Informe Requerimientos de Expansión de Sistemas de

PROPUESTA
REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN DE SISTEMAS DE LA SUBTRANSMISIÓN
INFORME PRELIMINAR
6 de noviembre de 2015
CDEC SIC
(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)
Teatinos N°280 – Piso 12
Teléfono: (56 2) 424 6300
Fax: (56 2) 424 6301
Santiago – Chile
Código Postal: 8340434
www.cdecsic.cl
REQUERIMIENTOS DE LA EXPANSIONES DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
Rev
Fecha
Comentario
Realizó
Revisó / Aprobó
1
6-11-2015
Informe Preliminar DPD
Mauricio Olivares A.
Cristián Torres B.
Rodrigo Sabaj S.
Vannia Toro
Deninson Fuentes del C.
Gabriel Carvajal M.
2
INDICE
1
INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS .............................................................................. 5
2
ANTECEDENTES ................................................................................................... 7
3
DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN ........................................... 8
4
EXIGENCIAS REGULATORIAS A LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Y SU
PLANIFICACIÓN ........................................................................................................... 11
4.1
4.2
4.3
EXIGENCIAS MÍNIMAS PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES ............................................................... 11
PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO. .............................................................................. 16
CRITERIOS DE SUFICIENCIA .................................................................................................................. 16
5
METODOLOGÍA GENERAL DE ANÁLISIS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE
SUBTRANSMISIÓN ....................................................................................................... 18
6
DIAGNOSTICO DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN ..................................... 24
7
APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE
SUBTRANSMISIÓN ....................................................................................................... 24
7.1
7.1.1
7.1.2
7.1.3
7.1.4
7.1.5
7.1.6
7.1.7
7.1.8
7.2
EXIGENCIA DISEÑO DE SUBESTACIONES .............................................................................................. 25
S.E CARDONES ..................................................................................................................................... 25
S.E MAITENCILLO ................................................................................................................................. 26
S.E PAN DE AZÚCAR ............................................................................................................................. 26
S.E LOS MAQUIS ................................................................................................................................... 27
S.E CHENA ............................................................................................................................................ 27
S.E CHARRÚA ....................................................................................................................................... 28
S.E VALDIVIA ........................................................................................................................................ 29
S.E RAHUE ............................................................................................................................................ 29
ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO ........................................................................................ 31
8
DESARROLLO PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN EN SUBESTACIONES CON
INSTALACIONES DE SUBTRANSMISIÓN ........................................................................ 32
8.1
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E CARDONES ................................................................................. 33
3
8.1.1
8.1.2
8.1.3
8.1.4
8.2
8.2.1
8.2.2
8.2.3
8.2.4
8.3
8.3.1
8.3.2
8.3.3
8.3.4
SITUACIÓN ACTUAL ............................................................................................................................. 33
DESARROLLO DE ALTERNATIVA ........................................................................................................... 35
VALOR DE INVERSIÓN .......................................................................................................................... 40
PLAZO Y RESPONSABLE ........................................................................................................................ 41
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. LOS MAQUIS.............................................................................. 42
SITUACIÓN ACTUAL ............................................................................................................................. 42
DESARROLLO DE ALTERNATIVA PROYECTO DE NORMALIZACIÓN ....................................................... 43
VALOR DE INVERSIÓN .......................................................................................................................... 48
PLAZO DE EJECUCIÓN Y RESPONSABLE ................................................................................................ 49
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. VALDIVIA ................................................................................... 50
SITUACIÓN ACTUAL ............................................................................................................................. 50
PROYECTO PRESENTADO POR STS ....................................................................................................... 51
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN ......................................................................................................... 53
VALOR DE INVERSIÓN .......................................................................................................................... 57
ANEXO 1 ..................................................................................................................... 58
4
1
INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS
En el marco del Reglamento que establece la Estructura, Funcionamiento y Financiamiento de
los Centros de Despacho Económico de Carga, fijado en el Decreto N°291 del año 2007 y
modificada mediante el Decreto 115 del año 2013, se establecen las responsabilidades y
obligaciones de la DPD1, sobre las cuales, para el presente análisis, se destaca la siguiente:
Artículo 37 bis, b): Realizar los análisis y estudios semestrales sobre los
requerimientos de los sistemas de transmisión a que se refiere el literal g) del
artículo 3° del presente reglamento, así como los estudios con los requerimientos de
adaptación de instalaciones comunes, de diseño conceptual de líneas y subestaciones, la
revisión de los estudios de coordinación de protecciones y los demás que señale la
normativa vigente. Los análisis y estudios mencionados deberán realizarse con
información actualizada, para lo cual los Coordinados deberán periódicamente entregar
a la DPD información de proyectos en desarrollo, proyectos en estudio y proyección de
demanda de acuerdo a los formatos que las Direcciones Técnicas determinen previa
aprobación de la Comisión. Los análisis y estudios mencionados deberán ser enviados a
la Comisión y publicados en forma permanente en la página web del CDEC respectivo
En el artículo anterior, se indica la función de desarrollar estudios asociados a los sistemas de
transmisión, referenciando al artículo 3, literal g) del reglamento en cuestión.
Artículo 3º.- Para los efectos del cumplimiento de las funciones del CDEC, todo
propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote, a cualquier título, centrales
generadoras, líneas de transporte, instalaciones de distribución y demás instalaciones
señaladas en el Artículo 2º del presente reglamento, que se interconecten al sistema,
estarán obligados a sujetarse a las instrucciones, procedimientos y mecanismos de
coordinación del sistema que emanen, dentro de sus respectivas atribuciones, de los
organismos técnicos necesarios de cada CDEC a que se refiere el Artículo 5º del presente
reglamento, en la forma que establece su Título III, para efectos de:
a) Preservar la seguridad global del sistema eléctrico;
b) Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del
sistema eléctrico;
c) Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de
subtransmisión;
d) Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales de
acuerdo a lo establecido en el inciso final del artículo 77° de la Ley;
e) Determinar las transferencias económicas entre los integrantes y/o coordinados
del CDEC, según corresponda
f) Elaborar los estudios e informes requeridos por la ENERGÍA Comisión Nacional
de Energía, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, o el Ministerio de
Energía, dentro de la esfera de sus Respectivas atribuciones, y las demás que
establece la normativa vigente,
1
DPD: Dirección de Planificación y Desarrollo.
5
g) Realizar periódicamente análisis y estudios sobre requerimientos y
recomendaciones de expansión de la transmisión de corto, mediano y
largo plazo.
De lo indicado se concluye que la DPD debe realizar periódicamente estudios para
recomendar obras en los sistemas de transmisión. En base a lo anterior y dado que el
reglamento no segrega a los sistemas de transmisión a estudiar por su clasificación
regulatoria, se entiende que esta obligación aplica para todos los segmentos, es decir: sistema
de transmisión troncal, subtransmisión y transmisión adicional.
Para el sistema de transmisión troncal se realiza anualmente un análisis de sus
requerimientos de expansión en el contexto de la revisión del Estudio de Transmisión
Troncal. Por otro lado los sistemas de subtransmisión y transmisión adicional no poseen un
estudio particular que analice los respectivos requerimientos de expansión.
En este contexto, el presente estudio sienta las bases para realizar análisis de requerimientos
de expansión en los sistemas de subtransmisión conforme a las necesidades y características
que deben poseer los sistemas de transmisión en cuanto a la seguridad, operación económica
y acceso abierto.
El presente informe aborda los siguientes tópicos




Estudio del contexto normativo de la expansión de los sistemas de transmisión,
básicamente lo que indica la NTSyCS.
Desarrollo de una metodología preliminar para, en futuras versiones, elaborar un
análisis más detallado sobre los criterios de expansión de los sistemas de
subtransmisión
Análisis de requerimientos para ocho subestaciones que resultaron de interés en la
revisión del plan de expansión de la transmisión troncal y del diagnóstico de la
Dirección de Operación con motivo del artículo 36° literal p).
Realización de recomendaciones de ampliaciones de algunas subestaciones en las que
se observan faltas de cumplimiento normativo en lo referente a los artículos 3-24 y 325 de la NTSyCS.
6
2
ANTECEDENTES
Para el desarrollo del presente estudio se utilizaron una serie de documentos, sobre las cuales
se sentaron las bases de la Metodología de Análisis para la Expansión de los Sistemas de
Subtransmisión.
a) Decreto con Fuerza de Ley N°4/2007: Ley General de Servicios Eléctricos.
b) Resolución Exenta N°297/2015 del Ministerio de Energía: Norma Técnica de
Seguridad y Calidad del Servicio.
c) Decreto N°291/2007 del Ministerio de Economía: Establecen las Responsabilidades,
Funciones y Obligaciones de los Centro de Despacho de Carga.
d) Decreto N°115/2013 del Ministerio de Energía: Modifica Decreto N°291/2007 del
Ministerio de Economía.
