias de los costos esperados de operación y falla entre el caso sin proyecto y el con proyecto, de manera de disponer del ahorro de dichos costos en caso de realizar el proyecto.

4.1.6 Fecha Óptima de Puesta en Servicio Se lleva a cabo la búsqueda del mes óptimo de implementación del proyecto, a través de aproximaciones sucesivas, la cual da como resultado una solución mejor que definir la puesta en servicio del proyecto con resolución anual. Con los valores de ahorros de costos de operación y falla mensuales se procede a calcular el beneficio mensual, incluyendo la inversión que implica llevar a cabo el proyecto. Para dicho fin se utiliza el AVI+COMA del proyecto de ampliación en cada uno de los años del período de análisis, donde el valor presente de dichos valores equivale al valor de la inversión menos el valor presente del valor residual del proyecto, representado como un flujo positivo en el último año del período de análisis. Cada AVI+COMA es considerado como un flujo al final del año, el cual se descompone en 12 mensualidades utilizando una tasa mensual consistente con la tasa del 10% anual, de manera de poder comparar las diferencias mensuales de costo de operación y falla con las mensualidades del AVI+COMA. Con esto se obtiene el “beneficio mensual” del proyecto para cada mes desde la fecha de puesta en marcha del proyecto, calculado como la diferencia entre el ahorro de costos que implica llevar a cabo el proyecto, menos la mensualidad de la inversión antes calculada. Se calcula el Valor Actual Neto (VAN) de los beneficios mensuales, actualizado al comienzo del período, considerando una secuencia de fechas de ingreso del proyecto entre el mes en cuestión y el último mes del período de análisis, obteniéndose de esta manera una secuencia de VAN. Si existe algún valor positivo dentro de la secuencia de VAN significa que el proyecto es rentable si se implementa en la fecha correspondiente a dicho VAN. De esta manera, se escoge como fecha de implementación del proyecto la que presenta como VAN asociado el de mayor valor de la secuencia.



4.2 Metodología de Análisis de Sistemas Eléctricos

4.2.1 Introducción y Objetivos Esta etapa de análisis de sistemas eléctricos, consiste en evaluar desde un punto de vista operacional el comportamiento estático y dinámico del sistema de transmisión troncal del SIC, y su desarrollo futuro. El análisis técnico se centra en el periodo 2014-2016, particularmente en el 2014, por cuanto las nuevas obras de transmisión propuestas requieren que su construcción se inicie durante los próximos 12 meses. La evaluación citada busca que la expansión del sistema troncal, propuesta durante la etapa de diagnóstico de suficiencia, cumpla en lo general con las exigencias pertinentes establecidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (en adelante NT de SyCS). Este análisis se enmarca dentro del desempeño mínimo establecido por la NT de SyCS aplicable al SIC. De esta forma, los estudios que se realizan y presentan se enfocan en análisis de naturaleza estática vía flujos de potencia, y, de ser necesario, de naturaleza dinámica a través de simulaciones de estabilidad en el tiempo. Se busca con las evaluaciones estáticas verificar que el sistema troncal, tanto bajo operación N (sistema con todos sus elementos disponibles) como N-1 (un elemento fuera de servicio), mantenga sus principales variables dentro de la normativa, tal como lo exige la NT de SyCS. Los estudios dinámicos sólo se llevaran a cabo según sean los resultados de los estudios de flujo de potencia. El análisis de los flujos de potencia y los niveles de tensión del SIC, se refiere a una evaluación de régimen permanente, de naturaleza estática, donde las variables claves a evaluar corresponden a niveles de tensión, flujos de potencia activa/reactiva y estado de operación de las unidades generadoras. Tal cual se presenta posteriormente, estos estudios se efectúan para escenarios operacionales críticos demanda-despacho-topología, los cuales se han obtenido de una evaluación de suficiencia llevada a cabo previamente, a objeto de identificar máximas exigencias para el sistema troncal. Las siguientes secciones detallan los estudios realizados, los supuestos involucrados y los resultados alcanzados.

4.2.2 Esquema Metodológico Las evaluaciones que se realizan del sistema troncal deben ceñirse a las disposiciones y exigencias establecidas en la NT de SyCS. En este sentido, se ha de verificar el correcto cumplimiento de los estándares operacionales definidos por dicha norma, en especial los estándares establecidos en el Capítulo N° 5 de ésta. De esta manera, la metodología contempla analizar el sistema de transmisión troncal con su desarrollo propuesto en el periodo de estudio, según las exigencias que la NT de SyCS. Ahora bien, dada la magnitud y alcance de las exigencias establecidas en la NT de SyCS y las características de planificación del presente Plan de Expansión (evaluación de largo plazo del sistema), se requiere necesariamente realizar algunas simplificaciones o supuestos, para abordar el objetivo de evaluación de las alternativas de transmisión. Dentro de las principales simplificaciones se encuentran aquellas relativas a exigencias de protección de detalle planteadas en la NT de SyCS, como también aquellas exigencias sobre las cuales aún no existe un procedimiento específico de parte de la DO, los procedimientos respectivos que no están directamente relacionados con la temática del proyecto, las capacidades máximas de los elementos de transporte y las relativas al sistema de subtransmisión que se vea afectado directamente. En este sentido, se modela y analiza la totalidad del sistema troncal del SIC, pero no las instalaciones de subtransmisión, salvo aquellas que incluyan centrales generadoras, esto último para considerar de manera correcta la inyección de cada central. En la zona metropolitana, el sistema que no pertenece al troncal se modela hasta donde se estime pertinente para incluir el efecto de las generaciones del área. La metodología considera realizar simulaciones estáticas del SIC, según el marco de desempeño establecido en la NT de SyCS, acotado, esencialmente, a los siguientes aspectos:



• Verificación de los límites de transporte en líneas del SIC, externas al proyecto, según exigencias de la NT y los límites determinados por el CDEC-SIC anualmente en el Estudio de Límites de Transmisión, que la NT de SyCS establece.

• Verificación del nivel de cumplimiento y verificación de los rangos operacionales para la tensión en barras del SIC.

• Verificación de límites de capacidad de los generadores. Los aspectos indicados son aplicados de manera pertinente, a través de la verificación de variables de diseño u operación acorde con la NT de SyCS, tal que guarden relación directa con el objetivo del estudio. Uno de los aspectos de mayor relevancia por evaluar se refiere a la aplicación del criterio de seguridad N-1 al sistema de transporte, para lo cual se han considerado los supuestos que actualmente son empleados en el SIC. En resumen, las siguientes son las principales actividades desarrolladas:

• Revisión y actualización de antecedentes: incluye análisis de información técnica, su configuración topológica, con la incorporación de los planes de obras de transmisión y generación previamente elaborados, cubriendo todo el periodo entre 2009 y 2018, aunque el énfasis de los estudios de SyCS se concentra en 2014-2016.

• Formación de escenarios operacionales críticos en el simulador Power Factory. Lo anterior involucra la desagregación por barras de la demanda y el despacho óptimo asociado.

• Simulación estática de los escenarios operacionales, evaluando los estudios eléctricos mencionados, donde el énfasis se da en el impacto que provoca la interconexión de las nuevas instalaciones. Se busca que cada uno de los escenarios presente pleno cumplimiento de las disposiciones operacionales pertinentes establecidas en la NT de SyCS.

• Análisis y verificación de resultados logrados, incluyendo, en los casos que corresponda, medidas correctivas cuando se detecten condiciones de operación fuera del estándar permitido.



4.3 Escenario Base A continuación se describen las principales definiciones respecto al Escenario Base utilizado para el desarrollo del Plan de Expansión.

4.3.1 Plan de Obras de Generación El plan de obras de generación utilizado corresponde al definido por la Comisión en el Informe Técnico Definitivo de la fijación de precios de nudo de octubre de 2009.

4.3.2 Instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal La referencia respecto de las instalaciones existentes y en construcción para la revisión de la expansión del sistema de transmisión troncal, están determinadas por el “Informe Técnico para la determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal, cuadrienio 2007-2011” (Res. Ex. CNE N°158, del 15 de marzo de 2007), junto con lo establecido en el Decreto N°282, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, del 10 de septiembre de 2007, que fija el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SIC para el periodo 2007-2008, modificado por el Decreto N°312 del 31 de octubre de 2007, del mismo Ministerio. De esta forma, el plan de obras considerado como base para el sistema de transmisión troncal del SIC, se clasifica por sus diversas etapas de concreción: proyectos de obras actualmente en construcción, obras adjudicadas del Decreto N° 282 que se encuentran en diversas etapas de construcción pero con fecha de puesta en servicio comprometida, y obras fijadas en el decreto señalado pero que aún no inician su construcción, dado que sus licitaciones fueron declaradas desiertas. Sin perjuicio de lo anterior, se actualizaron las fechas de entrada de los proyectos señalados, en consideración a la situación de avance de los mismos.

Tabla 4: Instalaciones Sistema de Transmisión con fecha comprometida.

N° Obras actualmente en construcción y/o adjudicadas Tensión kV Capacidad Fecha entrada

1 Nueva línea Charrúa - Cautín (2x220kV) 220 2x500MVA Dic-2009

2 Línea Alto Jahuel - El Rodeo - Chena (circuito 1, estructura 2x220kV) 220 1x260MVA Dic-2009

3 Entrada S/E seccionadora Nogales 220kV 220 Oct-2009

5 Reemplazo conductor Alto Jahuel - Chena (circuito 1) 220 400MVA Ene-2010

6 Nueva línea Nogales - Polpaico (estructuras 2x220 transformable 1x500) 220 2x1500MVA Abr-2010

7 Reemplazo conductor Alto Jahuel - Chena (circuito 2) 220 400MVA Jul-2010

8 Línea Alto Jahuel - El Rodeo - Chena (circuito 2, estructura 2x220kV) 220 260MVA Jul-2010

9 Bancos de Condensadores 50 MVAr en S/E Alto Jahuel y Cerro Navia Nov-2010

10 Segundo autotransformador S/E Polpaico 500/220/66 750/750/150MVA Feb-2011

11 Reemplazo conductores tramo Cerro Navia - Chena (dos circuitos) 220 2x400MVA Abr-2011

12 Seccionamiento en Alto Jahuel, tramo Ancoa - Polpaico 500 1400MVA Ene-2012

13 Transformadores desfasadores tramo Polpaico - Cerro Navia 220 350MVA Abr-2012

14 Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV: primer circuito 500 1400 May-2013



N° Refuerzo sistema Alto Jahuel - Itahue 154kV Tensión kV Capacidad Fecha entrada

15 Creación subestación seccionadora Punta de cortes de barra simple 154 Jun-2011

16 Cambio conductor de los dos circuitos tramo Tuniche - San Fernando

2x154kV (cond. Greeley) 154 198 MVA Jun-2011

4.3.3 Demanda La demanda utilizada en el estudio correspondió a la contenida en el Informe Técnico Definitivo de la fijación de precios de nudo de octubre de 2009, desde el punto de vista geográfico como temporal. Sin embargo, se modelaron 5 bloques para los años 2013, 2014, 2015 y 2016, dos bloques para los periodos entre 2009 y 2012, junto con el periodo final de años de análisis, 2017-2018.

4.3.4 Precios de combustibles Se utilizó los precios de combustibles de las centrales térmicas existentes y del plan de obras presentados en el Informe Técnico Definitivo de la fijación de precios de nudo de octubre de 2009.

4.3.5 Modelación de Parques Eólicos La modelación de parques eólicos, se basó en un proceso que incorpora un análisis estadístico de los datos históricos y asignación del registro histórico con los proyectos concebidos en el plan de obras utilizado. Posteriormente se ajustaron los modelos matemáticos representativos que permiten generar datos de propiedades estadísticas similares a los datos históricos asociados al proyecto. La generación de datos con modelos matemáticos permite generar simulaciones en modelos de planificación como el Ose2000, permitiendo evaluar su comportamiento en el mediano y largo plazo. Los datos de generación eólica son ordenados conforme a la posición de los datos de demanda y clasificación correspondiente. La modelación de la demanda ha sido considerada en cinco bloques para los años más relevantes del análisis y en dos bloques para los demás años del estudio. Luego de ordenar los vientos, de acuerdo con el orden y clasificación de la demanda, son suministrados al modelo de despacho Ose2000 para ser considerados en la matriz base de generación eléctrica existente.



5 DESARROLLO DE LOS ANÁLISIS Y PRINCIPALES RESULTADOS

5.1 Análisis de los Proyectos de Expansión A continuación se presenta el análisis de los proyectos de expansión, el que abarca un diagnóstico de la suficiencia por tramo, considerando las condiciones de operación determinadas y las pérdidas de las líneas; asimismo, se analiza económicamente a través de la valorización de pérdidas, ingresos tarifarios y la comparación de los costos de operación y falla, con y sin los proyectos evaluados. Las tablas presentadas en las evaluaciones económicas consideran años hidrológicos4.

5.1.1 Banco Autotransformador S/E Charrúa 500/220 kV, 750 MVA. La siguiente figura ilustra el diagnóstico preliminar de las condiciones de operación a través de un gráfico con las probabilidades de excedencia del tramo de transformación en Charrúa de 500/220 kV.

‐1500

‐1000

‐500

0

500

1000

1500

2009

‐Oct

2010

‐Abr

2010

‐Oct

2011

‐Abr

2011

‐Oct

2012

‐Abr

2012

‐Oct

2013

‐Abr

2013

‐Oct

2014

‐Abr

2014

‐Oct

2015

‐Abr

2015

‐Oct

2016

‐Abr

2016

‐Oct

2017

‐Abr

2017

‐Oct

2018

‐Abr

2018

‐Oct

MW

Charrua 220‐>Charrua 500

0 20 80 100 Max Min

Figura 1: Probabilidades de Excedencia Transformación Charrúa 500/220 kV (Sin Proyecto).

4 Los años hidrológicos comprenden desde abril hasta marzo del siguiente año cronológico.



Se observa que el tramo presenta saturaciones en todo el período anterior a la ampliación propuesta, para aproximadamente un 20% de las condiciones de operación, por lo que se realizó un análisis económico más detallado. El siguiente cuadro muestra la valorización de pérdidas e ingresos tarifarios del tramo con y sin proyecto.

Tabla 5: Valorización de pérdidas e Ingresos Tarifarios Tramo Transformación Charrúa 500/220 kV.

Valores en MMUS$ VA (Abr-2010) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Pérdidas 3,17 0,32 0,49 0,41 0,6 0,62 0,72 0,69 0,7 0,68 Sin Proyecto

IT 245,01 0,85 17,75 18,7 53,25 49,41 76,12 66,22 87,39 72,52

Pérdidas 2,73 0,32 0,49 0,37 0,48 0,50 0,58 0,55 0,57 0,55 Con Proyecto

IT 30,37 0,85 17,75 17,48 0,50 0,50 0,59 0,56 0,59 0,56

Pérdidas 0,44 - - 0,04 0,12 0,12 0,14 0,14 0,13 0,13 Diferencia

IT 214,65 - - 1,22 52,75 48,91 75,53 65,66 86,80 71,96

Se puede observar en la tabla que las pérdidas en el caso con proyecto disminuyen, esto debido a que la disminución de la impedancia del tramo fue proporcionalmente mayor que el aumento de los flujos del tramo. La diferencia de ingresos tarifarios entre los casos con y sin proyecto son de una magnitud considerable, lo que da cuenta de saturaciones y consecuentes desacoples económicos en el tramo de transformación, lo que deriva en una operación subóptima del sistema. La siguiente tabla presenta la evaluación del beneficio sobre el costo de operación y falla frente a los AVI+COMA del proyecto de instalar un tercer transformador 500/220 kV de 750 MVA en la S/E Charrúa.