7
3
DEFINICIÓN DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
De acuerdo al artículo 75° de la LGSE2 las instalaciones de Subtransmisión son aquellas que
están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o
regulados, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras. La definición
de instalaciones de transmisión como parte de sistemas de subtransmisión es realizada por la
CNE3 mediante un estudio y posterior fijación mediante decreto. Actualmente el Decreto N°
163/2014 es el que define los sistemas de subtransmisión y las instalaciones que los
componen.
Los sistemas de subtransmisión poseen la denominación de servicio público y como tal, están
sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo
condiciones técnicas y económicas no discriminatorias. Para calificar como Subtransmisión,
las instalaciones deben cumplir con las siguientes características:
a) No calificar como instalaciones troncales.
b) Que los flujos en las líneas no sean atribuidos exclusivamente al consumo de un
cliente, o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de
centrales generadoras.
Las instalaciones de subtransmisión son remuneradas en base al VASTx4, que es determinado
cada cuatro años mediante estudios supervisados por la CNE. La metodología de tarificación
de estos sistemas no contempla una planificación centralizada, ni una revisión de los
requerimientos de ampliaciones. Por lo tanto, el estudio que debe realizar la DPD para dar
cumplimiento al artículo 37 bis, b) del Decreto N° 291/2007 da cuenta de esta necesidad, la
cual a la fecha no es vinculante, sino informativa.
El Decreto N° 163/2014 definió 6 sistemas de subtransmisión, 5 en el SIC y 1 en el SING, la
ubicación geográfica de éstos es coherente con las zonas de concesión de clientes regulados,
los nombres y características generales de cada sistema de subtransmisión se presenta a
continuación.

STX-A: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SING, abarca la XV Región de Arica y
Parinacota, I Región de Tarapacá y la parte norte de la II Región de Antofagasta. Las
instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de
aproximadamente 600 km de Norte a Sur y alrededor de 150 km de Este a Oeste.

STX-B: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la II
Región de Antofagasta, III Región de Atacama, IV Región de Coquimbo y la parte norte
2
LGSE: Ley General de Servicios Eléctricos.
CNE: Comisión Nacional de Energía
4
VASTx: Valor Anual de Subtransmisión.
3
8
de la V Región de Valparaíso. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un
área geográfica de aproximadamente 850 km de Norte a Sur y alrededor de 150 km de
Este a Oeste.

STX-C: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca gran parte de la V Región
de Valparaíso y con algunas instalaciones colabora en la alimentación de localidades
de la Región Metropolitana. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área
geográfica de aproximadamente 165 km de Norte a Sur y alrededor de 135 km de Este
a Oeste.

STX-D: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca gran parte la Región
Metropolitana. Las instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica
de aproximadamente 90 km de Norte a Sur y alrededor de 75 km de Este a Oeste.

STX-E: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la Región
Metropolitana, la VI Región del Libertador Bernardo O’Higgins, VII Región del Maule,
VII Región del Biobio y gran parte de la IX Región de la Araucanía. Las instalaciones de
este sistema se encuentran en un área geográfica de aproximadamente 675 km de
Norte a Sur y alrededor de 220 km de Este a Oeste.

STX-F: Sistema de subtransmisión, ubicado en el SIC, abarca la parte sur de la IX
Región de la Araucanía, la Región XIV de los Ríos y la X Región de los Lagos. Las
instalaciones de este sistema se encuentran en un área geográfica de
aproximadamente 540 km de Norte a Sur y alrededor de 220 km de Este a Oeste.
En la siguiente figura se presente un mapa político de chile, con la ubicación geográfica de los
sistemas de los 6 sistemas de subtransmisión.
9
-
-
-
-
-
Figura 1:: Ubicación Geográfica de Sistemas de Substransmisión
En términos de las características de las instalaciones de estos sistemas, la legislación no
impone un límite superior de tensión, pero si un mínimo, ya que en tensiones inferiores o
iguales a 23 kV, se entiende que los sistemas son de distribución. En ese contexto, los sistemas
de subtransmisión podrían comprender instalaciones con niveles de tensión superior a 23 kV
e incluso 500 kV. Ahora bien, en la práctica los sistemas de subtransmisión están compuestos
por instalaciones de 44 kV, 66 kV, 110 kV, 154 kV y 220 kV. Lo anterior, se destaca producto
que las NTSyCS5 posee diferentes exigencias para las instalaciones con niveles de tensión
superior a 200 kV.
5
NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio.
10
4
EXIGENCIAS REGULATORIAS
TRANSMISIÓN Y SU PLANIFICACIÓN
A
LAS
INSTALACIONES
DE
Definidas las obligaciones de la DPD en cuanto a la planificación de los sistemas de
subtransmisión y a las características que éstos poseen, es preciso contextualizar la lógica
normativa sobre la cual deben proponerse modificaciones y expansiones de estos sistemas. En
ese contexto, se presentan a continuación los criterios y exigencias mínimas que deben ser
consideradas para el desarrollo de una planificación coherente en términos técnicos,
normativos y económicos.
4.1 EXIGENCIAS MÍNIMAS PARA EL DISEÑO DE INSTALACIONES
La NTSyCS establece en el capítulo 3, las exigencias mínimas que deben poseer las
instalaciones de transmisión en cuanto a configuraciones, diseños y conexiones. En
consecuencia, la planificación debe contemplar en principio la búsqueda del cumplimiento
normativo en cuanto a las exigencias que ésta plantea.
Dado que las exigencias de la NTSyCS para el diseño de instalaciones de transmisión son
diferentes para niveles de tensión superiores e inferiores a 200 kV y que los sistemas de
subtransmisión comprenden instalaciones desde 44 kV hasta 220 kV, se presenta a
continuación lo que indica la normativa al respecto.
Artículo 3-24 (NTSyCS)- Aplicación Instalaciones tensión Mayor a 200 kV
[mantenimiento de Interruptores - falla en barras – fallas en transformadores y conexión
al sistema de transmisión]
Las disposiciones del presente artículo se aplican a instalaciones del ST6 de tensión
nominal mayor a 200 [kV], sean ellas pertenecientes al STT, STx o STA.
II. Configuración de barras de subestaciones:
“…Las subestaciones del ST de tensión nominal mayor a 200 [kV] deberán tener una
configuración de barras con redundancia suficiente para realizar el mantenimiento de
cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que
dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor
asociado a ellas. Lo anterior no es exigible a alimentadores no enmallados o de uso
exclusivo de Clientes Libres.
6
ST: Sistema de Transmisión, STT: Sistema de Transmisión Troncal, STx: Sistema de Subtransmisión, STA:
Sistema de Transmisión Adicional.
11
La configuración específica de las nuevas subestaciones, tales como esquemas en anillo,
barra principal y transferencia, interruptor y medio u otro, así como el número de
secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser
controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de
Recursos Generales de Control de Contingencias.
En el caso de ampliación de subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de
severidad 9 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas,
admitiendo la utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de
Contingencias, para lo cual deberán implementarse las correspondientes medidas contra
contingencias extremas previo a la autorización de la conexión.
Para ello el Coordinado que explote la subestación que se incorpora al SI o que es
ampliada o modificada, deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos
en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan
al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO7.
III. Configuración de Transformadores
Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser
controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de
Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias, para lo cual deberán
implementarse las correspondientes medidas contra contingencias extremas.
Para subestaciones que se incorporan al SI o aquellas que sean ampliadas o modificadas,
el Coordinado respectivo deberá realizar un estudio basado en los criterios establecidos
en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan
al SI", el que debe ser sometido a la aprobación de la DO.
Para subestaciones eléctricas pertenecientes al ST, los Coordinados que exploten
transformadores de poder deberán disponer de transformadores de reserva, propios o de
terceros, energizados o desenergizados, tal que en caso de falla permanente de uno de los
transformadores de la subestación que implique restricciones al suministro a Clientes
Regulados, se pueda normalizar la operación de la subestación antes de 96 horas
contadas desde el inicio de la falla.
Tampoco exime al Coordinado de la exigencia de respetar los índices de Indisponibilidad
Programada y Forzada de transformadores establecida en el Artículo 5-70.
En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y
tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un
número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser
7
DO: Dirección de Operación
12
controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de
Recursos Generales de Control de Contingencias.
IV Conexión en Derivación:
En el caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su
conexión en derivación de una línea del ST que no pertenezca al STT por medio de un
arranque de simple circuito de línea o transformación deberá dar cumplimiento a los
siguientes requisitos:
a) La conexión….deberá contar con un paño de interrupción, físicamente ubicado contiguo a
la franja de seguridad de la línea, que asegure el despeje selectivo de las fallas que ocurran
en las nuevas instalaciones…
b) Se podrá efectuar solo una conexión en derivación por circuito de línea de tensión superior
a 200 kV. En caso de solicitarse una segunda conexión en derivación en el mismo circuito,
ello exigirá desarrollar una subestación seccionadora de ese circuito con al menos tres
paños de interruptor.
c) Si los estudios realizados por el coordinado… la DO concluya que el sistema resulta
inestable, o si no fuera posible lograr una adecuada coordinación…. Corresponderá el
desarrollo de una subestación seccionadora de ese o más circuitos de la línea, según sea
necesario.
d) En caso de no ser posible cumplir con los requisitos establecidos anteriormente, el
interesado podrá efectuar la conexión en alguna de las subestaciones terminales…
En el caso que el Coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite
una conexión que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una
línea de dos o más circuitos que forma parte del ST de tensión mayor a 200 [kV] que no
pertenezca al STT, corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos
dos circuitos de esta última, que cumpla con los estándares mencionados en el punto II.
Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.
En el caso de conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT,
corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de la línea,
la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de
barras de subestaciones del presente artículo.
Artículo 3-25 (NTSyCS)- Aplicación Instalaciones tensión menor a 200 kV [conexión al
sistema de transmisión]
En el caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su
conexión en derivación de una línea del ST de tensión menor a 200 kV, mediante un
arranque de simple circuito de línea o transformación, sin interruptor, deberá dar
cumplimiento a los siguientes requisitos:
13
a) La conexión en derivación desde una línea de simple circuito o desde uno de los circuitos de
una línea de dos o más circuitos mediante un arranque de simple circuito de línea o
transformación, sin interruptor, deberá contar en el otro extremo con un sistema de
protecciones que permita mantener el tiempo de despeje en el circuito al cual se conecta y
en el propio arranque dentro de los tiempos establecidos en el Articulo 5-45. Para lo cual el
coordinado que explote la línea receptora deberá realizar las modificaciones necesarias al
sistema de protecciones de la línea
b) El paño en el extremo del arranque deberá contar con un esquema de protección de falla
de interruptor que garantice el despeje de la contribución de corrientes de cortocircuito en
caso de falla de dicho interruptor.
c) No obstante lo anterior, a solicitud del coordinado y previa entrega del estudio…la DO
podría excepcionalmente aceptar tiempos de operación mayores al indicado.
d) Por otra parte,… si la DO concluye que el sistema resulta inestable o si no fuera posible
lograr una adecuada coordinación entre la línea y el arranque, se deberá mejorar el
sistema de protecciones del arranque o seccionar ese o más circuitos de la línea, según sea
necesario.
En caso que el coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite su
conexión a través de una línea de doble circuito, en un punto intermedio de una línea de
dos o más circuitos que forman parte de un ST de tensión menor a 200 kV.
Corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos dos circuitos de esta
última.
Conforme a lo expresado previamente, se presenta a continuación un cuadro resumen con las
exigencias de diseño para las instalaciones de subtransmisión, esto significa que se omiten las
exigencias asociadas al troncal y a los sistemas adicionales.
Cuadro 1: Resumen requerimientos Mínimos Instalaciones de Transmisión
Exigencias para
instalaciones de tensión
superior a 200 kV
I. Mantenimiento
de Interruptores
II. Configuración
de Barras (II)
Configuración de barras suficiente
para realizar el mantenimiento de
cada interruptor asociado a líneas,
transformadores u otros equipos,
de manera que dichas instalaciones
queden en operación durante el
mantenimiento del interruptor
asociado a ellas. No exigible a
alimentadores no enmallados o de
uso exclusivo de Clientes Libres.
El número de secciones de barra,
deberá ser tal que la falla de
severidad 9 en ellas pueda ser
controlada sin propagarse a otras
instalaciones no falladas.
Exigencias para
instalaciones de tensión
inferior a 200 kV
Sin exigencia.
Sin exigencia.
14
III.Configuración
Transformadores
En el caso de subestaciones de
transformación
de
tensión
primaria mayor a 200 [kV] y
tensión secundaria superior a 60
[kV] que enmallan sistemas,
deberán contar con un número de
transformadores tal que la falla de
severidad 8 en uno de ellos pueda
ser controlada sin propagarse.
Conexión en derivación de una
línea del ST por medio de un
arranque de simple circuito:
La conexión deberá contar con
un
paño
de
interruptor,
físicamente ubicado contiguo a la
franja de seguridad de la línea,
que asegure el despeje de las
fallas que ocurran en las nuevas
instalaciones. En caso de la DO
concluya que el sistema resulta
inestable,
corresponderá
el
desarrollo de una subestación
seccionador.
IV. Conexiones en
derivación a los
Sistemas de
Subtransmisión
Se podrá efectuar solo una
conexión en derivación por
circuito de línea de tensión
superior a 200 kV. Segunda
conexión en derivación exigirá
desarrollar una subestación
seccionadora. (con estándar
punto II)
Conexión en derivación que
implique intervenir más de un
circuito, en un punto intermedio de
una línea de dos o más circuitos
que forman parte de un ST:
Corresponderá construir una
subestación seccionadora de al
menos dos circuitos. (con
estándar punto II)
Sin exigencia.
Conexión en derivación de una
línea del ST por medio de un
arranque de simple circuito sin
interruptor:
La conexión deberá contar en el
extremo con un sistema de
protección que permita mantener
el tiempo de despeje en el
circuito al cual se le realiza la
derivación.
Para
esto
el
coordinador de esta última
deberá
realizar
las
modificaciones necesarias en el
sistema de protección de la línea.
En caso de la DO concluya que el
sistema resulta inestable se
deberá mejorar el sistema de
protecciones del arranque o
seccionar ese o más circuitos de
la línea, según sea necesario.
Conexión en derivación que implique
intervenir más de un circuito, en un
punto intermedio de una línea de dos
o más circuitos que forman parte de
un ST:
Corresponderá construir una
subestación seccionadora de al
menos dos circuitos.
15
4.2 PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO.
La NTSyCS hace referencia respecto de los criterios de planificación que se deben considerar,
en los sistemas de transmisión que define la regulación nacional: STT, STx y STA.
Artículo 5-5 (NTSyCS)- La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada
aplicando Criterio N-1, definido según lo establecido en el Articulo 1-7, numeral 31.
En los estudios de planificación, la aplicación del Criterio N-1, sólo podrá utilizar
recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o tensión.
Para estos efectos, el ETT8 y sus revisiones anuales realizados por la DP9… deben
verificar durante su realización que las alternativas de ampliaciones recomendadas
aseguren el cumplimiento de los señalado en el inciso anterior, en todos los tramos del
STT, dando cumplimiento a la NTSyCS.
Del mismo modo en los Estudios de Subtransmisión a que se refiere la LGSE, deberán
cumplir con lo señalado en el inciso anterior para las instalaciones de cada STx.
Las instalaciones de los STA que operen con enmallamiento también deberán dar
cumplimiento a los criterios de planificaciones indicados en el presente artículo.
Artículo 7-1 (NTSyCS)- Criterio N-1: criterio de seguridad utilizado en la planificación
del desarrollo y la operación del SI que garantiza que, ante la ocurrencia de una
contingencia simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI
provocando la salida en cascada de otros componentes debido a sobrecargas
inadmisibles, o a pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión.
En virtud a lo anterior, se concluye, que por la arista del desarrollo del sistema, la NTSyCS
considera planificación de los sistemas de subtransmisión debe contemplar la seguridad con
Criterio N-1 y sólo considerando esquemas de automatismos supervisados por frecuencia o
tensión; condición que genera un desarrollo de la planificación con estándares más
conservadores incluso que la operación.
4.3 CRITERIOS DE SUFICIENCIA
De acuerdo a la literatura específica referente a confiabilidad de sistemas de potencia, es
posible definir Suficiencia como lo “relativo a la existencia de instalaciones suficientes por las
cuales el sistema es capaz de satisfacer la demanda y las restricciones operacionales, y que se
8
9
ETT=Estudio de Transmisión Troncal
DP= Dirección de Peajes
16
asocia por tanto a condiciones de carácter estático”10 siendo las instalaciones referidas,
aquellas de generación y transmisión.
Adicionalmente, este concepto es recogido implícitamente por la NTSyCS, la cual establece
criterios tanto para la operación como para la planificación del sistema. En ese contexto dicha
norma técnica establece que los sistemas se deben planificar considerando el criterio N-1, por
lo que supone un nivel de redundancia de instalaciones como condición suficiente para la
expansión de los sistemas de transmisión.
En virtud a lo anterior la DPD en su función de recomendar las expansiones de los sistemas de
transmisión, debe elaborar sus estudios bajo el criterio de suficiencia indicado anteriormente.
Además, dado que la demanda y la generación son variables en el tiempo, se hace necesario
que la suficiencia de los sistemas de transmisión debe logarse considerando la incorporación
de nuevas obras y ampliaciones de las instalaciones existentes.