Tabla 6: Evaluación Tercer Transformador Charrúa 500/220 kV. Año Ahorro Costos AVI+COMA 2010 0 0 2011 0 0 2012 0 0 2013 6,92 4,01 2014 8,14 4,01 2015 11,74 4,01 2016 8,51 4,01 2017 14,38 4,01 2018 15,06 4,01

VAN (Abr-10) 33,88 13,85 Beneficio 20,03

Se observa que el Beneficio Neto del proyecto es positivo, con un valor de 20,03 millones de US$ para la rentabilidad exigida del 10%. La siguiente figura ilustra el diagnóstico de las condiciones de operación a través de un gráfico de las probabilidades de excedencia del tramo de transformación en Charrúa de 500/220 kV, con el proyecto de ampliación propuesto.



‐2500

‐2000

‐1500

‐1000

‐500

0

500

1000

1500

2000

2500

2009

‐Oct

2010

‐Abr

2010

‐Oct

2011

‐Abr

2011

‐Oct

2012

‐Abr

2012

‐Oct

2013

‐Abr

2013

‐Oct

2014

‐Abr

2014

‐Oct

2015

‐Abr

2015

‐Oct

2016

‐Abr

2016

‐Oct

2017

‐Abr

2017

‐Oct

2018

‐Abr

2018

‐Oct

MW

Charrua 220‐>Charrua 500

0 20 80 100 Max Min

Figura 2: Probabilidades de Excedencia Transformación Charrúa 500/220 kV (Con Proyecto).

De los análisis anteriores se concluye la recomendación para este periodo del proyecto tercer transformador 500/220 kV de 750 MVA en la S/E Charrúa, cuya puesta en servicio óptima se determinó para abril del año 2013. Por lo tanto, considerando los tiempos de ejecución del proceso de licitación e inicio de la construcción se estima la puesta en servicio para el primer semestre del año 2013.

5.1.2 Obras necesarias para conexión de futura Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV: primer circuito

Las siguientes obras son recomendadas debido a la necesidad de ampliación de las subestaciones Alto Jahuel y Ancoa, para la conexión de la línea nueva Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV: primer circuito, actualmente adjudicada para su construcción y explotación. Los proyectos asociados son los siguientes:

- Ampliación S/E Alto Jahuel - Ampliación S/E Ancoa

Los proyectos consisten en la extensión de la barra de 500 kV y la malla de puesta a tierra de cada una de las subestaciones. Se estima que la línea señalada entrará en operación alrededor del mes de mayo de 2013, por lo que los proyectos mencionados deben estar operativos con la antelación suficiente para recibir los paños de esta línea.



5.1.3 Redundancia de Equipos MAIS Se estima adecuado realizar una ampliación del sistema MAIS existente en el SIC. En efecto, con dicha medida se logra un mejor control de las transferencias (con tensiones apropiadas) mediante la inyección y absorción de potencia reactiva frente a contingencias que impacten la red de transmisión. La manera de controlar el equipamiento de gestión de potencia reactiva existente en el Sistema Troncal (reactores y condensadores shunt) a través de una ampliación del esquema MAIS existente, es absolutamente razonable desde un punto de vista técnico, representando un mejor aprovechamiento de los recursos existentes y futuros.

5.1.4 Reemplazo de Interruptores en S/E Charrúa y S/E Ancoa De acuerdo a los análisis presentados por la DP en su propuesta, se ha determinado que los interruptores de S/E Charrúa 52J9 y 52CE1, correspondientes a la línea 220 kV Charrúa - Temuco y al condensador estático de 65 MVAR, respectivamente, ven sobrepasada su capacidad de ruptura a partir del año 2011, por lo que se considera recomendable su reemplazo inmediato. Asimismo, se ha considerado el reemplazo del interruptor del paño T2 de la subestación Ancoa, para permitir la instalación de dispositivo de cierre sincronizado en lado de 500 kV.

5.2 Análisis de Proyectos No Recomendados En la siguiente sección se presentan aquellos proyectos analizados los cuales no resultan recomendados en esta revisión de la expansión del Sistema de Transmisión Troncal.

5.2.1 Línea Loncoche – Cautín 2x220 kV De acuerdo a los antecedentes presentados por la DP en su propuesta, se realizó la evaluación económica de un nuevo circuito 2x220 kV entre las subestaciones Loncoche y Cautín, bajo el supuesto que la central de pasada Neltume entrará en operación durante noviembre de 2013, inyectando en la barra Loncoche 220k. El VI referencial del proyecto es de MMUS$ 35,16 con un COMA de MUS$ 1,83 por cada año. En la siguiente tabla se presenta la evaluación.

Tabla 7: Evaluación Línea Loncoche – Cautín 2x220 kV (MMUS$). Año Ahorro Costos AVI+COMA 2010 0 0 2011 0 0 2012 0 0 2013 0 0 2014 30,21 8,29 2015 34,60 8,29 2016 29,41 8,29 2017 35,56 8,29 2018 15,10 8,29


Como se puede observar, la evaluación económica es positiva, por lo cual este proyecto sería recomendable si se cumpliesen las hipótesis señaladas precedentemente. Sin embargo, no existe certeza de la construcción de la central Neltume, ni de su punto de inyección al sistema troncal. Asimismo, el



seccionamiento en Loncoche de la línea Cautín - Valdivia 220 kV aun no está definido, por lo cual el proyecto en evaluación queda incompleto. En virtud de lo anterior, se recomienda evaluar este proyecto en una próxima revisión anual.

5.2.2 Línea Cardones – Maitencillo 220 kV: Aumento capacidad La siguiente figura ilustra el diagnóstico preliminar de las condiciones de operación a través de un gráfico con las probabilidades de excedencia del tramo en estudio.

‐500

‐400

‐300

‐200

‐100

0

100

200

300

400

500

2009

‐Oct

2010

‐Abr

2010

‐Oct

2011

‐Abr

2011

‐Oct

2012

‐Abr

2012

‐Oct

2013

‐Abr

2013

‐Oct

2014

‐Abr

2014

‐Oct

2015

‐Abr

2015

‐Oct

2016

‐Abr

2016

‐Oct

2017

‐Abr

2017

‐Oct

2018

‐Abr

2018

‐Oct

MW

Cardones 220‐>Maitencillo 220

0 20 80 100 Max Min

Figura 3: Probabilidades Excedencia Tramo Cardones – Maitencillo 220 kV (Sin Proyecto).

Del gráfico se desprende que los flujos presentan importantes saturaciones desde el año 2014, para el sentido de Maitencillo a Cardones (de sur a norte). El siguiente cuadro muestra la valorización de pérdidas e ingresos tarifarios del tramo con y sin proyecto.

Tabla 8: Valorización de Pérdidas e Ingresos Tarifarios Cardones –Maitencillo 220 kV. Valores en MMUS$ VA (Abr-2010) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

IT 358,05 18,48 24,21 12,16 15,32 20,90 26,08 73,94 187,29 350,47 Sin Proyecto

Pérdidas 43,79 7,01 7,66 7,54 6,19 6,72 8,39 9,41 8,55 8,19

IT 120,36 18,48 24,21 12,16 13,63 7,59 9,43 14,38 41,31 67,00 Con Proyecto

Pérdidas 56,13 7,01 7,66 7,54 6,35 7,73 10,11 13,28 16,93 19,35

IT 237,70 - - - 1,69 13,31 16,65 59,56 145,98 283,47 Diferencia

Pérdidas -12,33 - - - - 0,16 - 1,00 - 1,72 - 3,87 - 8,39 - 11,15

Al realizar la ampliación se incurre en mayores pérdidas debido al aumento de flujo por la línea, sin embargo, la reducción en los IT’s es de gran magnitud, lo que se explica por lo observado en el gráfico de probabilidades de excedencia, es decir, presencia de saturaciones en un número importante de condiciones de operación.



Luego, el siguiente cuadro presenta la evaluación del beneficio sobre el costo de operación y falla frente a los AVI+COMA del proyecto propuesto, considerando un VI referencial de la obra de MMUS$ 8,58 con un COMA anual de MUS$ 137,3.

Tabla 9: Evaluación Aumento de Capacidad Tramo Cardones – Maitencillo 220 kV (MMUS$). Año Ahorro Costos AVI+COMA 2010 0 0 2011 0 0 2012 0 0 2013 0,38 0,24 2014 1,30 1,00 2015 2,40 1,00 2016 10,86 1,00 2017 35,43 1,00 2018 60,44 1,00


Se observa que el proyecto presenta un importante beneficio, con un valor de 47,4 Millones de US$. El momento óptimo del proyecto se determinó para octubre del año 2014. En la siguiente figura, se observan las probabilidades de excedencia del tramo incluyendo el proyecto propuesto.

‐800

‐600

‐400

‐200

0

200

400

600

800

2009

‐Oct

2010

‐Abr

2010

‐Oct

2011

‐Abr

2011

‐Oct

2012

‐Abr

2012

‐Oct

2013

‐Abr

2013

‐Oct

2014

‐Abr

2014

‐Oct

2015

‐Abr

2015

‐Oct

2016

‐Abr

2016

‐Oct

2017

‐Abr

2017

‐Oct

2018

‐Abr

2018

‐Oct

MW

Cardones 220‐>Maitencillo 220

0 20 80 100 Max Min

Figura 4: Probabilidades Excedencia Tramo Cardones – Maitencillo 220 kV (Con Proyecto de aumento capacidad).

En virtud de los análisis realizados, se propone evaluar en la próxima revisión anual de la expansión troncal, el proyecto de aumento de capacidad de transmisión del tramo Cardones – Maitencillo 220 kV, a través del cambio de



aislación para aumentar la altura del conductor propiedad de Transelec, cuya puesta en servicio óptima se determinó para octubre del año 2014.

5.2.3 S/E Ancoa: Nuevo Transformador 500/220 kV, 750 MVA La siguiente figura ilustra el diagnóstico preliminar de las condiciones de operación a través de un gráfico con las probabilidades de excedencia del tramo en estudio.

‐1000

‐800

‐600

‐400

‐200

0

200

400

600

800

1000

2009

‐Oct

2010

‐Abr

2010

‐Oct

2011

‐Abr

2011

‐Oct

2012

‐Abr

2012

‐Oct

2013

‐Abr

2013

‐Oct

2014

‐Abr

2014

‐Oct

2015

‐Abr

2015

‐Oct

2016

‐Abr

2016

‐Oct

2017

‐Abr

2017

‐Oct

2018

‐Abr

2018

‐Oct

MW

Ancoa 500‐>Ancoa 220

0 20 80 100 Max Min

Figura 5: Probabilidades Excedencia Tramo Ancoa 500/220 kV. (Sin Proyecto).

Se observa del gráfico anterior, que el tramo de transformación Ancoa 220/500 kV no presenta saturaciones importantes en el periodo de evaluación. En el siguiente cuadro se realiza la evaluación económica de los beneficios del proyecto consistente en la instalación de un nuevo banco autotransformador de 500/220 kV de 750 MVA, el cual tiene un VI referencial de MMUS$ 16,7 con un COMA anual de MUS$ 503,2.

Tabla 10: Evaluación Transformador Ancoa 500/220 kV (MMUS$). Año Ahorro Costos AVI+COMA 2010 0 0 2011 0 0 2012 0 0 2013 2,53 0,53 2014 0,12 2,22 2015 1,01 2,22 2016 0,94 2,22 2017 1,13 2,22



Año Ahorro Costos AVI+COMA 2018 0,23 2,22

VAN (Abr-10) 3,48 6,11 Beneficio -2,63

El resultado de la evaluación entrega un beneficio negativo, considerando la puesta en servicio de este equipo durante enero de 2014, lo que permite concluir la no recomendación del proyecto del segundo transformador Ancoa 500/220 kV. Cabe considerar que las simulaciones de la operación del SIC, incluyen la futura central Hidroeléctrica VIII Región 01 inyectando en Ancoa 220 kV desde junio del 2012.

5.2.4 Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: Primer Circuito La siguiente figura ilustra el diagnóstico preliminar de las condiciones de operación a través de un gráfico con las probabilidades de excedencia del tramo en estudio.

‐2000

‐1500

‐1000

‐500

0

500

1000

1500

2000

2009

‐Oct

2010

‐Abr

2010

‐Oct

2011

‐Abr

2011

‐Oct

2012

‐Abr

2012

‐Oct

2013

‐Abr

2013

‐Oct

2014

‐Abr

2014

‐Oct

2015

‐Abr

2015

‐Oct

2016

‐Abr

2016

‐Oct

2017

‐Abr

2017

‐Oct

2018

‐Abr

2018

‐Oct

MW

Charrua 500‐>Ancoa 500

0 20 80 100 Max Min

Figura 6: Probabilidades Excedencia Tramo Charrúa - Ancoa 500 kV. (Sin Proyecto).

En la figura anterior, se pueden observar saturaciones en el periodo de análisis, considerando los límites de capacidad utilizados por la DP en su informe de revisión de la expansión del sistema troncal del año 2009. Al respecto, se realizó la evaluación económica de la instalación de un tercer circuito a través de una línea 2x500 kV, tendiendo el primer circuito en enero del 2014, considerando un VI referencial de MMUS$ 185 con un COMA anual de MUS$ 2,96.



Tabla 11: Evaluación Nueva Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV, primer circuito (MMUS$).

Año Ahorro Costos AVI+COMA 2010 0 0 2011 0 0 2012 0 0 2013 1,11 5,22 2014 9,81 21,63 2015 11,82 21,63 2016 6,92 21,63 2017 9,45 21,63 2018 10,59 21,63


El resultado de la evaluación entrega un beneficio negativo de -33,60 millones de US$, lo que permite concluir la no recomendación en este plan de expansión del proyecto de la nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV, tendido del primer circuito.

5.2.5 Adelanto Proyecto Lo Aguirre Se realizó la evaluación económica del adelanto en dos años del llamado “Proyecto Lo Aguirre”, el cual considera la construcción de la S/E Lo Aguirre, la cual secciona la actual línea Alto jahuel – Polpaico 500 kV, junto con el tendido de una línea 2x220 kV desde Lo aguirre hasta la S/E Cerro Navia. El VI referencial de la S/E Lo Aguirre asciende a MMUS$ 59,9 con un COMA anual de MUS$ 958, mientras que la línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2X220 kV posee un VI referencial de MMUS$ 40 con un COMA anual de MMUS$ 1,23. Considerando el informe de la DP, el proyecto se ha propuesto condicionado por la inyección de los módulos hidroeléctricos asociados a proyectos de generación en la zona sur del país, que de acuerdo al Plan de Obras de la fijación de precios de nudo de octubre de 2009, se ha recomendado la puesta en servicio del primer módulo (Módulo 05 de 360 MW) para abril del año 2016. Así, la evaluación realizada adelanta para enero del año 2014 el Proyecto Lo Aguirre, cuyo resultados se observan en el siguiente cuadro.