Adicionalmente, debido a que la planificación el sistema de transmisión considera múltiples
futuros posibles en su horizonte, debido a la estocasticidad de las variables que definen su
evolución, las soluciones de infraestructura suficientes pueden ser diversas. De esta forma, es
relevante considerar también el criterio de eficiencia económica al momento de decidir qué
alternativa es la más recomendable.
Como referencia adicional, la legislación actual considera que los sistemas de subtransmisión
deben evolucionar de forma económicamente adaptada a la demanda, antecedente relevante
para considerar que su planificación debe tomar en cuenta esta consideración.
A modo de conclusión, la expansión de los sistemas de subtransmisión deben considerar la
suficiencia para su planificación, contemplando el criterio de seguridad el N-1 y además la
coherencia respecto de la eficiencia económica para el conjunto de instalaciones del sistema
eléctrico.
10
Probabilistic Transmission System Planning. Capítulo 5. Wenyuan Li. IEEE Press 2011
17
5
METODOLOGÍA GENERAL DE ANÁLISIS PARA LA EXPANSIÓN DE LOS
SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
Considerando las funciones de la DPD en cuanto a la planificación de los sistemas de
subtransmisión y a los criterios de suficiencia con los cuales deben operar y desarrollarse
estos sistemas, se presenta a continuación una metodología de análisis para la recomendación
de las expansión de dichos sistemas.
Figura 2: Metodología de Análisis para la Expansión de los Sistemas de Subtransmisión
La metodología de análisis de la expansión de los sistemas de subtransmisión, presentada en
la figura 2, comprende 3 criterios sobre los cuales se deben planificar estos sistemas. El
primero, Conexión a los Sistemas de Subtransmisión, se basa en una lógica de análisis técnico
de las instalaciones el cual debe verificar el cumplimiento normativo de la topología de
conexión de los elementos. El segundo criterio, Diseño de Instalaciones, aplica sólo a
instalaciones con tensión superior a 200 kV y guarda relación con un análisis técnico sobre las
configuraciones de las subestaciones, cabe destacar que este análisis está directamente
relacionado con el tercer criterio, el de Suficiencia de Largo Plazo, el que involucra a las
instalaciones de subtransmisión como parte de un sistema y tienen como objetivo evaluar la
suficiencia de éste considerando las restricciones operacionales de seguridad y eficiencia
económica. La descripción de cada una de las etapas de la metodología se presenta a
continuación.
1. Topología de Conexión a Sistemas de Subtransmisión, este análisis se debe realizar en
todos los puntos de conexión de los sistemas de subtransmisión, ya que la normativa
18
establece estándares mínimos de conexión para todo el S.I. En ese contexto, se debe verificar
el cumplimiento de lo siguiente:
a) Si la conexión es en derivación, en tensión mayor a 200 kV, y mediante un arranque de
un simple circuito, se debe verificar mediante información de los propietarios y/o
visitas a terreno, que ésta posea un interruptor, ubicado contiguo a la franja de
seguridad, que asegure el despeje de las fallas. En caso contrario se debe proponer un
proyecto de ampliación que normalice la conexión.
b) Si la conexión es en derivación, en tensión mayor a 200 kV, y mediante un arranque de
dos o más circuitos, corresponde la construcción de una subestación seccionadora de
al menos dos circuitos. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación
que normalice la conexión
c) En tensiones superiores a 200 kV, verificar la existencia de una sola conexión en
deviación por circuito. En caso contrario se debe proponer un proyecto de
normalización del tramo.
d) Si la conexión es en derivación, en tensión menor a 200 kV, y mediante un arranque de
un simple circuito, se debe verificar mediante información de los propietarios y/o
visitas a terreno, que en extremo del arranque exista un esquema de despeje de falla
en el circuito al cual se conecta. En caso contrario se debe proponer un proyecto de
ampliación que normalice la conexión.
e) Si la conexión es en derivación, en tensión menor a 200 kV, y mediante un arranque de
dos o más circuitos, corresponde la construcción de una subestación seccionadora de
al menos dos circuitos. En caso contrario se debe proponer un proyecto de ampliación
que normalice la conexión.
f) En tensiones inferiores a 200 kV, se permite más de una conexión en derivación por
circuito.
Mediante estos criterios se debe revisar los estándares de conexión de elementos en los
sistemas de subtransmisión. La figura siguiente presenta un esquema al respecto.
19
Figura 3: Metodología de Revisión de la Conexión de Elementos en subtransmisión
2. Exigencia Diseño de Instalaciones, este análisis se debe realizar a todas las
subestaciones de subtransmisión que posean instalaciones con tensiones de más de 200 kV.
Sobre éstas se deben realizar 3 análisis:
a) Mantención de Interruptores: en base a la información real (as build) de la conexión
de todos los elementos y/o mediante visitas a terreno, verificar si los interruptores de
éstos tienen la posibilidad de ser intervenidos para mantenimiento, de manera que
dichas instalaciones queden en operación durante el evento. En caso que esta
condición no se cumpla, se deben proponer ampliaciones que den cuenta de este
cumplimiento.
20
b) Configuración de Barras: considerando la topología de la subestaciones se debe
verificar que la configuración de ésta deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ella
pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas. Para esto, se
deben realizar simulaciones eléctricas, en diferentes condiciones de operación,
coherentes con los escenarios esperados de demanda y generación, y con ello verificar
el cumplimiento normativo de este punto. En caso de verificar incumplimiento,
producto de la propagación de la falla, se deben proponer ampliaciones en esta
subestación que den cuenta del cumplimiento normativo en cuestión. Se destaca que
este análisis debe ser coherente con el criterio de suficiencia y por lo tanto deberá
realizarse un proceso iterativo en búsqueda de la mejor solución.
c) Configuración de Transformadores: considerando la topología de la subestaciones y
en caso de poseer transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y tensión
secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un número
de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser
controlada sin propagarse. Para esto, se deben realizar simulaciones de despacho de
carga, en diferentes condiciones de operación, coherentes con los escenarios
esperados de demanda y generación, y con ello verificar el cumplimiento normativo
de este punto. En caso de verificar incumplimiento, producto de la propagación de la
falla, se deben proponer ampliaciones en esta subestación que den cuenta del
cumplimiento normativo de este punto. Se destaca que este análisis debe ser
coherente con el criterio de suficiencia y por lo tanto deberá realizarse un proceso
iterativo en búsqueda de la mejor solución.
Posteriormente al desarrollo de los 3 análisis, y en caso de verificar más de un
incumplimiento en una misma subestación se debe conformar un proyecto de expansión
coherente y que además contenga el respectivo análisis de suficiencia.
3. Análisis de Suficiencia de Largo Plazo de los Sistemas de Subtransmisión, este análisis
corresponde a un estudio de los sistemas de subtransmisión, como conjunto, y guarda
relación con las necesidades de expansiones en el largo plazo, producto de requerimientos
asociados al criterio de seguridad N-1, y complementado con el debido análisis económico que
respalde la eficiencia de tal expansión. Para lograr lo anterior, se deben realizar dos análisis:
a)
Determinación de restricciones por Criterio Seguridad N-1: en base a un análisis
eléctrico y considerando la proyección de demanda, obras de generación y
transmisión, se deben determinar lo límites operacionales de cada una de las
instalaciones de los sistemas de subtransmisión a fin de que se opere con criterio de
21
seguridad N-1, esto significa que ante falla simple no exista propagación al resto de las
instalaciones no falladas.
b) Determinación de la operación en el largo plazo: considerando los resultados de los
límites operaciones de cada tramo de los sistemas de subtransmisión y la demanda
con sus características propias para cada sistema de subtransmisión, así como la
incorporación de nuevas obras de generación y transmisión, se determinarán
mediante despachos económicos de carga de largo plazo y escenarios de consumo
relevantes, el uso esperado de cada uno de los tramos, que permite verificar aquellos
que puedan requerir ampliaciones de capacidad. Sobre estos se identifican proyectos
de expansión a evaluar, sobre los cuales, además se deben considerar los proyectos de
expansión identificados en el análisis de Exigencia Diseño de Instalaciones.
Identificado dichos tramos se realizan nuevamente simulaciones de despacho
económico de carga en el largo plazo con nuevas capacidades de transferencia. En base
a esto se obtiene el ahorro en términos de costo de operación de incorporar la
expansión y se compara con el valor de inversión de éste. Finalmente y dependiendo
del beneficio de incorporar una nueva obra de expansión, se debe recomendar
desarrollar dicha obra o simplemente, en caso que el beneficio sea negativo, mantener
la operación del sistema con las limitaciones actuales.
Con este análisis es posible determinar la necesidad de expansiones de los sistemas de
subtransmisión considerando la suficiencia bajo el criterio N-1 y la eficiencia
económica.