Tabla 12: Evaluación Adelanto del Proyecto Lo Aguirre (MMUS$).

Año Ahorro Costos AVI+COMA 2010 0 0 2011 0 0 2012 0 0 2013 0 0 2014 3,90 12,45 2015 5,07 12,45 2016 -0,40 0 2017 -0,03 0 2018 0,07 0




Se obtiene un beneficio negativo al adelantar en 15 meses el Proyecto Lo Aguirre, no recomendándose para este periodo de revisión del Sistema Troncal.

5.3 Análisis de NT de SyCS A continuación se presentan los análisis técnicos eléctricos realizados, para zonas específicas según las recomendaciones de la DP.

5.3.1 Evaluación Tramo Maitencillo – Punta Colorada De acuerdo a la propuesta realizada por la DP del CDEC-SIC, el tramo del Sistema Troncal comprendido entre las SS/EE Maitencillo y Punta Colorada, verá comprometida su capacidad de transporte hacia el 2014. En efecto, según los escenarios operacionales previstos para dicho año y ante una condición de exportación de norte a sur, cada uno de los circuitos de este tramo podría llevar hasta 82,6%, situación que comprometería la seguridad y calidad de servicio frente a la pérdida de uno de ellos. Los siguientes gráficos ilustran tal situación, tanto en la instancia pre-contingencia como en la post-contingencia. Esta última para demostrar la sobrecarga no-tolerable del 59,7% en que se incurriría de no tomar acción alguna sobre el hecho.



ESTADO OPERACIONAL PRE CONTINGENCIAEVALUACIÓN TRAMO MAITENCILLO - PUNTA COLORADA 220 KV

CDEC-SIC

PowerFactory 13.2.338

Sistema COQUIMBO

Diagrama de Flujos de Carga

Project: Graphic: _02-Coquimbo Date: 12/10/2009 Annex:

Calculation of Initial ConditionsNodesLine-Line Voltage, Magnitude [kV]Voltage, Magnitude [p.u.]Voltage, Angle [deg]

BranchesActive Power [MW]Reactive Power [Mvar]Loading [%]

-207.12-95.5437.64

208.5093.7037.64

-207.12-95.5437.64

208.5093.7037.64

-0.000.000.12

0.030.000.12

3

20.04-0.0084.71

-20.040.84

84.71

0

-0.000.000.00

0.00-0.000.00

0

0

0

R. El Espino 66 kV

0.000.00

SSAA

Oliv

os

0.00

0.00

G~

G~

G~

G~

0.00-0.000.00

-0.000.000.00

0

0000

G~

G~

G~

G~

0.00-1.020.44

-0.00-0.000.44

0

0000

G~Generador Campiche

236.90115.8988.80

G~

Generador Eol_IVREG07

G~


G~Generador Eol_IVREG05

30.00-0.00

G~

Generador Ventanas_3

180.10111.5772.06


30.00-0.00

G~Generador Punta Colorada

20.04-0.00

G~Generador P_Colorada_F_Oil


30.00-0.00

G ~

G ~

G ~

G ~

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

0

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

0

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

0

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

0

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

0

I. Minera Punitaqui 66 kV

0.00

0.00

R. E

l Sau

ce 6

6 kV

0.400.12

7.481.52

37.1013.7752.32

-37.04-11.0852.32

R. San Joaquin 110 kV

31.116.32

-31.11-6.3263.96

31.296.29

63.96

0.000.00

20.04-0.8479.63

-20.042.75

79.63

0

7.91-5.3329.87

-8

R. Quereo 110 kV

3.10

0.63

120.85-28.0653.39

-117.2923.6253.39

120.85-28.0653.39

-117.2923.6253.39

58.39-1.845.69

-58.22-26.435.69

35.34-7.0015.90

-35.04-9.9515.90

127.82-37.0166.35

-124.4936.2666.35

127.82-37.0166.35

-124.4936.2666.35

R. E

l Pen

on 1

10 k

V

7.371.50

37.35-39.6123.82

-36.9930.8323.82

37.35-39.6123.82

-36.9930.8323.82

148.89-24.1364.45

-145.7525.3764.45

148.89-24.1364.45

-145.7525.3764.45

36.99-30.8320.78

-36.6819.5620.78

36.99-30.8320.78

-36.6819.5620.78

-0.00

-0.008.75

0.02-4.478.75

26.48-0.3254.27

-25.53-0.3954.27

46.283.7292.65

-45.29-3.1492.65

-25.84-3.8353.06

25.874.08

53.06

11

R. Cabildo 110 kV

21.694.40

11

19.944.05

G~Generador EOL_TOTORAL

27.44-0.00

10

-27.440.4152.55

27.44-0.0052.55

0


30.00-0.00

9

30.00-0.0057.45

-30.000.50

57.45

0


30.00-0.00

8

30.00-0.0057.45

-30.000.50

57.45

0

G~Generador ..

1.470.634.14

G~Generador ..

4.50-1.3583.54

33

8

G~Generador Canela 2

41.40-3.60

30.00-0.0057.45

-30.000.50

57.45

0

30.00-0.0057.45

-30.000.5057.45

0

0

9

41.40-3.6079.75

-41.404.55

79.75

0

0

8.95-1.1638.73

0

-6.90-13.0830.12

13

1

10

8

1

1

1

10

-26.680.3951.09

26.68-0.0051.09

0

G~Generador Canela

9.24-1.10

G~Generador MONTEREDONDO

26.68-0.00

I. Pascua Lama

87.3117.73

I. CDA Hipogeno

55.5311.28

I. Paponomo

23.144.70

10

G~Generador MontePatria

G ~Generador Punitaqui

G~

Generador Carbon_1_VR

G~Generador Carbon_2_VR

236.90115.8979.63

-236.90-91.5479.63

2

180.10111.5763.97

-180.10-95.8663.97

2

G~Generador Carbon_1_IVR

G~Generador Pan de Azucar_1

G ~

Generador Puclaro

2.68

2.00

47.7

7

283.5780.4529.81

-282.21-83.0429.81

271.5272.2425.15

-269.18-62.4425.15

R. S

alam

anca

110

kV

4.100.37

I. SSAA Quillota

0.030.01

R. Las Companias 110 kV

8.020.11

42.2815.7149.69

-42.21-12.6549.69

-6.84-13.4918.38

6.9013.0818.38

0.00-2.69

2

12.4711.1582.45

-12.

45-1

0.41

82.4

5

62.94-20.8233.37

-61.511.4533.37

G~Generador Los Molles G2

-0.00-12.28

1

R. Vicuna 110 kV

7.730.11

R. Punitaqui 66 kV

6.33

1.54

R. C

omba

rbal

a 66

kV

1.550.37

1.57-0.3110.51

-1.5

70.

3210

.51

6.74

0.37

23.0

5

-6.6

2-0

.71

23.0

5

R. Marqueza 66 kV

9.30

2.71

-0.000.00

61.63

36.047.31

61.63

-35.

96-2

.53

61.6

3

R. Mang. Atacama 66 kV

0.00

0.00

R. Guayacan 66 kV17.2

35.

03

0.00

-0.0

60.

22

-0.0

0-0

.00

0.22

17.4

05.

0755

.83

-17.

23-4

.96

55.8

3

I. M

in.C

arm

en d

e An

daco

llo 1

10 k

V

11.441.96

I. Pt

o. C

hung

o +

SS/A

A Lo

s Vi

los

110

kV

1.700.35

22.053.86

42.65

-21.69-4.4042.65

-0.00-12.30

1SVS

CER N°2 P..

-0.00-10.09

SVSCER N°1 P..

-0.00-10.06

0.04-21.3310.76

-0.00-27.89

3

0.04-21.3410.76

SS/AA Los..

R. Monte Patria 66 kV

9.011.09

2.104.0022.41

-2.10-3.8022.41

1

G~

2.104.0045.18

62.94-20.8233.37

-61.511.45

33.37

I. Los Piuquenes 220 kV

123.0324.98

0.00

-2.3

8

1

I. A

lgar

robo

110

kV

0.070.01

I. D

os A

mig

os 1

10 k

V

5.261.07

R. Incahuasi 110 kV

2.17

0.44

30.00-0.0058.34

-30.000.5158.34

0

R. Ovalle 66 kV

23.1

55.

48

0.95

-2.5

19.

36-0.931.659.36

R. I

llape

l 66

kV

8.321.69

18.96-7.1683.70 -1

8.89

7.86

83.7

0

24.951.3533.58

-24.

90-0

.13

33.5

8

7.56

-0.7

115

.31

-7.48-1.5215.31

R. Casas Viejas 110 kV

2.78

0.56

25.843.8351.74

-25.

10-4

.54

51.7

4

-22.05-3.8646.08

22.3

23.

9846

.08

R. Andacollo 66 kV

5.670.42

14.2

30.

2128

.81

-13.99-1.7428.81

I. Pajonales (ESO) 110 kV

0.80

0.16

117.3447.9382.66

-117.22-33.6382.66

115.5145.9281.06

-115.25-31.9081.06

I. El Romeral (CMP) 110 kV

15.383.12

-0.000.0053.75

39.278.70

53.75

-39.21-6.0153.75

1.25-13.8817.04

-1.1813.3817.04

17.2

9-1

2.42

25.9

4

-16.6310.7625.94

19.7

4-1

2.48

28.3

9

-19.

4611

.98

28.3

9

26.57-14.5836.62

-26.0214.2636.62

20.76-12.6429.51

-20.

5412

.31

29.5

1

27.32-14.7063.78

-26.6414.5763.78S/E Algarrobo

114.5801.04230.542

S/E Dos Amigos

114.0451.03728.827 S/E Pajonales

113.

851

1.03

527

.978

S/E Incahuasi

113.

628

1.03

326

.848

Tap Romeral113.2851.03023.864

0.02

-4.9

77.

01

-0.00-0.007.01

7.89

-6.8

519

.96

-7.7

54.

8619

.96

Vicuña

1.57

-0.3

28.

45

-0.400.114.15

-0.0

00.

001.

63

6.96

-1.4

937

.87

-6.7

31.

2637

.87

Punitaqui 66 kV

64.3

690.

975

15.6

30

5.96

-3.3

323

.32

-5.8

02.

8623

.32

11.8

3-2

.90

41.1

4

-11.

632.

9141

.14

Tap

Mon

te..

3.032.1513.94

-3.00-2.6013.94

-6.011.5122.086.

07-1

.79

22.0

8

CarNog/C20.0000.0000.000

CarNog/C118.5871.033

-17.210

N.Vent/E2

18.6301.035

-12.606

N.Vent/E118.6301.035

-11.420

N.Vent/J230.2411.04713.640

PColor/C212.1921.0163.323

PColor/E23.1751.00838.718

PColor/C0.6951.00771.127

C.PAzu/C0.0000.0000.000

S/E Carbon Maitencillo/C0.0000.0000.000

Peñon/E23.1091.00522.030

Canela/Z 0.7161.03728.928

Espino/E

23.8541.037

-10.450

Espino/J228.1661.03719.550

Canela/E1

23.8221.036-1.630

Palmas/J229.7871.04424.401

Canela/E223.8321.036-1.427

Olivos/E

23.7

931.

034

16.7

62

228.1601.03719.550

LVilos/J2

228.1601.03719.550

PAzu/M113.5670.983-6.981

SJo/H112.3721.02223.217

Ind/H111.0151.00915.326

22.7700.990

-13.507

Choapa/H

113.

794

1.03

416

.762

PAzu/Reg 1114.8081.04423.467

PAzu/Reg 2109.8550.99917.072

Peñon/H110.5191.00522.030

Ovalle/H106.5310.96819.215

Illape/H111.6781.01515.464

Quill/R115.1321.0474.154

CVieja/H

111.

178

1.01

12.

153

Talina/J1 227.5161.03425.955

Ovalle/C410.6700.970

-10.595

Ovalle/C313.2480.960-9.079

Canel2/E123.9691.04225.709

Eol1/E124.0201.04425.347

Eol3/E124.0201.04425.347

Eol5/E123.6561.02924.562 Eol7/E1

0.0000.0000.000

Eol2/E124.0201.04425.347

Eol4/E124.0201.04425.347

Eol6/E10.0000.0000.000

MRed/E124.0211.04425.242

Toto/E124.0201.04425.266

PAzu/M213.5660.983-7.092

PColor/B1

223.5431.01633.327

MontePatria/..

65.8360.99816.244

S/E Nogales/J

227.1761.03312.790

PAzu/C113.3571.012-2.013

S/E Las Compañias/H113.9741.03623.543

Ovalle/C2

12.4470.943

-13.609

Marqueza 66 kV

65.9

240.

999

19.8

14

Mang. Atacama 66 kV

66.4

581.

007

20.6

43

Guayacan 66 kV

66.4

571.

007

20.6

43

107.

395

0.97

60.

279

Ovalle/C13.8391.003

-12.429

Quill/C2

13.5

150.

979

-26.

231

Quill/H113.1081.0284.687

Quill/C1

13.5

200.

980

-26.

389

PAzu/CER 2

13.9581.057-2.746

224.4001.02027.371

224.4001.02027.371

PAzu/CER 1

13.9581.057-2.746

Ovalle/B66.1761.00317.314

L.Moll/C14.0061.015

-12.193

L.Moll/B66.7871.01216.560

L.Piuq/J223.5771.0165.459

Quill/J2224.9101.02210.895

Quinqu/H1109.5500.9961.327

Maite/J2 226.6001.03040.738

Maite/J1

226.6001.03040.738

PAzu/J1

Pol/J1219.986

13.6801.036

-14.822 68.3

571.

036

15.2

05

PAzu/J2

224.4001.02027.371

Pol/J2219.9861.0007.389

67.2

721.

019

21.1

55

13.4590.975-9.055

113.1541.02923.587

Maite/H2115.1081.04632.729

PAzu/H2113.1541.02923.587

112.4241.02215.900

Quill/J1

224.910

166.73 MW-19.99 Mvar

82.60 %

DIg

SILE

NT



ESTADO OPERACIONAL PRE CONTINGENCIAEVALUACIÓN TRAMO MAITENCILLO - PUNTA COLORADA 220 KV

CDEC-SIC


Sistema COQUIMBO



Load Flow BalancedNodesLine-Line Voltage, Magnitude [kV]Voltage, Magnitude [p.u.]Voltage, Angle [deg]


-207.11-97.5837.82

208.5095.7937.82

-207.11-97.5837.82

208.5095.7937.82

-0.00-0.000.11

0.030.000.11

3

20.040.00

87.67

-20.040.90

87.67

0

-0.000.000.00

0.000.000.00

0

0

0

R. El Espino 66 kV

0.000.00

SS

AA

Oliv

os

0.00

0.00

G~

G~

G~

G~

0.00-0.000.00

-0.000.000.00

0

0000

G~

G~

G~

G~

0.00-1.010.44

-0.00-0.000.44

0

0000


236.90118.1689.14

G~


G~



30.00-0.0054.79

G~


180.10113.8472.47


30.00-0.0054.79


20.040.0091.51



30.00-0.0054.79

G ~

G ~

G ~

G ~

0.00

0.00

0.00

-0.0

00.