Mediante estos criterios se realizarán los análisis de suficiencia y eficiencia en la expansión en
el largo plazo en los sistemas de subtransmisión. La figura siguiente presenta un esquema al
respecto.
22
Figura 4: Análisis Suficiencia Largo Plazo
En virtud de lo anterior se puede concluir que la metodología de Análisis para la Expansión de
los Sistemas de Subtransmisión posee un alto nivel de complejidad y de cantidad de análisis,
no sólo por el volumen de instalaciones involucradas, sino también por la diversidad de
estudios asociados y que deben ser complementarios y coherentes entre ellos: revisión de
instalaciones, verificación de conexión, visitas a terreno, estudios eléctricos, estudios de
despacho económico, desarrollo de proyectos, valorización de proyectos, evaluaciones
económicas y otros análisis adyacentes. No obstante, el desarrollo de una correcta
planificación de los sistemas de subtransmisión aporta beneficios futuros en suficiencia y
seguridad, en reducción de costos de operación del sistema, así como aumento de
competencia en el sector, potenciando el acceso abierto para los desarrolladores de nuevos
proyectos de generación y consumo con intención de conectarse a estos sistemas.
23
6
DIAGNOSTICO DE LOS SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
En virtud a la metodología planteada, y las obligaciones de la DPD en cuanto al desarrollo de
las revisiones de expansiones de los sistemas de subtransmisión, se revisarán los análisis que
se han desarrollado y que involucran instalaciones de subtransmisión. El objetivo del
diagnóstico es identificar el conjunto de subestaciones en las cuales coexisten instalaciones
troncales y de subtransmisión que requieren un proyecto de expansión que dé cuenta del
cumplimiento normativo referente al artículo 3-24 de la NTSyCS.
Para efectos de lo anterior, se analizaron los resultados y recomendaciones de los siguientes
informes elaborados por las diferentes Direcciones del CDEC SIC.
a) Minutas N°4/2015, Revisión Estándares Normativos Subestaciones Troncales,
DPD: contienen una revisión del cumplimiento normativo de las instalaciones
troncales del SIC en cuanto a diseño, estudios de fallas y requerimientos futuros. El
análisis incluye las instalaciones de subtransmisión que converjan en subestaciones
troncales.
b) Minutas N°5/2015, Análisis Fallas Severidad 8 y 9 en Subestaciones Troncales
DPD: contienen una revisión del cumplimiento normativo de las subestaciones
troncales en cuanto a las fallas de severidad 8 y 9 en el largo plazo. Se identifican
mejoras en cuanto a la configuración de las subestaciones que involucran expansiones
en las instalaciones de subtransmisión.
c) Informe Anual Requerimientos de Mejoras en las Instalaciones de Transmisión
para la Operación, DO: contiene una revisión del cumplimiento normativo y mejoras
que requieren las instalaciones de transmisión (troncales, subtransmisión y
adicionales) desde el punto de vista de la operación.
d) Estudio de Evaluación Fallas Severidades 8 y 9 en el SIC, DO. contiene un análisis
del cumplimiento normativo en cuanto a la fallas de severidad 8 y 9 en el sistema de
transmisión para junio de 2017, a fin de proponer medidas para que dichas fallas no
sean propagadas provocando desconexión de consumos que representen el 10% o
más de la demanda del sistema.
7
APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DE LOS
SISTEMAS DE SUBTRANSMISIÓN
Considerando los análisis que deben desarrollarse para la correcta evaluación de las
expansiones en los sistemas de subtransmisión, así como la identificación de subestaciones
24
con incumplimiento de diseño, presentadas en las minutas N°4-2015 y N°5-2015, para la
presente revisión de expansiones en los sistemas de subtransmisión, en esta ocasión se
abordará el aspecto referente a las exigencias de diseño de las subestaciones, planteado en la
metodología.
METODOLOGÍA DE ANALISIS PARA LA EXPANSION DE LOS SISTEMAS DE
SUBTRANSMISIÓN
ANÁLISIS DE SUFICIENCIA LARGO PLAZO
CRITERIO SEGURIDAD N-1
TOPOLOGÍA DE
CONEXIÓN A SISTEMAS
DE SUBTRANSMISIÓN
EXIGENCIAS DE DISEÑOS DE INSTALACIONES
Mantención
Interruptores
Configuración
Barras
Configuración
Transformadores
Determinación
Límites
Operacionales
N-1
EFICIENCIA
ECONÓMICA
(Instalaciones tensión > 200 kV)
Figura 5: Aplicación metodología expansión subtransmisión
7.1
EXIGENCIA DISEÑO DE SUBESTACIONES
Considerando las conclusiones de los estudios identificados en el punto 6 fue posible
identificar subestaciones que posee instalaciones troncales y de subtransmisión que no
cumplen con las exigencias de diseño establecidas en la normativa y que por lo tanto
requieren ser analizadas en mayor detalle a fin de proponer proyectos de expansión. Los
análisis eléctricos se encuentran contenidos en anexo al presente informe. En este contexto
las subestaciones identificadas y sobre las cuales se desarrollarán proyectos de expansión son
las siguientes:
7.1.1 S.E CARDONES
La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los
elementos troncales están conectados equilibradamente entre las dos barras. No obstante las
instalaciones de subtransmisión pertenecientes al STX-B, ATR1 y ATR3 220/110 kV están
conectadas a la sección de barra 1, una falla en esta sección provocará la salida intempestiva
de ambos elementos de transformación, sobrecargando el autotransformador que está
conectado en la segunda sección de barra, ATR2 220/110 kV, provocando su desconexión por
operación de las protecciones y posteriormente generando pérdida de consumo.
Por otro lado, se debe mencionar que los interruptores de 220 kV de los 3
autotransformadores no poseen conexión a barra de transferencia para mantención,
vulnerando la normativa en este aspecto.
25
Considerando lo previamente expuesto, la DPD del CDEC SIC desarrolló un proyecto de
normalización que considera una topología de conexión que permite que ante falla de
severidad 9, en cualquiera de las barras, queden operativos al menos dos de los tres
autotransformadores 220/110 kV que posee la subestación Cardones. Además, esta propuesta
de proyecto considera la conexión de los autotransformadores a la barra de transferencia
para dar cumplimiento a la mantención de los interruptores de éstos. Las características del
proyecto y sus valores de inversión referencial se encuentran en el punto 8.
7.1.2 S.E MAITENCILLO
La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los
elementos troncales de transformación 220/110 kV (ATR 1 y ATR2) pertenecientes al sistema
de subtransmisión STX-B están conectados equilibradamente entre las dos barras. Ante falla
de severidad 8 ó 9 queda operativo sólo un autotransformador con sobrecarga cercana al
30%, situación que podría provocar su desconexión y la consecuente pérdida de consumo.
Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que dé
cuenta de los requerimientos de diseño estipulados en la normativa. El proyecto deberá
considerar una topología de conexión que permita que ante falla de severidad 8 ó 9 no se
provoquen perdidas del consumo, un posible tercer transformador (nuevo) conectado en
interruptor y medio podría ser una solución viable. Actualmente la DPD se encuentra
desarrollando los análisis definitivos de esta subestación a fin de considerar posibles nuevas
obras de expansión.
7.1.3 S.E PAN DE AZÚCAR
La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, los
elementos troncales están conectados equilibradamente entre las dos barras. No obstante las
instalaciones de subtransmisión ATR3 y ATR9 220/110 kV, pertenecientes al STX-B, están
conectadas a la sección de barra 1 con un único interruptor, una falla en esta sección
provocará la salida intempestiva de ambos elementos de transformación, sobrecargando a
niveles inadmisibles el ATR4 220/110 kV, conectado en la segunda sección de barra,
provocando su desconexión producto de la operación de las protecciones y posteriormente
generando una pérdida de consumo
Asimismo, ante falla de severidad 8 en alguno de los autotransformadores ATR3 y ATR9
220/110 kV, se provocará el mismo efecto que la falla de severidad 9 mencionada en el
párrafo anterior, ya que comparten el interruptor de conexión.
Finalmente los interruptores JT5 (CER 2), JT6 (CER 1) y JCE5 (CCEE) no cumplen con criterio
de mantenimiento, ya que no están conectados a la barra de transferencia.
Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que dé
cuenta de todas los requerimientos para el cumplimiento normativo en el diseño de la
26
subestación. El proyecto deberá considerar una topología de conexión que permita que ante
falla de severidad 8 y 9 no exista desconexión de más de uno de los tres autotransformadores,
además de la conexión de los mencionados interruptores a la barra de transferencia para
permitir el mantenimiento. Actualmente la DPD se encuentra desarrollando los análisis
definitivos de esta subestación a fin de considerar posibles nuevas obras de expansión.