000.

00

0

0.00

0.00

0.00

-0.0

00.

000.

00

0

0.00

0.00

0.00

-0.0

00.

000.

00

0

0.00

0.00

0.00

-0.0

00.

000.

00

0

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

0


0.00

0.00

R. E

l Sau

ce 6

6 kV

0.400.12

7.481.52

34.2913.8150.10

-34.24-11.3550.10

1

0


31.116.32

-31.11-6.3265.68

31.306.32

65.68

0.000.00

20.04-0.9082.41

-20.042.94

82.41

0

7.91-4.9329.96

-8

R. Quereo 110 kV

3.10

0.63

114.60-35.0852.04

-111.2529.9852.04

114.60-35.0852.04

-111.2529.9852.04

56.40-3.325.48

-56.24-25.065.48

34.04-7.6715.29

-33.76-9.3515.29

116.76-44.2064.34

-113.6543.3564.34

116.76-44.2064.34

-113.6543.3564.34

R. E

l Pen

on 1

10 k

V

7.371.50

31.01-45.8024.81

-30.6237.5624.81

31.01-45.8024.81

-30.6237.5624.81

142.51-31.3563.21

-139.5032.3363.21

142.51-31.3563.21

-139.5032.3363.21

30.62-37.5621.33

-30.3026.7321.33

30.62-37.5621.33

-30.3026.7321.33

-0.00

0.008.63

0.02-4.358.63

26.42-5.9556.80

-25.395.4156.80

46.26-1.8294.71

-45.232.4994.71

-25.84-3.8353.06

25.874.08

53.06

11

R. Cabildo 110 kV

21.694.40

11

19.944.05


27.44-0.0053.70

10

-27.440.4353.27

27.44-0.0053.27

0


30.00-0.0054.79

9

30.00-0.0058.24

-30.000.51

58.24

0


30.00-0.0054.79

8

30.00-0.0058.24

-30.000.51

58.24

0

G~Generador ..

1.476.3716.92

G~Generador ..

4.500.7080.95

33

8


41.40-3.6063.25

30.00-0.0058.24

-30.000.51

58.24

0

30.00-0.0058.24

-30.000.5158.24

0

0

9

41.40-3.6080.85

-41.404.58

80.85

0

0

8.95-1.1639.25

0

2.34-20.6443.55

13

1

10

8

1

1

1

10

-26.680.4051.79

26.68-0.0051.79

0

G~Generador Canela

9.24-1.1046.35


26.68-0.0063.56

I. Pascua Lama

87.3117.73

I. CDA Hipogeno

55.5311.28

I. Paponomo

23.144.70

10


G ~

Generador Punitaqui

G~



236.90118.1679.93

-236.90-93.6379.93

2

180.10113.8464.33

-180.10-97.9564.33

2



G ~

Generador Puclaro

2.68

2.00

47.7

7

279.1177.0329.31

-277.79-80.5629.31

267.1769.1624.72

-264.92-60.2624.72

R. S

alam

anca

110

kV

4.100.37

I. SSAA Quillota

0.030.01


8.020.11

39.0715.7647.58

-39.01-12.9647.58

1

0

2.48-20.9326.38

-2.3420.6426.38

-0.00-2.57

2

12.3811.5884.67

-12.

35-1

0.80

84.6

7

218

62.94-20.8133.37

-61.511.4533.37


-0.00-11.80

1

R. Vicuna 110 kV

7.730.11

R. Punitaqui 66 kV

6.33

1.54

R. C

omba

rbal

a 66

kV

1.550.37

1.57-0.3010.60

-1.5

70.

3110

.60-2

6.75

0.40

23.6

5

-6.6

2-0

.71

23.6

5

R. Marqueza 66 kV

9.30

2.71

-0.000.00

63.51

36.305.89

63.51

-36.

22-1

.18

63.5

1

0

5


0.00

0.00


35.

03

0.00

-0.0

60.

21

-0.0

00.

000.

21

17.4

05.

0957

.27

-17.

23-4

.96

57.2

7

I. M

in.C

arm

en d

e A

ndac

ollo

110

kV

11.441.96

I. P

to. C

hung

o +

SS

/AA

Los

Vilo

s 1

10 k

V

1.700.35

22.053.86

42.65

-21.69-4.4042.65

-0.00-11.82

1SVS

CER N°2 P..

-0.00-11.82

SVSCER N°1 P..

-0.00-11.82

0.05-22.4511.61

-0.00-27.88

3

0.05-22.4211.59

SS/AA Los..


9.011.09

2.104.0022.73

-2.10-3.7922.73

1

G~

2.104.0045.18

62.94-20.8133.37

-61.511.45

33.37


123.0324.98

0.00

-2.3

0

1

I. A

lgar

robo

110

kV

0.070.01

I. D

os A

mig

os 1

10 k

V

5.261.07

R. Incahuasi 110 kV

2.17

0.44

30.00-0.0059.88

-30.000.5459.88

0

R. Ovalle 66 kV

23.1

55.

48

0.95

-2.4

89.

41-0.931.649.41

R. I

llape

l 66

kV

8.321.69

18.91-5.8182.85 -1

8.84

6.50

82.8

5-2

24.951.4733.90

-24.

90-0

.23

33.9

0

9

7.57

-0.6

615

.46

-7.48-1.5215.46


2.78

0.56

25.843.8351.74

-25.

10-4

.54

51.7

4

-22.05-3.8646.09

22.3

23.

9846

.09

R. Andacollo 66 kV

5.670.42

14.2

40.

2629

.09

-13.99-1.7629.09


0.80

0.16

117.2047.8482.56

-117.08-33.5882.56

10

3

115.3745.8480.97

-115.12-31.8580.97

103


15.383.12

-0.00-0.0051.20

36.289.02

51.20

-36.22-6.5851.20

0

2

10.71-21.1029.80

-10.5020.8229.80

27.8

3-1

8.10

41.5

6

-26.0917.9841.56

30.6

8

-17.

5944

.09

-30.

0017

.66

44.0

9

38.40-18.3652.41

-37.2618.8452.41

32.00-17.3545.21

-31.

4817

.43

45.2

1

39.86-17.4490.61

-38.4718.3490.61S/E Algarrobo

112.4351.02234.403

S/E Dos Amigos

111.4491.01331.909 S/E Pajonales

111.

041

1.00

930

.580

S/E Incahuasi

110.

584

1.00

528

.779

Tap Romeral109.9310.99923.788

0.02

-4.7

06.

81

-0.00-0.006.81

7.89

-6.4

620

.02

-7.7

54.

5920

.02

Vicuña

1.57

-0.3

18.

52

-0.400.104.13

-0.0

00.

001.

60

6.97

-1.3

738

.37

-6.7

31.

1738

.37

Punitaqui 66 kV

63.2

890.

959

13.6

33

6.18

-4.7

927

.30

-5.9

54.

4327

.30

12.0

7-4

.31

44.3

9

-11.

854.

3744

.39

Tap

Mon

te..

3.032.1514.12

-3.00-2.5814.12

-6.011.5022.406.

07-1

.76

22.4

0

CarNog/C2 0.0000.0000.000

CarNog/C1 18.5681.032

-18.028

N.Vent/E2

18.6301.035

-13.423

N.Vent/E118.6301.035

-12.235

N.Vent/J230.0511.04612.821

PColor/C211.7970.9832.019

PColor/E22.3950.97437.790

PColor/C 0.6710.97370.370

C.PAzu/C0.0000.0000.000


Peñon/E22.5700.98120.673

Canela/Z 0.7061.02428.025

Espino/E

23.6431.028

-11.442

Espino/J226.1531.02818.558

Canela/E1

23.4921.021-2.547

Palmas/J226.6801.03023.375

Canela/E223.5021.022-2.339

Olivos/E

23.5

771.

025

15.7

19

226.1471.02818.559

LVilos/J2

226.1471.02818.559

PAzu/M113.2140.958-8.092

SJo/H109.4380.99522.075

Ind/H107.9580.98113.799

22.5630.981

-14.555

Choapa/H

112.

759

1.02

515

.719

PAzu/Reg 1111.5211.01422.571

PAzu/Reg 2106.9030.97215.593

Peñon/H107.9450.98120.673

Ovalle/H105.0950.95517.282

Illape/H110.6161.00614.399

Quill/R115.1261.0473.402

CVieja/H

111.

172

1.01

11.

401

Talina/J1223.1171.01424.811

Ovalle/C4 10.6700.970

-12.562

Ovalle/C3 13.2480.960

-11.004

Canel2/E123.6441.02824.719

Eol1/E123.6951.03024.347

Eol3/E123.6951.03024.347

Eol5/E123.0471.00223.492 Eol7/E1

0.0000.0000.000

Eol2/E123.6951.03024.347

Eol4/E123.6951.03024.347

Eol6/E10.0000.0000.000

MRed/E123.6961.03024.239

Toto/E123.6961.03024.264

PAzu/M213.2130.957-8.197

PColor/B1

216.2900.98332.023

MontePatria/..

64.8000.98214.241

S/E Nogales/J

226.9441.03211.972

PAzu/C113.0350.987-3.261


Ovalle/C2

12.2520.928

-15.628

Marqueza 66 kV

64.2

420.

973

18.4

77

Mang. Atacama 66 kV

64.7

930.

982

19.3

47

Guayacan 66 kV

64.7

930.

982

19.3

48

107.

388

0.97

6-0

.473

Ovalle/C13.6280.988

-14.399

Quill/C2

13.5

140.

979

-26.

982

Quill/H113.1031.0283.935

Quill/C1

13.5

190.

980

-27.

140

PAzu/CER 2

13.6831.037-3.989

218.9290.99526.140

218.9290.99526.140

PAzu/CER 1

13.6831.037-3.989

Ovalle/B65.1490.98715.343

L.Moll/C13.8081.001

-14.147

L.Moll/B65.7630.99614.569

L.Piuq/J223.5501.0164.700

Quill/J2224.8861.02210.137

Quinqu/H1109.5430.9960.575

Maite/J2 223.8291.01746.719

Maite/J1

223.8291.01746.719

PAzu/J1

Pol/J1 219.990

13.5501.027

-15.892 67.7

041.

026

14.1

36

PAzu/J2

218.9290.99526.140

Pol/J2219.9901.0006.649

65.6

290.

994

19.8

86

13.1320.952

-10.335

110.2421.00222.465

Maite/H2113.6131.03337.538

PAzu/H2110.2421.00222.465

111.3711.01214.843

Quill/J1

224.886

320.62-2.37

159.66

DIg

SILE

NT

Las alternativas para abordar esta instancia son la ampliación de la capacidad del tramo, por ejemplo vía un circuito adicional, o bien, el uso de esquemas de control de transferencia que la NT de SyCS permite, en este caso



un EDAG. Por cuanto el flujo que compromete la zona proviene del norte del SIC, resulta adecuado –en principio- estudiar un EDAG sobre unidades al norte de la S/E Maitencillo. Se estudia, en este caso, la desconexión de una unidad de la central Guacolda. Para tal propósito, se realizó una simulación dinámica del SIC, considerando los siguientes pasos:

• Aplicación de una falla trifásica sobre uno de los circuitos Maitencillo-Punta Colorada 220 kV.

• Despeje de la falla al cabo de los 5 ciclos y salida del circuito completo por actuación apropiada de las protecciones del circuito fallado.

• Aplicación de un EDAG sobre una unidad de la central Guacolda, después de 3 ciclos. Este tiempo se considera razonable toda vez que la señal de apertura al interruptor de la unidad se encuentra relativamente cerca.

Los resultados que siguen, muestran la evolución temporal de las principales variables del SIC (ángulos internos, frecuencia, tensión, y potencia generada de generadores, más tensión y frecuencia de barras, y finalmente transmisión por circuitos de la zona) frente a los eventos simulados. En ellos se aprecia que tal medida resulta factible para evitar la sobrecarga del circuito Maitencillo – Punta Colorada no afectado. Se debe resaltar que si bien se logra alcanzar un situación de equilibrio estable, alguna de las oscilaciones muestran bajo amortiguamiento (aunque positivo), ello sin embargo no impide la factibilidad de tal maniobra, requiriendo tan sólo una mejor ajuste en los controladores simulados (para dicha fecha, todas las unidades de Guacolda dispondrán de PSS, también las otras unidades grandes del SIC). En efecto, sólo el nivel de amortiguamiento de 4,7% si bien es positivo, se encuentra por debajo del mínimo exigido de 5%, no obstante se reitera que ello sólo requiere una mejor modelación y ajuste de los controladores de las unidades generadores de la zona.

30.00023.99817.99611.9945.9919-0.0100 [s]

120.00

90.00

60.00

30.00

0.00

-30.00

Generador Abanico 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Bocamina_2: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Campiche: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Canutillar 2: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Chiburgo 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Cipreses 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Colbun 2: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador El Toro 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Guacolda 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador La Confluencia: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Pangue 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Quintero TG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Taltal CC: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Ventanas_3: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

0.603 s105.390 deg

2.000 s-20.918 deg

30.00023.99817.99611.9945.9919-0.0100 [s]

1.12

1.08

1.04

1.00

0.96

0.92

Generador Abanico 1: El. frequencyGenerador Bocamina_2: El. frequencyGenerador Campiche: El. frequencyGenerador Canutillar 2: El. frequencyGenerador Chiburgo 1: El. frequencyGenerador Cipreses 1: El. frequencyGenerador Colbun 2: El. frequencyGenerador El Toro 1: El. frequencyGenerador Guacolda 1: El. frequencyGenerador La Confluencia: El. frequencyGenerador Pangue 1: El. frequencyGenerador Quintero TG1: El. frequencyGenerador Taltal CC: El. frequencyGenerador Ventanas_3: El. frequency

X = 29.800 s

0.997

CDEC-SIC Escenario de Alta Transferencia Norte a Sur - Año 2014 GS1

Evaluación Tramo Maitencillo - Punta Colorada - Aplicación EDAG Falla trifásica en Cto Maitencillo - Punta Colorada y EDAG sobre Guacolda 4

Date: 12/10/2009

Annex: /1

DIg

SILE

NT



30.00023.99817.99611.9945.9919-0.0100 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

Generador Abanico 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Bocamina_2: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Campiche: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Canutillar 2: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Chiburgo 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Cipreses 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Colbun 2: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador El Toro 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Guacolda 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador La Confluencia: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Pangue 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Quintero TG1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Taltal CC: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Ventanas_3: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 1.050 p.u.

Y = 0.950 p.u.

1.515 s 1.075 p.u.

0.538 s 0.910 p.u.