7.1.4 S.E LOS MAQUIS
La configuración actual de esta subestación es de barra simple sin barra de transferencia, a
ésta se conectan 2 circuitos troncales, dos circuitos adicionales y un transformador 220/110
kV perteneciente al sistema de subtransmisión STX-C conectado a la barra de 220 kV sin
interruptor. Ante falla de severidad 8 y 9 se desconectan todos los elementos y se provoca la
pérdida de consumo de la zona de Aconcagua.
Considerando lo previamente expuesto, desde abril del presente año la DPD del CDEC SIC, en
conjunto con la empresa Colbún, desarrolló un proyecto de normalización de la subestación
que involucró la expansión de las ampliaciones troncales y de subtransmisión de la
subestación Los Maquis. El proyecto consiste en modificar la topología de conexión de la
subestación de barra siempre a doble interruptor incorporando equipos híbridos y GIS. En
este contexto, la DPD del CDEC SIC propuso en el informe Complemento del Plan de Expansión
del Sistema de Transmisión Troncal la ampliación troncal de la nueva obra, la cual consiste en
incluir una barra GIS que permita conectar en topología de doble interruptor los paños
troncales y deje disponible espacios para otras modificaciones en instalaciones adicionales y
de subtransmisión.
En el presente informe de recomendación de expansiones de los sistemas de subtransmisión,
y en coherencia con la solución planteada para el troncal, se propone el desarrollo de un
proyecto que involucra modificar la topología de conexión del actual transformador 220/110
kV a doble interruptor e incorporando un segundo transformador 220/110 kV en la misma
topología de conexión, Con lo anterior se busca evitar la pérdida de consumo ante falla de
severidades 8 y 9 en la subestación Los Maquis. Las características del proyecto y sus valores
de inversión referencial se encuentran en el punto 8..
7.1.5 S.E CHENA
La configuración actual de esta subestación es de barra simple más barra de transferencia, a
ésta se conectan 6 circuitos troncales y dos transformadores 220/110 kV pertenecientes al
sistema de subtransmisión SIC-D.
Ante falla de severidad 9 en la única sección de barra se desconectan todos los elementos y se
provoca la pérdida de consumo de la zona sur de la Región Metropolitana. Adicionalmente los
interruptores J3 y J4 del tramo Chena-Alto Jahuel 220 kV no están conectados a barra de
transferencia.
27
Considerando lo previamente expuesto, la empresa Chilectra envió un proyecto de
normalización eficiente desde el punto de vista técnico y económico, el cual la DPD del CDEC
SIC propuso como obra de ampliación troncal en el Informe de Propuesta de Expansiones del
Sistema de Transmisión Troncal. El proyecto propuesto considera una segunda sección de
barra a fin de posibilitar la conexión equilibrada de todos los elementos y que evitar la
propagación de la falla de severidad 9, además de incluir la conexión de los interruptores J3 y
J4 a la barra de transferencia.
Con este proyecto, que involucra ampliaciones de las instalaciones troncales de la subestación
Chena, se da cuenta de todas las problemáticas asociadas a las instalaciones de
subtransmisión STX-D de la mencionada subestación, por lo tanto en la presente revisión de
las expansiones de los sistemas de subtransmisión, no se considera necesario proponer
expansión de subtransmisión en la subestación Chena.
7.1.6 S.E CHARRÚA
La configuración actual de esta subestación es de tres secciones de barra más barra de
transferencia. Esta subestación es de las más relevantes en el SIC ya que a ella se conectan
instalaciones troncales, de subtransmisión pertenecientes al STX-E y la gran parte del polo
hidráulico de la zona mediante sistemas adicionales.
Ante falla de severidad 9 en la segunda sección de barra se pierden 3 de los 4 enlaces que
abastecen la zona de Concepción, provocando la respectiva pérdida del consumo.
Considerando la relevancia de la subestación Charrúa y en el entendido que la solución
involucra instalaciones troncales y de subtransmisión. La DPD del CDEC SIC, en el informe
Complemento del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, recomendó el
proyecto de normalización de la subestación Charrúa que consiste en desarrollar una
conexión en topología de interruptor y medio entre la línea troncal Lagunillas y la línea de
subtransmisión Concepción, modificando además la conexión a las barras de los respectivos
paños. El valor de inversión de este propuesta de proyecto es de 3.2 MMUSD.
En virtud a lo anterior, se concluye que los problemas asociados a la falla de severidad 9 de la
subestación Charrúa, fueron abordados mediante la propuesta de ampliación troncal, y que si
bien el desarrollo del proyecto involucra instalaciones de subtransmisión, la solución troncal
fue desarrollada de forma eficiente desde el punto de vista técnico y económico teniendo
presente las implicancias de mejoras tanto para el sistema troncal como la subtransmisión, de
esta forma, en el presente informe no es necesario la inclusión de otras obras de expansión de
subtransmisión para abordar la problemática resuelta mediante las obras troncales.
Por otro lado, ante falla de severidad 8 en el transformador 220/154 kV, que implica la salida
del transformador Charrúa 220/154 kV y de los bancos de autotransformadores conectados
en el terciario de éste, se pone en riesgo el suministro de la zona producto de la falta de
28
abastecimiento local de reactivos. La solución a esta problemática no necesariamente es la
incorporación de un segundo transformador, sino que podría solucionarse con la
incorporación de equipos que aporten reactivos localmente.
7.1.7 S.E VALDIVIA
La configuración actual de esta subestación es de doble barra más barra de transferencia, a
ésta se conectan cuatro circuitos troncales y dos transformadores 220/66 kV (TR1 y TR4)
pertenecientes al sistema de subtransmisión STX-E mediante un único interruptor conectado
a la sección 1 pero no a la barra de transferencia.
Ante falla de severidad 9 en la primera sección de barra se desconectan ambos
trasformadores, provocando la respectiva pérdida del consumo. La misma situación de
desabastecimiento ocurre ante falla de severidad 8 en cualquiera de los dos transformadores,
ya que éstos están conectados en paralelo con un único interruptor. Ahora bien, incluso
considerando la conexión normalizada de los dos transformadores, ante falla de severidad 8,
para el año 2018 el transformador que queda operativo tendrá una sobrecarga inadmisible
que pondrá en peligro el suministro de la zona.
Cabe destacar que con fecha 22-9-2014 la empresa propietaria de los equipos de
transformación de la subestación, STS, indicó mediante carta a la DO que realizará obras para
normalizar la conexión de los transformadores, mediante la conexión del TR4 a la segunda
sección de barra, pero sin la conexión a la barra de transferencia
En virtud a todo lo anterior, la DPD del CDEC SIC ha revisado los antecedentes del proyecto de
STS a fin de incluirlo en el plan de expansión de los sistemas de subtransmisión, sobre el cual
se ha añadido la conexión de ambos transformadores a la barra de transferencia. Las
características del proyecto y sus valores de inversión referencial se encuentran en el punto 8.
Sin perjuicio de lo anterior, los estudios realizados por la DPD del CDEC SIC muestran la
necesidad de realizar ampliaciones en el sistema de subtransmisión, producto del crecimiento
de la demanda de la zona. En ese contexto la DPD está revisando la posibilidad de incluir un
nuevo proyecto de ampliación que podría involucrar un nuevo transformador 220/66 kV u
otro tipo de apoyo desde otro punto del sistema troncal para abastecer la demanda de la zona.
7.1.8 S.E RAHUE
La configuración actual de la subestación es de barra simple más barra de transferencia; sin
embargo, con las ampliaciones fijadas en el DS 201/2014 esta subestación pasará a tener una
configuración de doble barra más barra de transferencia y seccionará los dos circuitos del
tramo Valdivia-Puerto Montt 2x220 kV.
29
La falla de severidad 9 en la sección de barra 1 no provoca problemas de sobrecarga en el
sistema troncal; sin embargo, deja fuera de operación el circuito de subtransmisión RahuePilauco 1x220 kV que conecta el transformador 220/66 kV, ambas instalaciones
pertenecientes al STX-F, provocando la pérdida del consumo asociado. Misma situación se
produce ante falla de severidad 8 en el transformadores Pilauco 220/66 kV.
Considerando lo previamente expuesto, se requerirá de un proyecto de expansión que
modifique la conexión del transformador Pilauco 220/66 kV y de la línea Pilauco-Rahue
1x220 kV, a fin de que ante falla de severidad 9 en la subestación Rahue o falla de severidad 8
en Pilauco 220/66 kV no se provoque la pérdida del consumo. Posiblemente será necesaria la
inclusión de un segundo transformador conectado a la segunda sección de barra. Actualmente
la DPD se encuentra desarrollando los análisis definitivos de esta subestación a fin de
considerar posibles nuevas obras de expansión.