30.00023.99817.99611.9945.9919-0.0100 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

Generador Abanico 1: Total Active Power in MWGenerador Bocamina_2: Total Active Power in MWGenerador Campiche: Total Active Power in MWGenerador Canutillar 2: Total Active Power in MWGenerador Chiburgo 1: Total Active Power in MWGenerador Cipreses 1: Total Active Power in MWGenerador Colbun 2: Total Active Power in MWGenerador El Toro 1: Total Active Power in MWGenerador Guacolda 1: Total Active Power in MWGenerador La Confluencia: Total Active Power in MWGenerador Pangue 1: Total Active Power in MWGenerador Quintero TG1: Total Active Power in MWGenerador Taltal CC: Total Active Power in MWGenerador Ventanas_3: Total Active Power in MW

CDEC-SIC Escenario de Alta Transferencia Norte a Sur - Año 2014 GS2


Date: 12/10/2009

Annex: /2

DIg

SILE

NT

30.00023.99817.99611.9945.9919-0.0100 [s]

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

0.00

PColor\B1: Voltage, Magnitude in p.u.Pinto\J: Voltage, Magnitude in p.u.DdA\J: Voltage, Magnitude in p.u.S/E Nogales\J: Voltage, Magnitude in p.u.Palmas\J: Voltage, Magnitude in p.u.Talina\J1: Voltage, Magnitude in p.u.Maite\J2: Voltage, Magnitude in p.u.Card\J2: Voltage, Magnitude in p.u.Pol\J2: Voltage, Magnitude in p.u.PAzu\J2: Voltage, Magnitude in p.u.Quill\J2: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.930 p.u.

Y = 1.070 p.u.

X = 29.800 s

0.930 p.u.

1.003 p.u. 1.014 p.u. 1.026 p.u. 1.036 p.u. 1.045 p.u. 1.060 p.u. 1.071 p.u.

1.070 p.u.

1.540 s 1.120 p.u.

0.558 s 0.807 p.u.

30.00023.99817.99611.9945.9919-0.0100 [s]

52.00

51.00

50.00

49.00

48.00

PColor\B1: Electrical Frequency in HzPinto\J: Electrical Frequency in HzDdA\J: Electrical Frequency in HzS/E Nogales\J: Electrical Frequency in HzPalmas\J: Electrical Frequency in HzTalina\J1: Electrical Frequency in HzMaite\J2: Electrical Frequency in HzCard\J2: Electrical Frequency in HzPol\J2: Electrical Frequency in HzPAzu\J2: Electrical Frequency in HzQuill\J2: Electrical Frequency in Hz

X = 29.800 s

49.876 Hz

6.171 s49.508 Hz

0.361 s50.632 Hz

0.636 s50.194 Hz

CDEC-SIC Escenario de Alta Transferencia Norte a Sur - Año 2014 Barras


Date: 12/10/2009

Annex: /3

DIg

SILE

NT

30.00023.99817.99611.9945.9919-0.0100 [s]

500.00

375.00

250.00

125.00

0.00

-125.00

CNE Punta Colorada - P.Azúcar 220k L2: Total Active Power/Terminal i in MWCNE Punta Colorada - P.Azúcar 220kV L1: Total Active Power/Terminal i in MWCNEMaitencillo - Punta Colorada 220kV L1: Total Active Power/Terminal i in MWCNEMaitencillo - Punta Colorada 220kV L2: Total Active Power/Terminal i in MWMaitencillo - Cardones 220kV L1: Total Active Power/Terminal i in MWMaitencillo - Cardones 220kV L2: Total Active Power/Terminal i in MWMaitencillo - Cardones 220kV L3: Total Active Power/Terminal i in MW

26.565 s233.078 MW

Y =211.000 MW

28.885 s227.480 MW

Maintencillo - Punta Colorada 220 kVAmortiguamiento 4,7%

CDEC-SIC Escenario de Alta Transferencia Norte a Sur - Año 2014 Lineas


Date: 12/10/2009

Annex: /4

DIg

SILE

NT

Por último, el siguiente diagrama unilineal muestra la situación en la zona norte del SIC al final de la simulación, destacándose la carga que lleva el circuito sano después de la falla, salida del circuito paralelo y aplicación del EDAG sobre una unidad de Guacolda. Se aprecia en el una situación normal con una carga del orden de 93%, es



decir dentro de la capacidad del circuito. En resumen, esta maniobra de protección resulta exitosa en caso del evento simulado.

CDEC-SIC


Sistema COQUIMBO



RMS-Simulation,balanced 30:000 sNodesLine-Line Voltage, Magnitude [kV]Voltage, Magnitude [p.u.]Voltage, Angle [deg]


ESTADO OPERACIONAL POST CONTINGENCIA(FALLA Y SALIDA DE CTO.MAITENCILLO - PUNTA COLORADA 220 KV)

Y APLICACIÓN DE EDAG SOBRE UNIDAD DE GUACOLDA

-208.33-81.0136.57

209.6378.8336.57

-208.33-81.0136.57

209.6378.8336.57

-0.000.000.12

0.030.000.12

3

20.040.13

82.89

-20.040.67

82.89

0

-0.000.000.00

0.00-0.000.00

0

0

0

R. El Espino 66 kV

0.000.00

SSAA

Oliv

os

0.00

0.00

G~

G~

G~

G~

0.000.000.00

-0.00-0.000.00

0

0000

G~

G~

G~

G~

0.00-1.070.45

-0.000.000.45

0

0000


238.0699.9286.93

G~


G~



29.980.08

G~


181.2095.6669.69


30.000.08


20.040.13


30.000.08

G ~

G ~

G ~

G ~

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

0

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

0

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

0

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

0

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

0


0.00

0.00

R. E

l Sau

ce 6

6 kV

0.410.12

7.701.64

39.6814.6654.56

-39.62-11.7554.56


32.076.83

-32.07-6.8364.44

32.246.80

64.44

0.000.00

20.04-0.6777.92

-20.042.49

77.92

0

8.16-5.6430.31

-8

R. Quereo 110 kV

3.19

0.68

50.72-0.1922.60

-50.11-16.4422.60

50.72-0.1922.60

-50.11-16.4422.60

34.599.334.62

-34.50-38.994.62

22.591.83

12.96

-22.44-19.5912.96

56.90-32.1631.94

-56.1820.3531.94

56.90-32.1631.94

-56.1820.3531.94

R. E

l Pen

on 1

10 k

V

7.591.62

-35.07-24.0418.14

35.2814.1418.14

-35.07-24.0418.14

35.2814.1418.14

76.74-5.9932.05

-75.96-2.5632.05

76.74-5.9932.05

-75.96-2.5632.05

-35.28-14.1415.99

35.481.75

15.99

-35.28-14.1415.99

35.481.75

15.99

-0.00

-0.008.94

0.02-4.678.94

27.571.24

55.45

-26.58-2.0055.45

47.595.4093.30

-46.59-4.8493.30

-25.86-3.8653.01

25.894.11

53.01

11

R. Cabildo 110 kV

21.714.45

11

20.554.38


27.440.07

10

-27.440.3251.21

27.440.0751.21

0


30.000.08

9

30.000.08

55.99

-30.000.39

55.99

0


30.000.08

8

30.000.08

55.99

-30.000.39

55.99

0


41.40-3.63

G~Generador ..

1.28-0.303.41

G~Generador ..

4.47-1.3382.92

33

8

9

30.000.08

55.99

-30.000.39

55.99

0

30.000.0855.99

-30.000.3955.99

0

0

41.40-3.6377.73

-41.404.53

77.73

0

8.96-1.2137.80

0

0

-10.87-11.5431.46

13

1

1

10

8

1

1

G~Generador Canela

9.24-1.15

10

-26.680.2649.79

26.680.1149.79

0


26.680.11

I. Pascua Lama

87.1417.88

I. CDA Hipogeno

55.4811.41

10

I. Paponomo

23.124.75

238.0699.9277.85

-238.06-76.6577.85

2


G ~

Generador Punitaqui

G~



181.2095.6661.78

-181.20-81.0061.78

2




G ~

Generador Puclaro

2.65

1.87

46.2

8

234.2595.4425.88

-233.25-106.0925.88

225.4488.2821.74

-223.72-85.9421.74

R. S

alam

anca

110

kV

4.220.40

I. SSAA Quillota

0.030.01


8.270.12

45.2216.7351.81

-45.15-13.4151.81

-10.80-11.9719.09

10.8711.5419.09

0.00-2.79

2

12.8011.9184.33

-12.

77-1

1.13

84.3

3

62.64-21.1833.18

-61.241.5633.18


-0.00-12.90

1

R. Vicuna 110 kV

7.970.12

R. Punitaqui 66 kV

6.49

1.65

R. C

omba

rbal

a 66

kV

1.600.40

1.62-0.3210.56

-1.6

10.

3310

.56

7.04

0.69

23.6

6

-6.9

1-1

.05

23.6

6

R. Marqueza 66 kV

9.56

2.92

-0.00-0.0062.21

37.178.59

62.21

-37.

08-3

.62

62.2

1


0.00

0.00


45.

42

0.00

-0.0

70.

22

-0.0

0-0

.00

0.22

17.9

15.

4656

.33

-17.

74-5

.35

56.3

3

I. M

in.C

arm

en d

e An

daco

llo 1

10 k

V

11.431.98

I. Pt

o. C

hung

o +

SS/A

A Lo

s Vi

los

110

kV

1.700.35

22.073.90

42.61

-21.71-4.4542.61

-0.00-12.93

1SVS

CER N°2 P..

0.00-10.53

SVSCER N°1 P..

0.00-10.50

0.05-22.3511.00

-0.00-28.08

3

0.05-22.3611.00

SS/AA Los..


9.221.16

2.082.9817.90

-2.08-2.8517.90

1

G~

2.082.9836.34

62.64-21.1833.18

-61.241.56

33.18


122.4724.96

-0.0

0-2

.48

1

I. A

lgar

robo

110

kV

0.070.01

I. D

os A

mig

os 1

10 k

V

5.251.08

R. Incahuasi 110 kV

2.23

0.47

29.980.0856.87

-29.980.4056.87

0

R. Ovalle 66 kV

23.7

45.

86

1.00

-2.0

67.

84

-0.991.167.84

R. I

llape

l 66

kV

8.561.82

19.46-7.0183.63 -1

9.39

7.71

83.6

3

25.671.4833.75

-25.

61-0

.25

33.7

5

7.78

-0.7

015

.42

-7.70-1.6415.42


2.78

0.57

25.863.8651.69

-25.

12-4

.59

51.6

9

-22.07-3.9046.04

22.3

44.

0246

.04

R. Andacollo 66 kV

5.830.45

14

.64

0.27

28.9

8

-14.40-1.9028.98


0.80

0.16

112.8448.8779.95

-112.72-35.5079.95

111.1046.8878.40

-110.87-33.7778.40


15.363.16

-0.000.0056.09

42.019.37

56.09

-41.94-6.4356.09

-2.47-12.4015.07

2.5211.8415.07

13.3

0-1

1.34

20.8

5

-12.899.2420.85

15.7

2-1

1.51

23.2

2

-15.

5310

.86

23.2

2

22.32-14.0631.34

-21.9113.5131.34

16.66-11.8024.32

-16.

5211

.35

24.3

2

22.89-14.4754.89

-22.3914.0554.89S/E Algarrobo

116.5191.05913.534

S/E Dos Amigos

116.2261.05712.086 S/E Pajonales

116.

158

1.05

611

.397

S/E Incahuasi

116.

093

1.05

510

.492

Tap Romeral116.1321.0568.178

0.02

-5.2

37.

18

-0.000.007.18

8.13

-7.2

020

.25

-7.9

95.

1120

.25

Vicuña

1.61

-0.3

38.

49

-0.410.114.19

-0.0

00.

001.

66

7.14

-1.5

138

.02

-6.9

11.

2738

.02

Punitaqui 66 kV

65.7

510.

996

0.55

8

6.12

-2.9

722

.69

-5.9

62.

4522

.69

12.1

4-2

.53

40.9

2

-11.

952.

5240

.92

Tap

Mon

te..

3.061.6912.85

-3.04-2.1712.85

-6.191.0121.816.

25-1

.31

21.8

1

CarNog/C20.0000.0000.000

CarNog/C118.7471.042

-20.709

N.Vent/E2

18.6551.036

-16.100

N.Vent/E118.6551.036

-14.922

N.Vent/J 231.9051.05410.155

PColor/C212.4381.036

-15.263

PColor/E 23.6711.02919.914

PColor/C0.7101.02952.222

C.PAzu/C0.0000.0000.000


Peñon/E23.6751.0296.754

Canela/Z 0.7341.06318.420

Espino/E

24.4201.062

-18.198

Espino/J233.5871.06211.802

Canela/E1

24.4461.063

-12.119

Palmas/J235.7741.07214.108

Canela/E224.4551.063

-11.926

Olivos/E

24.3

551.

059

9.06

5

233.5811.06211.802

LVilos/J2

233.5811.06211.802

PAzu/M113.9061.008

-22.340

SJo/H115.1881.0477.878

Ind/H113.8501.0350.115

23.3071.013

-21.199

Choapa/H

116.

479

1.05

99.

065

PAzu/Reg 1117.7551.0718.037

PAzu/Reg 2112.6351.0241.844

Peñon/H113.2281.0296.754

Ovalle/H108.8520.9904.076

Illape/H114.3371.0397.796

Quill/R115.3581.0491.759

CVieja/H

111.

402

1.01

3-0

.233

Talina/J1 233.3941.06112.971

Ovalle/C410.8790.989

-25.760

Ovalle/C313.5440.981

-24.301

Canel2/E124.5971.06915.350

Eol1/E124.6471.07215.006

Eol3/E124.6471.07215.006

Eol5/E124.2491.0549.165 Eol7/E1

0.0000.0000.000

Eol2/E124.6471.07215.006

Eol4/E124.6471.07215.006

Eol6/E10.0000.0000.000

MRed/E124.6481.07214.907

Toto/E124.6471.07214.929

PAzu/M213.9051.008

-22.453

PColor/B1

228.0411.03714.742

MontePatria/..

67.1341.0171.198

S/E Nogales/J

229.1361.0429.291

PAzu/C113.6961.038

-17.284


Ovalle/C2

12.7050.962

-28.723

Marqueza 66 kV

67.4

331.

022

4.55

9

Mang. Atacama 66 kV

68.0

531.

031

5.35

4

Guayacan 66 kV

68.0

521.

031

5.35

5

107.

616

0.97

8-2

.098

Ovalle/C14.1311.024

-27.540

Quill/C2

13.5

380.

981

-28.

589

Quill/H113.3301.0302.291

Quill/C1

13.5

420.

981

-28.

742

PAzu/CER 2

14.3091.084

-18.028

230.0781.04612.089

230.0781.04612.089

PAzu/CER 1

14.3091.084

-18.028

Ovalle/B67.5701.0242.209

L.Moll/C14.1001.022

-27.237

L.Moll/B67.9731.0301.558

L.Piuq/J224.3641.0202.848

Quill/J2225.5911.0258.229

Quinqu/H1109.7730.998-1.055

Maite/J2 229.4011.04322.929

Maite/J1

229.4011.04322.929

PAzu/J1

Pol/J1220.727

14.0061.061

-22.484 69.9

841.