30
7.2 ANÁLISIS DE SUFICIENCIA DE LARGO PLAZO
El análisis de suficiencia de largo plazo requiere de la correcta y detallada modelación de los
sistemas de subtransmisión en el software de despacho económico de carga PLP. En ese
sentido, para el informe final tienen como objetivo elaborar las bases para la modelación del
sistema STX-B y verificar que dicho sistema es bien representando en topología y resultados
de flujos de carga. Si no es así, se debe desarrollar un plan de trabajo de mejoras de la
representación metodológica para abordar dicho problema.
Ahora bien, dado que el nivel de tensión de los sistemas de subtransmisión es
mayoritariamente inferior a 200 kV y que para estos niveles la modelación de los sistemas en
flujos de carga DC podría tener problemas en cuanto a los supuestos simplificatorios, no
representando fielmente su comportamiento, será necesario complementar los resultados con
modelaciones de flujos de carga en software de despacho de carga AC, tales como el Digsilent.
Finalmente y en caso de concluir que la modelación del sistema es coherente con el
comportamiento real de éste en el largo plazo, se desarrollará un diagnóstico de los
requerimientos de expansiones del mencionado sistema de subtransmisión, y posteriormente,
en versiones futuras de este estudio, se seguirá avanzando en la modelación de los restantes
sistemas de subtransmisión.
31
8
DESARROLLO PROYECTOS DE NORMALIZACIÓN EN SUBESTACIONES
CON INSTALACIONES DE SUBTRANSMISIÓN
Identificadas las subestaciones que comparten instalaciones troncales y de subtransmisión
que necesitan regularización, se desarrollaron proyectos de normalización que dan cuenta de
los requerimientos normativos. A continuación se presenta un resumen de las obras de
expansión de subtransmisión propuestas, con su respectivo valor de inversión y plazo de
puesta en servicio.
Cuadro 2: obras de ampliación propuestas para sistemas de subtransmisión
N°
1
2
3
Obra
Sistema
VI miles
de US$
Plazo
meses
Responsable
Ampliación Subestación Cardones: instalación equipo híbrido para
conexión en topología de doble interruptor del ATR 1 (220/110 kV), y
STX-B
24
Transelec
2.780
conexión a barra de transferencia de los interruptores de JT2 (ATR2
220/110 kV) y JT3 (ATR3 220/110 kV)
Ampliación Subestación Los Maquis: Instalación segundo transformador
220/110 kV (120 MVA) en configuración de doble interruptor entre la
STX-C
28
Colbún
13.493
barra AIS y GIS, y modificación conexión al transformador existente a la
barras GIS en configuración doble interruptor entre la barra AIS y GIS.
Ampliación Subestación Valdivia: Conexión a BT de TR1(220/66 kV) y TR4
STX-F
(*)
24
STS
(220/66 kV) en patio de 220 kV y otras obras de ampliación en revisión
(*) Valor en revisión producto de la inclusión de nuevas obras de ampliación en la subestación
El detalle y características de los proyectos desarrollados por la DPD, se presentan a
continuación. Cabe destacar que en los casos de las S.E Los Maquis y S.E Valdivia el diseño de
los proyecto fue elaborado en conjunto con las empresas propietarias de las subestaciones en
cuestión.
32
8.1
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E CARDONES
El Proyecto Normalización Subestación Cardones, en cuanto a las instalaciones de
subtransmisión, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que
señala: “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas
pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”. Este criterio de
seguridad es vulnerado ante falla de severidad 9 en la sección de barra 1, la cual deja fuera de
operación el transformador ATR1 220/110 kV y ATR3 220/110 kV, y provocando la
sobrecarga inadmisible de 100% en el ATR2 220/110 kV, poniendo en riesgo el suministro de
la zona. Cabe destacar que los tres autotransformadores son calificados como parte del
sistema de subtransmisión STX-B. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 9 pueden
encontrarse en el 1 del presente estudio.
Por otro lado, y en relación al mantenimiento de interruptores de los autotransformadores
ATR1 220/110 kV, ART2 220/110 kV y ATR3 220/110 kV, existe incumplimiento normativo
en cuanto a que la topología de conexión de éstos debe incluir la conexión a la barra de
transferencia de manera que las instalaciones que conecten queden operativas durante el
mantenimientos del respectivo interruptor.
En virtud a los incumplimientos previamente mencionados, se desarrolló un proyecto que se
presenta como una solución orgánica que contempla la regularización de la topología de la
subestación en cuanto a severidad 9 y mantenimiento de interruptores.
8.1.1
SITUACIÓN ACTUAL
La subestación Cardones, en el patio de 220 kV, posee 8 paños de línea, 3 paños de
transformación y 2 futuros paños de línea que están en construcción. De todos éstos, sólo los
paños JT1, JT2 y JT3 pertenecen al sistema de subtransmisión STX-B.
Por otro lado, actualmente existen 4 paños de línea troncales más otros dos que actualmente
están en construcción por la empresa ELETRANS y que corresponden al tramo D.AlmagroCardones 2x220 kV. El resto de paños de línea corresponden a instalaciones adicionales. En la
siguientes dos figuras se presenta la subestación mediante un diagrama eléctrico y un
diagrama de georreferenciación.
33
Figura 5: Diagrama unilineal subestación Cardones, patio 220 kV, SCADA
Figura 6: Layout subestación Cardones
34
8.1.2
DESARROLLO DE ALTERNATIVA
8.1.2.1 ANÁLISIS CONCEPTUAL
De acuerdo a señalado en el 1 del presente informe, para que la subestación Cardones cumpla
los requerimientos de la Norma Técnica en cuanto a instalaciones de subtransmisión, es
necesario que ante falla de severidad 9 en cualquiera de las barras, queden operativos al
menos dos de los autotransformadores 220/110 kV. Adicionalmente, con la finalidad de
realizar un mantenimiento de interruptores se requiere al menos considerar conexión a la
barra de transferencia de los interruptores de ATR1, ATR2 y ATR3.
Al observar los espacios disponibles y revisar detalles mediante una visita a la subestación
realizada en octubre del 2015, se propone como proyecto de solución que el ATR1 220/110
kV se conecte con configuración de doble interruptor entre las barras 1 y 2, y que por otro
lado se extienda la conexión del ART2 y ATR3 a la barra de transferencia.
8.1.2.2 CONFIGURACIÓN
La alternativa recomendada propone una configuración de doble interruptor para el ATR 1, y
la extensión a la barra de transferencia de los interruptores de ATR3 y ATR2 indicada
esquemáticamente en la siguiente figura.
Figura 7: Diagrama alternartiva de proyecto de normalización subestación Cardones
35
En vista a los requerimientos normativos, se propone el desarrollo de un proyecto de
normalización para la subestación Cardones consistente en lo siguiente:
a) Modificar la conexión del ATR 1 a topología de doble interruptor mediante la
instalación de un interruptor híbrido. Con este desarrollo se da cuenta de los
requerimientos de diseño ante falla de severidad en cualquiera de las dos
secciones de barra.
b) Conectar los interruptores de ATR2 y ATR3 a la barra de transferencia mediante
las instalaciones de dos desconectadores y los respectivos aisladores de pedestal.
Con este desarrollo se dará cuenta de la exigencia normativa en cuanto al
mantenimiento de interruptores.
8.1.2.3 MODIFICACIÓN
INTERRUPTOR
ATR
1
220/110
KV
A
CONFIGURACIÓN
DE
DOBLE
Actualmente en la S.E. Cardones existen 4 transformadores, que reducen la tensión desde 220
kV a 110 kV; tres de ellos convierten directamente 220 kV en 110 kV, mientras que el restante,
que se utiliza en casos de emergencia o mantenciones mayores en los otros transformadores,
está compuesto por dos transformadores en tándem; el primero de 220 kV a 154 kV y luego,
un segundo banco de autotransformadores, convierte de 154 kV a 110 kV.
Cada uno de los transformadores 220/110 kV (ATR1, ATR2 y ATR3) se conecta a una de las
barras principales, según corresponda, mediante un paño dedicado. Para el caso del Tandem,
por ser equipos que se utilizan en caso de emergencia y mantenciones mayores en algunos de
los otros transformadores, no tiene un paño dedicado ya que su conexión se realiza mediante
chicotes, directamente a la barra 1, o a la barra 2 mediante una barra auxiliar. En la Figura 8,
se muestra la ubicación de la barra auxiliar y el equipo Tandem.
Figura 8: Ubicación barra auxiliar y equipo Tandem – vista de poniente a oriente
36
Cabe destacar que si bien esta solución provisoria que consiste en la utilización del Tandem
ha permitido a la fecha evitar pérdidas de suministro en subtransmisión, no soluciona el
problema de severidad 9.
Para conectar el ATR1 a la sección 2 de la barra principal, se requiere instalar un paño en el
terreno demarcado donde lo indica la Figura 9.
Figura 9: Terreno requerido para emplazamiento del nuevo paño e interferencias existentes
Una vista oriente a poniente de la torre auxiliar que conecta la barra auxiliar del Tandem a la
sección 2 de la barra principal, se aprecia en la Figura 10.