060

7.54

3

PAzu/J2

230.0781.04612.089

Pol/J2220.7271.0034.913

68.8

821.

044

5.85

0

13.7800.999

-24.357

115.9821.0548.238

Maite/H2116.7261.06115.393

PAzu/H2115.9821.0548.238

115.0911.0468.223

Quill/J1

225.591

187.49 MW-32.42 Mvar

92.45 %

DIg

SILE

NT



5.3.2 Evaluación Tramo Loncoche – Los Ciruelos De acuerdo a la propuesta realizada por la DP del CDEC-SIC, el tramo del Sistema Troncal comprendido entre las SS/EE Loncoche y Los Ciruelos 220 kV, verá comprometida su capacidad de transporte hacia el año 2014. En efecto, según los escenarios operacionales previstos para dicho año, y ante una condición de exportación de sur a norte, cada uno de los circuitos de este tramo podría llevar hasta 81,1%, situación que comprometería la seguridad y calidad de servicio frente a la pérdida de uno de ellos. Los siguientes gráficos ilustran tal situación, tanto en la instancia pre-contingencia como en la post-contingencia, esta última para demostrar la sobrecarga no-tolerable del 68,4% en que se incurriría de no tomar acción alguna sobre el hecho.

ESTADO OPERACIONAL PRE CONTINGENCIAEVALUACIÓN TRAMO LOS CIRUELOS - LONCOCHE 220 kV

Charrúa

I. C. Valdivia

0.000.00

Inte

rrup

t..

-30.1321.060.00

30.13-21.060.00

R. T

rapé

n 11

0 kV

0.00

0.00

0

0.010.000.14

-0.000.000.14

3

G~Chuyaca 6-7

0

G~

Generador Trapen 4

G~

Generador Trapen 3

0.010.000.15

-0.01-0.000.15

9

3

0

G~

Generador Trapen 2

G~

Generador Trapen 1

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

3

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

3

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

3

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

3

44.8

9-3

5.61

28.5

7

-44.

6430

.10

28.5

7

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

0

26.42-7.0542.47

-26.

326.

9142

.47

-90.

418.

2518

.61

92.0

3-2

8.66

18.6

1

-90.

418.

2518

.61

92.0

3-2

8.66

18.6

1

26.3

2-6

.91

42.3

3

-25.

806.

2342

.33

-15.41-5.6728.59

2

0

-30.

606.

8415

.73

30.6

1-7

.27

15.7

3

-30.

606.

8415

.73

30.6

1-7

.27

15.7

3

G~

Gen

erad

or N

eltu

me

-60.9928.4137.43

62.01-40.2537.43

2

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

144.0031.6652.41

-143

.72

-18.

7152

.41

2

CCEE CER Puerto Montt

0.00-56.84

1SVS

CER Puerto Montt

-0.0089.32

0.0834.5651.49

-0.00-32.4851.49

2

I. S

SA

A T

emuc

o

0.02

0.00

G~

Gen

erad

or A

ntilh

ue 1

(Cen

elca

)

0.00

0.00

0.00

-0.000.000.00

0

R. Puert Montt 23 kV

22.015.05

46.0

4-9

.04

23.4

6

-46.049.0423.46

-22.01-5.0519.73

9

1

13.0911.6414.90

-13.00-11.3214.90

0

G~Generador Valdivia

26.68-1.7230.55

G~

Gen

erad

or A

ntilh

ue 2

(Cen

elca

)

-26.663.0628.47

26.68-1.7228.47

0

0.000.000.00

-0.000.000.00

0

77.15-7.1819.90

SS/AA

0.240.00

Nel

tum

e 22

0/13

.8

3

Reactor T..

-0.0016.14

1

-26.

662.

807.

82

26.66-3.067.82

G ~

Generador Angostura

Angostura 220/13.8

3

G ~

Generador Hidro_XIV_02

G~

Gen

erad

or H

idro

_XIV

_01

144.0031.6681.91

G~

Generador Hidro_X_01

10.2

5-1

.49

55.1

0

G~


6.29

-1.4

754

.74

G ~

Generador Rucatayo

45.6

6-2

0.22

66.5

8

G ~

Generador Lican

16.4

9-1

.39

74.2

1

10.2

5-1

.49

35.5

9 -10.

231.

9735

.59

5

6.29

-1.4

722

.20 -6

.28

1.65

22.2

0

5

-16.

442.

6056

.87 16

.49

-1.3

956

.87

5

-37.

2032

.01

35.0

7

37.5

3-3

7.36

35.0

7

G~

65.00-4.6293.09

-26.427.0547.94

2

-28.459.2251.00

9

46.04-9.0432.57

-45.9910.9032.57

13

15.15-4.6427.61

-15.135.2827.61

12

15.446.2328.59

-15.41-5.6728.59

2

64.76-4.6274.67

-64.6311.6674.67

1

64.76-4.6274.67

-64.6311.6674.67

1

G~

65.00-4.6293.09

SS/AA Can..

0.240.00

-64.125.4733.71

64.63-11.6633.71

-64.125.4733.71

64.63-11.6633.71

-45.

5824

.48

58.0

2

45.6

6-2

0.22

58.0

2

1

125.

04-2

2.42

63.1

2

B.Blanco - Puerto Montt 220

-23.

5422

.59

29.1

7

23.98-35.2629.17

Valdivia - B.Blanco 220 kV L2 Route 1-5

2.31

32.0

946

.52

53.6

7-4

3.65

46.5

2

23.98-20.0616.10

27.01-18.2616.80

-26.

7018

.97

22.1

5

27.01-33.4622.15

Temuco - ..

122.

64-3

5.94

63.8

9

-122

.64

35.9

463

.89

125.

06-2

2.42

63.1

3

S/E Neltume/C

0.0000.0000.000

S/E

Lonc

oche

/J

229.

643

1.04

433

.610

S/E

Ciru

elos

/J23

0.43

31.

047

35.1

94

HBB

lan/

C1

13.3

860.

970

72.0

48

HBB

lan/

C2

13.3

860.

970

71.0

49

Ruc

a/C

13.3

860.

970

13.7

96

Lica

/C13

.386

0.97

073

.623

HVald1/C13.3860.97010.122

HVa

ld2/

C0.

000

0.00

00.

000

Trapen/E

22.8

200.

992

37.3

74

Molinos/H

109.

141

0.99

237

.374

228.

858

1.04

036

.162

Val/J2

228.

858

1.04

036

.162

66.0761.00134.382

Cau

tin/J

228.

225

Cau

tin/J

228.

225

1.03

729

.129

Val/B166.0761.00134.382

Col/H

108.

101

0.98

335

.055

Central Valdivia230.4461.04735.218

PMont/B115.0490.90171.267

Antilhue/B111.9631.0406.162

Meli/B267.5251.02337.604

Meli/E2

22.9680.9999.753

Gen Valdivia14.4000.9608.082

Antilhue/B2

11.9631.0406.162

CCanu/G113.5240.98019.176

Meli/HI109.3400.99437.841

Ango

/C

0.00

00.

000

0.00

0

Ango

/J1

0.00

00.

000

0.00

0

BBla/B66.7481.01138.655

BBla/J

225.

352

1.02

439

.448

Tem/J

228.

221

1.03

729

.087

222.2861.01043.024

Canu/J1222.2861.01043.024

PMont/J1221.507

228.

933

1.04

123

.241

228.

933

13.5

040.

979

7.74

0

13.1

220.

951

7.97

2

PMont/J2221.5071.00741.130

Pumahue

66.7481.01126.848

PMont/BN67.5261.02337.548

66.7481.01126.859

Tem/B166.7481.01126.859

-118.60 MW28.66 Mvar81.14 %

DIg

SILE

NT



ESTADO OPERACIONAL POST CONTINGENCIAEVALUACIÓN TRAMO LOS CIRUELOS - LONCOCHE 220 kV

EQUILIBRIO ESTÁTICO (FLUJO DE POTENCIA)

Charrúa

I. C. Valdivia

0.000.00

Inte

rrupt

..

-30.1520.670.00

30.15-20.670.00

R. T

rapé

n 11

0 kV

0.00

0.00

0

0.010.000.14

-0.00-0.000.14

3

G~Chuyaca 6-7

0

G~

Generador Trapen 4

G~

Generador Trapen 3

0.010.000.15

-0.01-0.000.15

9

3

0

G~

Generador Trapen 2

G~

Generador Trapen 1

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

3

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

3

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

3

0.00

-0.0

00.

00

-0.0

00.

000.

00

3

44.8

6-3

4.95

28.3

8

-44.

6229

.44

28.3

8

0.00

0.00

0.00

-0.0

0-0

.00

0.00

0

26.42-7.0442.48

-26.

326.

9042

.48

-88.

8712

.20

18.6

7

90.4

7-3

2.49

18.6

7

-88.

8712

.20

18.6

7

90.4

7-3

2.49

18.6

7

26.3

2-6

.90

42.3

5

-25.

806.

2242

.35

-15.41-5.6428.58

2

0

-30.

616.

7115

.80

30.6

1-7

.13

15.8

0

-30.

616.

7115

.80

30.6

1-7

.13

15.8

0

G~

Gen

erad

or N

eltu

me

-60.9627.7837.27

61.98-39.6337.27

2

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

144.0033.6952.57

-143

.72

-20.

6652

.57

2

CCEE CER Puerto Montt

0.00-56.80

1SVS

CER Puerto Montt

0.0089.25

0.0834.5451.47

-0.00-32.4651.47

2

I. SS

AA T

emuc

o

0.02

0.00

G~

Gen

erad

or A

ntilh

ue 1

(Cen

elca

)

0.00

0.00

0.00

-0.00-0.000.00

0

R. Puert Montt 23 kV

22.015.05

46.0

4-8

.85

23.5

7

-46.048.8523.57

-22.01-5.0519.74

9

1

13.1011.5314.85

-13.01-11.2114.85

0

G~Generador Valdivia

26.68-1.0830.52

G~

Gen

erad

or A

ntilh

ue 2

(Cen

elca

)

-26.662.4228.43

26.68-1.0828.43

0

0.000.000.00

-0.00-0.000.00

0

77.15-7.1519.91

SS/AA C

0.240.00

Nel

tum

e 22

0/13

.8

3

Reactor T..

-0.0015.97

1

-26.

662.

167.

81

26.66-2.427.81

G ~

Generador Angostura

Angostura 220/13.8

3

G ~

Generador Hidro_XIV_02

G~

Gen

erad

or H

idro

_XIV

_01

144.0033.6982.16

G~


10.2

5-1

.37

55.0

1

G~


6.29

-1.3

554

.52

G ~

Generador Rucatayo

45.6

6-1

9.90

66.4

1

G ~

Generador Lican

16.4

9-1

.27

74.1

6

10.2

5-1

.37

35.5

4 -10.

231.

8435

.54

5

6.29

-1.3

522

.11 -6

.28

1.53

22.1

1

5

-16.

442.

4856

.83 16

.49

-1.2

756

.83

5

-37.

2631

.40

34.8

4

37.5

8-3

6.75

34.8

4

G~

65.00-4.4393.07

-26.427.0447.95

2

-28.459.2151.01

9

46.04-8.8532.73

-45.9910.7332.73

13

15.15-4.5627.73

-15.135.2127.73

12

15.436.2028.58

-15.41-5.6428.58

2

64.76-4.4474.65

-64.6311.4874.65

1

64.76-4.4474.65

-64.6311.4874.65

1

G~

65.00-4.4393.07

SS/AA Can..

0.240.00

-64.125.2933.70

64.63-11.4833.70

-64.125.2933.70

64.63-11.4833.70

-45.

5824

.13

57.8

7

45.6

6-1

9.90

57.8

7

1

123.

50-2

6.12

63.2

2

B.Blanco - Puerto Montt 220

-23.

5522

.41

29.0

8

23.99-35.0829.08

Valdivia - B.Blanco 220 kV L2 Route 1

-52.

3531

.51

46.3

2

53.7

0-4

3.08

46.3

2

23.99-19.8816.06

27.00-18.0816.75

-26.

7018

.79

22.0

8

27.00-33.2722.08

Temuco - ..

121.

10-3

9.63

64.0

5

-121

.10

39.6

364

.05

123.

51-2

6.12

63.2

3

S/E Neltume/C

0.0000.0000.000

S/E

Lon

coch

e/J

227.

827

1.03

633

.495

S/E

Ciru

elos

/J23

0.15

41.

046

36.7

82

HB

Bla

n/C

113

.386

0.97

073

.630

HB

Bla

n/C

213

.386

0.97

072

.631

Ruc

a/C

13.3

860.

970

15.3

80

Lica

/C13

.386

0.97

075

.206

HVald1/C13.3860.97011.714

HV

ald2

/C0.

000

0.00

00.

000

Trapen/E

22.8

110.

992

38.9

52

Molinos/H

109.

095

0.99

238

.952

228.

625

1.03

937

.748

Val/J2

228.

625

1.03

937

.748

66.0111.00035.966

Cau

tin/J

226.

983

Cau

tin/J

226.

983

1.03

228

.974

Val/B166.0111.00035.966

Col/H

108.

053

0.98

236

.632

Central Valdivia230.1691.04636.806

PMont/B115.0430.90172.848

Antilhue/B111.9511.0397.748

Meli/B267.4971.02339.183

Meli/E2

22.9590.99811.333

Gen Valdivia14.4000.9609.672

Antilhue/B2

11.9511.0397.748

CCanu/G113.5240.98020.759

Meli/HI109.2950.99439.419

Ang

o/C

0.00

00.

000

0.00

0

Ang

o/J1

0.00

00.

000

0.00

0

BBla/B66.7201.01140.235

BBla/J

225.

231

1.02

441

.030

Tem/J

226.

979

1.03

228

.931

222.2201.01044.606

Canu/J1222.2201.01044.606

PMont/J1221.420

228.

746

1.04

023

.104

228.

746

13.4

990.

978

9.31

9

13.1

160.

950

9.55

1

PMont/J2 221.4201.00642.711

Pumahue

66.3801.00626.668

PMont/BN67.4981.02339.127

66.3801.00626.680

Tem/B166.3801.00626.680

-247.01 MW52.23 Mvar168.41 %

DIg

SILE

NT

Las alternativas para abordar esta instancia son la ampliación de la capacidad del tramo, por ejemplo vía un circuito adicional, o bien, mediante el uso de esquemas de control de transferencia que la NT de SyCS permite, en este caso un EDAG. Por cuanto el flujo que compromete la zona proviene del sur del SIC, resulta adecuado –en principio- estudiar una EDAG sobre unidades generadoras ubicadas en el extremo sur del SIC. Se estudia, en este caso, la desconexión de las dos unidades de la central Canutillar (total del orden de 130 MW). Para tal propósito, se realizará una simulación dinámica del SIC que considere los siguientes pasos:

• Aplicación de una falla trifásica sobre uno de los circuitos Loncoche -Los Ciruelos 220 kV.

• Despeje de la falla al cabo de los 5 ciclos y salida del circuito completo por actuación apropiada de las protecciones.

• Aplicación de un EDAG sobre las dos unidades de Canutillar, después de 6 ciclos. Este tiempo parece razonable, considerando la distancia que se encuentra la central del tramo comprometido.



Las siguientes gráficas muestra la evolución del sistema frente a los eventos señalados. En efecto, se muestra la evolución temporal de las principales variables del SIC (ángulos internos, frecuencia, tensión, y potencia generada de generadores, más tensión y frecuencia de barras, y finalmente transmisión por circuitos de la zona) frente a los eventos simulados. En general, se aprecia un sistema que cumple adecuadamente con las exigencias normativas de SyCS. En efecto, todas las oscilaciones resultan plenamente amortiguadas, con valores dentro de sus bandas tolerables. De esta forma el amortiguamiento en el circuito sobreviviente excede el 8%, valor por sobre el mínimo exigido normativamente. Se concluye, por tanto, que esta medida resulta apropiada para abordar el incidente descrito.

20.00015.99811.9967.99403.9920-0.0100 [s]

100.00

75.00

50.00

25.00

0.00

-25.00

-50.00

Generador Antuco 2: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Bocamina: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Canutillar 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Canutillar 2: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Colbun 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Guacolda 2: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Pehuenche 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Peuchen 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degGenerador Ralco 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

Generador Canutillar 2

2.268 s44.005 deg

0.702 s-23.963 deg

20.00015.99811.9967.99403.9920-0.0100 [s]

1.015

1.010

1.005

1.000

0.995

0.990

Generador Antuco 2: El. frequencyGenerador Bocamina: El. frequencyGenerador Canutillar 1: El. frequencyGenerador Canutillar 2: El. frequencyGenerador Colbun 1: El. frequencyGenerador Guacolda 2: El. frequencyGenerador Pehuenche 1: El. frequencyGenerador Peuchen 1: El. frequencyGenerador Ralco 1: El. frequency

4.657 s 0.992

19.855 s 0.998

0.569 s 1.001

CDEC-SIC Escenario de Alta Transferencia Sur a Norte - Año 2014 GS1

Evaluación tramo Los Ciruelos - Loncochie - Aplicación EDAG Falla Trifásica en circuito Los Ciruelos - Loncoche y EDAG sobre Canutillar

Date: 12/10/2009

Annex: /1D

IgSI

LEN

T



20.00015.99811.9967.99403.9920-0.0100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

Generador Antuco 2: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Bocamina: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Canutillar 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Canutillar 2: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Colbun 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Guacolda 2: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Pehuenche 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Peuchen 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Generador Ralco 1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 1.050 p.u.

Y = 0.950 p.u.

19.785 s 0.948 p.u.

20.00015.99811.9967.99403.9920-0.0100 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

Generador Antuco 2: Total Active Power in MWGenerador Bocamina: Total Active Power in MWGenerador Canutillar 1: Total Active Power in MWGenerador Canutillar 2: Total Active Power in MWGenerador Colbun 1: Total Active Power in MWGenerador Guacolda 2: Total Active Power in MWGenerador Pehuenche 1: Total Active Power in MWGenerador Peuchen 1: Total Active Power in MWGenerador Ralco 1: Total Active Power in MW

CDEC-SIC Escenario de Alta Transferencia Sur a Norte - Año 2014 GS2


Date: 12/10/2009

Annex: /2

DIg

SILE

NT



20.00015.99811.9967.99403.9920-0.0100 [s]

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

0.00

Tem\J: Voltage, Magnitude in p.u.BBla\J: Voltage, Magnitude in p.u.S/E Ciruelos\J: Voltage, Magnitude in p.u.S/E Loncoche\J: Voltage, Magnitude in p.u.Cautin\J1: Voltage, Magnitude in p.u.PMont\J2: Voltage, Magnitude in p.u.Cha\J2: Voltage, Magnitude in p.u.Val\J2: Voltage, Magnitude in p.u.Anc\K2: Voltage, Magnitude in p.u.AJah\K2: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 1.070 p.u.

Y = 0.930 p.u.

0.830 s 1.103 p.u.

2.073 s 1.000 p.u.

20.00015.99811.9967.99403.9920-0.0100 [s]

50.75

50.50

50.25

50.00

49.75

49.50

Tem\J: Electrical Frequency in HzBBla\J: Electrical Frequency in HzS/E Ciruelos\J: Electrical Frequency in HzS/E Loncoche\J: Electrical Frequency in HzCautin\J1: Electrical Frequency in HzPMont\J2: Electrical Frequency in HzCha\J2: Electrical Frequency in HzVal\J2: Electrical Frequency in HzAnc\K2: Electrical Frequency in HzAJah\K2: Electrical Frequency in Hz

19.851 s49.888 Hz

0.390 s50.195 Hz

0.807 s49.580 Hz

CDEC-SIC Escenario de Alta Transferencia Sur a Norte - Año 2014 Barras


Date: 12/10/2009

Annex: /3

DIg

SILE

NT

20.00015.99811.9967.99403.9920-0.0100 [s]

125.00

0.00

-125.00

-250.00

-375.00

-500.00

Loncoche - Ciruelos 220kV: Total Active Power/Terminal i in MWLoncoche - Ciruelos 220kV L2: Total Active Power/Terminal i in MWLos Ciruelos - Valdivia 220 kV: Total Active Power/Terminal i in MWTemuco - Valdivia 220 kV L2(2): Total Active Power/Terminal i in MW

19.847 s-130.023 MW

Loncoche - Los Ciruelos 220 kVAmortiguamiento 8,7%

5.269 s-111.049 MW

6.391 s-119.079 MW

CDEC-SIC Escenario de Alta Transferencia Sur a Norte - Año 2014 Lineas


Date: 12/10/2009

Annex: /4

DIg

SILE

NT



5.3.3 Evaluación de Compensación Estática Reactiva (CER) en Diego de Almagro Los argumentos operacionales incluidos en el Anexo N°1 de la Minuta ODP N°18/2009 presentada por Transelec S.A. a la DP introducen la necesidad de evaluar la puesta en marcha inmediata de este proyecto. En base al informe Estudio de Restricciones del Sistema de Transmisión 2009 (ERST-2009) realizado por la Dirección de Operación de CDEC-SIC se tiene que los límites sistémicos para las líneas de la zona norte son:

Tabla 13: Límites Sistémicos para líneas troncales Zona Norte

SS/EE Nombre Línea

Origen Destino

Capacidad Térmica

[MVA] 25° c/sol

Punto de Medida

Limitación del Tramo [MVA]

C.Pinto - D.Almagro 220 kV Carrera Pinto Diego de Almagro 197 Ambos 197

Cardones - C.Pinto 220 kV Cardones Carrera Pinto 197 Ambos 197

Maitencillo - Cardones L1 220 kV (Transelec) 197

Maitencillo - Cardones L2 y L3 220 kV (CTNC)

Maitencillo Cardones 290

Ambos 394

Para la realización del estudio se ha considerado una demanda al norte de la S/E Maitencillo de 426 [MW] para el año 2014 donde se observan las siguientes transferencias:

Tabla 14: Transferencias en la Zona Norte sin CER. Escenario Base.

Línea Tensión Flujo [MW] Carga [%]

C.Pinto - D-Almagro 220 106,42 56,00

Cardones - C.Pinto 220 130,18 69,27

Maitencillo - Cardones L1 220 127,65 42,74



El siguiente diagrama PV presenta la evolución del voltaje a medida que se aumentan las transferencias hacia la zona norte del SIC sin considerar un esquema de compensación estática reactiva (CER). Este incremento en las transferencias se realizó aumentando la demanda en la zona hasta los 509,59 [MW].



62,5450,0437,5425,0412,540,04

1,1000

1,0600

1,0200

0,9800

0,9400

0,9000

x-Axis: U_P-Curve: Total Load of selected loads in MWMaite\J1Card\J1Pinto\JDdA\J

Y = 0,95038.475 MW 42.161 MW 49.208 MW Y = 0,95038.475 MW 42.161 MW 49.208 MW

DIg

SILE

NT

Figura 7: Diagrama PV sin CER.

Se tiene que la tensión en la zona norte sin compensación reactiva se mantiene dentro de la Norma Técnica hasta un aumento aproximado en la demanda de 38 [MW]. Las transferencias resultantes son las siguientes:

Tabla 15: Transferencias resultantes Zona Norte SIC con CER.


C.Pinto - D-Almagro 220 109,29 58,29

Cardones - C.Pinto 220 141,56 75,15




Las transferencias de la tabla anterior se encuentran dentro del límite operacional determinado en el informe ERST-2009. El detalle de tensiones y flujos se presenta en la siguiente figura.



CDEC-SIC


Sistema ATACAMA

Mínimo Cortocircuito Monofásico

Project: Graphic: _01-Atacama Date: 12/14/2009 Annex:



Tap Castilla111,0191,009

-40,926

E20,0000,0000,000

E222,4860,978

-37,678

J215,0810,978

-37,678

E1

0,0000,0000,000

E1

22,4860,978

-37,678

E21,9020,952

-79,683

B211,2710,980

-84,089

B111,2710,980

-84,089

H107,8110,980

-54,089

14,5120,967

-67,678

Q10,3350,940

-74,086

H108,5140,986

-44,086

H

106,

454

0,96

8-4

5,41

9

J

225,

025

1,02

3-2

9,51

8

H107,1570,974

-45,125

H106,5900,969

-45,624

H107,6390,979

-44,307

H

107,2960,975

-44,938

H107,6060,978

-44,771

H106,2560,966

-45,554

H107,2550,975

-45,047

H106,5600,969

-45,349

Vallenar 13...

14,2

331,

031

-74,

342

Alto del Carmen 110 kV

113,

311

1,03

0-3

7,40

2

Vallenar 110..

113,

368

1,03

1-3

7,27

0

C2

14,4

260,

962

-79,

824

C1

14,4

260,

962

-79,

824

6,1250,972

-67,846

H107,4760,977

-44,780

G210,7810,937

-84,089

G110,7810,937

-84,089

J214,0840,973

-38,237

J

212,

099

0,96

4-4

5,09

4

11,7681,023

-67,846

H112,7761,025

-38,271

CER12,6570,959

-59,110

C12,9070,935

-84,898

J209,5920,953

-49,682

J212,0430,964

-44,242

CC

14,4

260,

962

-79,

824

CER0,0000,0000,000

C

13,5720,983

-57,865

C2

12,4

410,

943

-78,

916

H108,7230,988

-47,031

Potrerillos 110 kV107,1980,975

-54,856

El Salvador 110 kV105,7200,961

-55,265

108,5140,986

-44,086

111,7971,016

-37,846

J1215,081

J2215,0810,978

-37,678

13,4

110,

972

-75,

228

13,0

350,

945

-75,

095

213,

808

0,97

2-4

9,82

4

213,

808

0,97

2-4

9,82

4

H2108,5140,986

-44,086

E20,7280,901

-58,866

J1225,025

H1111,7971,016

-37,846

J2226,6001,030

-29,080

H

104,4950,950

-56,936

107,8100,980

-54,089

IB107,8100,980

-54,089

114,1011,037

-36,769

H2114,1011,037

-36,769

228,6581,039

-24,826

J1

228,6581,039

-24,826

4,39-0,708,11

-4,37-0,898,11

5,21-1,069,60

-5,200,629,60

-25,416,1655,21

25,82-6,4855,21

-20,244,2546,20

20,98-5,4546,20

-20,985,4547,31

21,64-6,4947,31

0,03

-23,

668,

71

-0,0

00,

008,

71

0,03-1,880,69

-0,0

31,

880,

69

15,930,8028,56

-15,81-1,2728,56

57,516,83

103,41

-57,49-6,81

103,41

0,03

-23,

668,

71

-0,0

0-0

,00

8,71

0,03-23,668,71

-0,0

323

,66

8,71

2,52-1,383,87

-2,52-0,513,87

20,962,3528,31

-20,88-2,6428,31

2,52-1,383,87

-2,52-0,513,87

20,962,3528,31

-20,88-2,6428,31

I. Centenario 110 kV

0,660,13

G~

G~

G~

G~

0000

0,000,000,00

-0,00-0,000,00

0

0,000,000,00

-0,00-0,000,00

0

0,040,310,44

-0,000,000,44

3

G~

G~

G~

G~

0000

G~

G~

0,00-0,080,10

-0,000,000,10

33

G~

0,00-0,000,00

-0,000,000,00

2

0,42-0,00

0,420,04

G~

136,1028,8378,82

G~

132,2028,4776,62

-135,21-11,3281,36

135,6828,8381,36

1

-131,33-11,8979,07

131,7828,4279,07

1

-129,27-7,3145,73

134,078,4145,73

G~

G~

G~

0,00-0,050,09

-0,000,000,09

0,00-0,000,00

-0,000,000,00

2

9,101,1916,71

-9,0

9-1

,30

16,7

1

0,00-0,030,01

-0,0

0-0

,00

0,01

I. A

gros

uper

0,00

-0,0

0

I. Kozan 110 kV

9,09

1,30

R. Caldera 110 KV

4,370,89

R. Hernán Fuentes 110 kV

4,690,95

I. Pucobre 110 kV

11,471,64

R. T

ierr

a A

mar

illa

110

kV

20,362,91

0,81

0,08

1,49

-0,81-0,161,49

-15,99-3,2535,87

16,113,0635,87

9,92-0,3217,89

-9,900,1117,89

I. Magnetita 110 kV

15,993,25

11,501,4221,13

-11,47-1,6421,13

R. Los Loros 110 kV

4,190,60

4,20-0,397,65

-4,19-0,607,65

41,5

76,

0175

,13

-40,95-5,5275,13

106,5721,2357,35

-106,28-21,5857,35

R. Vallenar 13.8 KV

10,3

8-3

,04

10,4

1-1

,70

104,

87

-10,

383,

0410

4,87

4-1,3

4-0

,27

3,10

1,34

-1,2

23,

10

R. Alto del Carmen 110 KV

1,34

0,27

-11,

752,

9232

,80

11,85-3,3532,80

G ~

G ~

0,00

0,00

0,00

-0,0

00,

000,

00

2

0,00

-0,0

00,

00

-0,0

00,

000,

00

2

0,00

-0,0

00,

00

-0,0

00,

000,

00

2

0,00-0,00

G~

-0,000,000,00

0,000,000,00

3

0,420,01

0,420,01

R. C

erril

los

110

kV

11,611,66

26,322,8947,35

-26,10-2,9747,35

R. C

opia

po 1

10 K

V

16,183,29

R. Chanaral 110 KV

6,742,66

G~

G~

0,00-0,000,00

-0,000,000,00

3

0,00-0,000,00

-0,000,000,00

3

R. H

uasc

o 11

0 K

V

1,320,13

-138,99-10,7583,59

139,4829,2383,59

1

G~

139,9029,2480,98

-138,99-10,7583,59

139,4829,2383,59

1

G~

139,9029,2480,98

-0,009,6796,01

85,76-3,9996,01

-85,516,1496,01

0

3

G ~

Generador Taltal CC

-104,49-11,6271,81

104,673,0455,68

I. Ta

ltal 1

10 K

V

6,631,35

-44,

36-0

,19

52,5

7

44,4

43,

6152

,57 1

0

10,85-5,6110,15

-10,681,6910,15

I. Refugio 110 kV

10,68-1,69

I. SSAA Maitencillo

0,00-0,00

I. SSAA D. Almagro

37,391,67

I. SSAA C. Pinto

0,00-0,00

I. Castilla+SSAA Castilla 110kV

0,00-0,00

1

111

G~

G~

G~

0,00-0,000,00

-0,000,000,00

1

0,00-0,000,00

-0,000,000,00

1

0,000,000,00

-0,000,000,00

3

6,763,3580,42

-6,74-2,6680,42

0

59,6310,7187,46

-59,45-13,8387,46

20

I. S

SA

A C

ardo

nes

0,02-0,00

0,000,00

1

-0,00-10,11

1SVS

CER Maite..

-0,00-8,88

SVSCER DdAlmagro

0,000,00

I. El Salvador 110 KV

51,0110,36

-18,14-4,4325,49

18,3

64,

0225

,49

I. Potrerillos 110 KV

5,041,02

1

I. M

anto

Ver

de D

. Alm

agro

110

KV

29,685,76

15,010,2121,75

-14,74-1,5021,75

I. H

uasc

o 11

0 K

V

40,048,13

-138,64-10,4149,10

144,1314,2449,10

-129,27-7,3145,73

134,078,4145,73

258,8010,7576,96

-256,743,3976,96

285,7333,9785,60

-283,19-15,2785,60

R. T

alta

l (E

lecd

a) 1

10 K

V

3,48-0,23

10,46-2,4419,30

-10,11-1,1219,30

48,668,010,00

40,048,130,00

78,971,270,00

0,00

-0,0

00,

00

1

0,00

-0,0

00,

00

-142,1620,5276,99

145,57-16,1376,99

-0,0

021

,78

1

-18,14-4,4325,49

18,3

64,

0225

,49

106,2821,58

I. La

Coi

pa 2

20 K

V

20,87-0,00

120,93-9,3510,40

-20,

870,

0010

,40

I. Paipote 110 KV

28,414,85

G~

-0,000,000,00

0,00-0,000,00

1

-20,53-4,1444,34

20,893,3944,34

-20,83-4,1226,29

21,183,3726,29

59,669,1484,15

-59,50-2,4084,15

2

0

I. Los Colorados 110 KV

3,770,77

3,78

0,33

7,88

-3,77-0,777,88

0,000,000,00

0,000,000,00

5

1

0,01-18,5524,76

0,0018,9924,76

9

119,81-0,000,00

I. M

anto

Ver

de C

opia

po 1

10 K

V

0,810,16

-60,

13-1

1,44

62,3

5

-0,0017,5062,35

60,2

3-0

,57

62,3

5-2 12

-166,5125,4889,15

171,29-16,0089,15

79,0113,930,00

58,56-6,450,00

DIg

SILE

NT

Figura 8: Voltajes y Transferencias Zona Norte Sin CER.



Por otro lado, si se considera un circuito de la línea Maitencillo – Cardones fuera de servicio, se obtiene la siguiente evolución del voltaje ante un aumento en la demanda en la zona norte.

20,0416,0412,048,044,040,04

1,05

1,00

0,95

0,90

0,85

0,80

x-Axis: U_P-Curve: Total Load of selected loads in MWMaite\J1Card\J1Pinto\JDdA\J

Y = 0,950 1.107 MW 1.986 MW

2.819 MW Y = 0,950 1.107 MW 1.986 MW

2.819 MW

DIg

SILE

NT

Figura 9: Diagrama PV Zona Norte Sin CER y un Circuito Maitencillo – Cardones Fuera de Servicio.

Se puede apreciar en la figura anterior que ante una situación de contingencia, el sistema sólo es capaz de soportar aumentos de transferencia hacia el norte del orden de 1 [MW]. Si se considera un CER en Diego de Almagro las transferencias aumentarían en 58 MW antes de producirse un colapso de tensión. La siguiente figura muestra dicha situación.



62,5450,0437,5425,0412,540,04

1,1000

1,0600

1,0200

0,9800

0,9400

0,9000

x-Axis: U_P-Curve: Total Load of selected loads in MWMaite\J1: Voltage, Magnitude in p.u.Card\J1: Voltage, Magnitude in p.u.Pinto\J: Voltage, Magnitude in p.u.DdA\J: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0,950 p.u.59.199 MWY = 0,950 p.u.59.199 MW

DIg

SILE

NT

Figura 10: Diagrama PV Con un circuito de Maitencillo- Cardones Fuera de Servicio y con CER de Diego de Almagro.

Las transferencias para esta condición son las siguientes:


C.Pinto - D-Almagro 220 169,55 99,96

Cardones - C.Pinto 220 198,21 113,98

Maitencillo - Cardones L1 220 214,69 73.63


Maitencillo - Cardones L3 220 --- ---

De la tabla se infiere que en esta nueva situación los límites de transmisión estipulados por la DO en su documento ERST-2009 son superados, lo que no hace viable este escenario. En conclusión, se concluye que el CER a ubicar en Diego de Almagro aumenta la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico de la zona al norte de la S/E Maitencillo, pero dicha inversión debe ser acompañada de un aumento de capacidad de transmisión en la línea Maitencillo – Cardones y Cardones – Carrera Pinto. No obstante lo anterior, existen alternativas a la instalación del CER que podrían efectivamente mejorar los perfiles y estabilidad de tensión junto con abastecer los aumentos de demanda proyectados para la zona, como disponer de generación local.



CDEC-SIC


Sistema ATACAMA

Mínimo Cortocircuito Monofásico

Project: Graphic: _01-Atacama Date: 12/14/2009 Annex:



Tap Castilla107,4820,977

-55,241

E20,0000,0000,000

E221,8510,950

-53,982

J 209,0070,950

-53,982

E1

0,0000,0000,000

E1

21,8510,950

-53,982

E23,2201,010

-98,840

B211,9851,042

-102,745

B111,9851,042

-102,745

H114,6431,042

-72,745

14,1020,940

-83,982

Q9,9630,906

-90,352

H104,6160,951

-60,352

H

102,

470

0,93

2-6

1,78

7

J

222,

724

1,01

2-3

9,41

4

H103,1810,938

-61,462

H102,5780,933

-61,997

H103,7070,943

-60,589

H

103,3340,939

-61,263

H103,6640,942

-61,086

H102,2640,930

-61,932

H103,2950,939

-61,381

H102,5810,933

-61,712

Vallenar 13...

13,9

421,

010

-86,

774

Alto del Carmen 110 kV

110,

908

1,00

8-4

9,53

3

Vallenar 110..

110,

972

1,00

9-4

9,39

7

C2

15,2

941,

020

-98,

981

C1

15,2

941,

020

-98,

981

5,9920,951

-80,002

H103,5260,941

-61,095

G211,4640,997

-102,744

G111,4640,997

-102,744

J207,9790,945

-54,574

J

215,

024

0,97

7-6

3,13

4

11,5131,001

-80,002

H109,9501,000

-51,043

CER12,4670,944

-70,438

C13,7290,995

-103,471

J222,2001,010

-68,839

J214,9490,977

-62,304

CC

15,2

941,

020

-98,

981

CER13,2290,959

-98,898

C

13,3590,968

-69,065

C2

13,1

830,

999

-98,

160

H104,7440,952

-63,509

Potrerillos 110 kV114,1081,037

-73,429

El Salvador 110 kV112,7031,025

-73,787

104,6160,951

-60,352

109,3700,994

-50,002

J1 209,007

J2209,0070,950

-53,982

12,9

130,

936

-91,

504

12,5

510,

909

-91,

372

226,

669

1,03

0-6

8,98

1

226,

669

1,03

0-6

8,98

1

H2104,6160,951

-60,352

E22,1570,963

-76,946

J1222,724

H1109,3700,994

-50,002

J2222,8521,013

-40,406

H

111,6821,015

-75,296

114,6431,042

-72,744

IB114,6431,042

-72,744

111,7291,016

-48,880

H2111,7291,016

-48,880

226,7561,031

-35,370

J1

226,7561,031

-35,370

4,39-0,588,42

-4,37-0,898,42

5,21-0,909,92

-5,200,499,92

-35,289,2578,79

36,11-8,9578,79

-28,3410,0969,53

30,02-9,8369,53

-30,029,8370,74

31,50-9,6070,74

0,03

-26,

599,

24

-0,0

00,

009,

24

0,03-2,110,73

-0,0

32,

110,

73

15,940,9429,66

-15,81-1,3429,66

57,577,12

107,44

-57,56-7,09

107,44

0,03

-26,

599,

24

-0,0

0-0

,00

9,24

0,03-26,599,24

-0,0

326

,59

9,24

2,52-1,633,80

-2,52-0,513,80

20,931,8826,53

-20,87-2,2626,53

2,52-1,633,80

-2,52-0,513,80

20,931,8826,53

-20,87-2,2626,53

I. Centenario 110 kV

0,660,13

G~

G~

G~

G~

0000

0,000,000,00

-0,00-0,000,00

0

0,000,000,00

-0,00-0,000,00

0

0,050,350,46

-0,000,000,46

3

G~

G~

G~

G~

0000

G~

G~

0,00-0,090,11

-0,00-0,000,11

33

G~

0,00-0,000,00

-0,00-0,000,00

2

0,42-0,00

0,420,04

G~

136,1037,8280,03

G~

132,2037,4677,85

-135,20-19,7782,62

135,6837,8282,62

1

-131,32-20,3580,35

131,7837,4280,35

1

G~

G~

G~

0,00-0,050,08

-0,00-0,000,08

0,000,000,00

-0,00-0,000,00

2

9,101,2017,36

-9,0

9-1

,30

17,3

6

0,00-0,030,01

-0,0

00,

000,

01

I. A

gros

uper

0,00

-0,0

0

I. Kozan 110 kV

9,09

1,30

R. Caldera 110 KV

4,370,89

R. Hernán Fuentes 110 kV

4,690,95

I. Pucobre 110 kV

11,471,64

R. T

ierr

a A

mar

illa

110

kV

20,362,91

0,81

0,09

1,55

-0,81-0,161,55

-15,99-3,2537,23

16,123,0937,23

9,92-0,1318,57

-9,90-0,0618,57

I. Magnetita 110 kV

15,993,25

11,501,4421,95

-11,47-1,6421,95

R. Los Loros 110 kV

4,190,60

4,20-0,327,94

-4,19-0,607,94

41,6

26,

1578

,06

-40,96-5,5578,06

106,5821,3859,03

-106,28-21,5859,03

R. Vallenar 13.8 KV

10,3

8-3

,04

10,4

1-1

,64

107,

06

-10,

383,

0410

7,06

4-1,3

4-0

,27

3,09

1,34

-1,1

63,

09

R. Alto del Carmen 110 KV

1,34

0,27

-11,

752,

8033

,41

11,86-3,2133,41

G ~

G ~

0,00

-0,0

00,

00

-0,0

0-0

,00

0,00

2

0,00

-0,0

00,

00

-0,0

0-0

,00

0,00

2

0,00

0,00

0,00

-0,0

0-0

,00

0,00

2

0,00-0,00

G~

-0,000,000,00

0,00-0,000,00

3

0,420,01

0,420,01

R. C

erril

los

110

kV

11,611,66

26,343,1349,20

-26,10-3,1549,20

R. C

opia

po 1

10 K

V

16,183,29

R. Chanaral 110 KV

6,742,66

G~

G~

0,00-0,000,00

-0,00-0,000,00

3

0,00-0,000,00

-0,00-0,000,00

3

R. H

uasc

o 11

0 K

V

1,320,13

-138,98-19,2084,83

139,4838,2384,83

1

G~

139,9038,2482,17

-138,98-19,2084,83

139,4838,2384,83

1

G~

139,9038,2482,17

-0,009,37

103,91

91,03-0,19

103,91

-90,744,61

103,91

0

3

G ~

Generador Taltal CC

-104,34-9,7267,31

104,51-1,9552,43

I. Ta

ltal 1

10 K

V

6,631,35

-44,

301,

2149

,39

44,3

61,

8149

,39 1

0

10,86-5,2610,40

-10,681,6910,40

I. Refugio 110 kV

10,68-1,69

I. SSAA Maitencillo

0,00-0,00

I. SSAA D. Almagro

59,202,65

I. SSAA C. Pinto

0,00-0,00

I. Castilla+SSAA Castilla 110kV

0,00-0,00

1

111

G~

G~

G~

0,000,000,00

-0,000,000,00

1

0,000,000,00

-0,00-0,000,00

1

0,00-0,000,00

-0,000,000,00

3

6,753,2675,23

-6,74-2,6675,23

0

55,6314,0384,92

-55,45-16,8084,92

20

I. S

SA

A C

ardo

nes

0,02-0,00

0,00-11,05

1

-0,00-9,81

1SVS

CER Maite..

-0,00-9,81

SVSCER DdAlmagro

-0,00-69,18

I. El Salvador 110 KV

51,0110,36

-18,15-4,4323,92

18,3

43,

8923

,92

I. Potrerillos 110 KV

5,041,02

1

I. M

anto

Ver

de D

. Alm

agro

110

KV

29,685,76

14,96-0,0520,37

-14,72-1,5020,37

I. H

uasc

o 11

0 K

V

40,048,13

-202,2012,4073,63

214,6920,1773,63

-213,9119,6478,07

228,0619,4578,07

301,3137,4991,08

-298,43-15,5691,08

243,1741,0474,08

-241,27-28,2274,08

R. T

alta

l (E

lecd

a) 1

10 K

V

3,48-0,23

10,42-3,0518,35

-10,11-1,1218,35

44,6511,430,00

40,048,130,00

146,54-24,970,00

0,00

-0,0

00,

00

1

0,00

-0,0

00,

00

-163,90104,2699,96

169,55-91,7199,96

-0,0

024

,48

1

-18,15-4,4323,92

18,3

43,

8923

,92

106,2821,58

I.

La C

oipa

220

KV

20,87-0,00

1

20,93-9,6310,31

-20,

870,

0010

,31

I. Paipote 110 KV

28,414,85

G~

-0,000,000,00

0,000,000,00

1

-20,53-4,1445,32

20,903,4645,32

-20,83-4,1226,87

21,203,44

26,87

55,6612,5681,85

-55,50-6,1881,85

2

0

I. Los Colorados 110 KV

3,770,77

3,78

0,35

8,08

-3,77-0,778,08

0,08-76,6050,03

0,0080,2350,03

5

1

0,01-19,1425,97

-0,0019,6225,97

9

162,3318,290,00

I. M

anto

Ver

de C

opia

po 1

10 K

V

0,810,16

-60,

05-1

0,94

66,3

3

-0,0019,8066,33

60,1

4-3

,75

66,3

3-2 12

-190,49101,33113,98

198,21-79,96113,98

78,9612,920,00

68,87-8,700,00

DIg

SILE

NT

Figura 11: Tensiones y Transferencias en la Zona Norte. Condición con CER y un Circuito Maitencillo - Cardones

Fuera de Servicio.

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE - Comisión Nacional de ... · conforme al estudio para cada...

Documents

Transcript of PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE - Comisión Nacional de ... · conforme al estudio para cada...