37
Figura 10: Torre auxiliar
De la Figura 9 y Figura 10 se puede indicar:



Dado el espacio disponible, el paño tendría que considerar tecnología híbrida o GIS.
Se requiere conectar el nuevo paño a la barra auxiliar ATR1. Para esto se requiere
retirar los conductores de la barra auxiliar del Tandem.
Para conectar el nuevo paño del ATR1 a la barra principal sección 2, se requiere
retirar la torre auxiliar.
La solución propuesta se muestra en la Figura 11.
8.1.2.4 CONEXIÓN PAÑOS DE ATR 2 Y ART 2 A BARRA DE TRANSFERENCIA
En S/E Cardones ninguno de los transformadores existentes está conectado a la barra de
transferencia, debido a que esta conexión es exigida en la nueva versión de la NTSyCS. Así, se
requiere instalar para el ATR2 y ATR3 un desconectador y aisladores de pedestal. Por motivos
de seguridad (reducir tiempos de desconexiones que generen eventuales sobrecargas
críticas), estos desconectadores podrán ser operados a distancia. La solución propuesta se
muestra en la Figura 11 .
38
8.1.2.5 DISPOSICIÓN DE EQUIPOS
Conforme a la propuesta de normalización, se presenta a continuación el diagrama de planta
con las obras de ampliación de subtransmisión recomendadas para la subestación Cardones.
Figura 11: Proyecto propuesto normalización subtransmisión S.E Cardones
El equipamiento primario requerido por las ampliaciones recomendadas se resume en la
siguiente tabla:
Cuadro 3: Resumen requerimientos Mínimos Instalaciones de Transmisión
Equipo
Cantidad
Paño híbrido 220 Kv, que incluye todos los elementos necesarios para su correcta
operación, siendo estos desconectadores, TT/CC, entre otros
1
Aislador pedestal
18
Desconectadores motorizado de apertura central 220 kV
2
39
8.1.2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS
Para efectos del desarrollo del proyecto, se presenta a continuación indicaciones y conceptos
generales que describen el proceso de obras.
Las obras para la Conexión de ATR1 en configuración de doble interruptor son las siguientes:
a)
b)
c)
d)
Construcción de fundaciones para el nuevo equipamiento
Retiro de conductor de barra auxiliar Tandem
Instalación de equipos: equipo híbrido y aisladores de pedestal
Obras menores, destacando modificaciones menores al sistema de control y ajustes
menores de protecciones, conexión de nuevos equipos a la malla de tierra, entre otros.
Las Obras para la Conexión de ATR2 y ATR3 a la barra de transferencia son las siguientes:
a) Construcción de fundaciones para el nuevo equipamiento
b) Instalación de equipos: desconectadores y aisladores de pedestal
c) Obras menores, destacando modificaciones menores al sistema de control y ajustes
menores de protecciones, conexión de nuevos equipos a la malla de tierra, entre otros.
8.1.3
VALOR DE INVERSIÓN
En base a las características del proyecto de ampliación de las instalaciones de
subtransmisión de la subestación Cardones, se determinó referencialmente que el valor de
inversión asciende a 2,78 MMUSD.
40
Cuadro 4: Valor de inversión Cardones – ampliación subtransmisión
8.1.4
PLAZO Y RESPONSABLE
El plazo estimado de ejecución para la obra es de 24 meses y la empresa responsable de esta
obra de ampliación es Transelec.
41
8.2
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. LOS MAQUIS
El Proyecto Normalización Subestación Los Maquis, en cuanto a las instalaciones de
subtransmisión y de transmisión troncal, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y
Calidad de Servicio, que señala: “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla
de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no
falladas…”. Este criterio de seguridad es vulnerado ante falla de severidad 9 en la única barra,
provocando la salida de servicio de todos los elementos troncales y del transformador
220/110 kV perteneciente al sistema de subtransmisión STX-C, y finalmente generando la
pérdida del consumo de la zona de Aconcagua. Los antecedentes del estudio de falla de
severidad 9 pueden encontrarse en el 1 del presente informe. Además ninguno de los paños
troncales posee posibilidad de mantenimiento ya que no existe barra de transferencia.
Por otro lado, y en relación únicamente a las instalaciones de subtransmisión se aprecia un
incumplimiento en la topología de conexión del único transformador 220/110 kV, el cual se
encuentra conectado directamente a la barra de 220 kV, sin un interruptor.
Adicionalmente, se vulnera el criterio de configuración de transformadores indicado en la
Norma Técnica, el cual señala: “…se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser
controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”. Este criterio es vulnerado ante
falla de severidad 8 en el único transformador 220/110kV, provocando la pérdida de
consumo de la zona de Aconcagua. Los antecedentes del estudio de falla de severidad 8
pueden encontrarse en el 1 del presente informe.
En virtud a los incumplimientos previamente mencionados, se desarrolló un proyecto que se
presenta como una solución orgánica que contemple la regularización de la subestación en
cuanto a los elementos troncales y de subtransmisión. Cabe destacar que las características
del proyecto se desarrollaron en conjunto a la empresa Colbún S.A, propietaria de la
subestación.
8.2.1
SITUACIÓN ACTUAL
La S.E. Los Maquis tiene 5 paños de 220 kV, dos de ellos troncales provenientes de Polpaico,
un paño de subtransmisión asociado al transformador 220/110 kV, uno desde la central
Hornitos y un último paño que conecta el consumo de la minera Andina. Cabe destacar que en
cuanto a instalaciones pertenecientes al sistema de subtransmisión, el transformador
220/110 kV se encuentra conectado a la barra principal mediante un desconectador directo a
la barra principal. Una vista aérea general de la S.E. se muestra en la Figura 12.
42
Figura 12: S/E Los Maquis
8.2.2
DESARROLLO DE ALTERNATIVA PROYECTO DE NORMALIZACIÓN
8.2.2.1 ANÁLISIS CONCEPTUAL
De acuerdo a lo señalado en el 1 del presente informe, para que la subestación Los Maquis
cumpla los nuevos requerimientos de la Norma Técnica en cuanto a instalaciones de
subtransmisión, es necesario normalizar la conexión del transformador existente, instalar un
segundo transformador 220/110 kV, y permitiendo efectuar labores de mantenimiento a sus
interruptores sin requerir desenergizar los transformadores. La factibilidad de lo anterior fue
verificada en una visita técnica realizada el primer semestre del presente año, además del
trabajo conjunto con el propietario.
El proyecto de subtransmisión a desarrollar dependerá de la configuración de la subestación.
Dado que en la revisión 2015 del estudio de transmisión troncal se recomendó modificar la
configuración de esta subestación a doble interruptor, la normalización de la conexión del
transformador existente deberá ser en configuración doble interruptor. De la misma manera
se requerirá desarrollar la misma configuración para la conexión del segundo transformador
que permitirá cumplir con la exigencia de severidad 8. Lo anterior, implica 1 paño en GIS para
cada transformador y un segundo paño híbrido.
43
8.2.2.2 CONFIGURACIÓN
Tal como se indicó anteriormente, se recomendó en la revisión del ETT 2015 la modificación
de la configuración de la subestación a doble interruptor, mediante la instalación de un GIS
220 kV barra simple. El GIS, permitirá la conexión de todos los elementos troncales y de
subtransmisión de la subestación. Incluso, se estableció que el GIS permita la conexión de 4
paños, pero disponga de servicios auxiliares para 6 paños, de manera de permitir una
eventual conexión futura de los paños adicionales. La Figura 13 presenta un diagrama unilineal
esquemático de la propuesta del proyecto.
Figura 13: Diagrama unilinealsimplificado proyecto Los Maquis
En consistencia con la normativa, es necesario regularizar la conexión de los paños troncales y
el transformador 220/110 kV. En vista de lo anterior, se propone que el GIS mostrado en la
Figura 13 permita la conexión de 6 circuitos: 2 bahías para normalizar los paños troncales, 2
bahías para la conexión de los paños existentes y futuros de subtransmisión (correspondiente
al nuevo transformador 220/110 kV) y 2 bahías para la conexión de nuevos circuitos
adicionales, o bien, dejar abierta la posibilidad que los paños adicionales existentes que lo
requieran asuman a futuro la misma configuración de los paños troncales, con la finalidad de
otorgar mayor suficiencia al sistema.
44
8.2.2.3 NORMALIZACIÓN DE CONEXIÓN TRANSFORMADOR 220/110 KV
El transformador 220/110 kV se conecta a la barra principal existente a través de un
desconectador 220 kV de apertura central sin el respectivo interruptor (Figura 14). Para
normalizar esta conexión, se sugiere reemplazar el desconectador por un equipo híbrido (que
incluye interruptor, desconectador, TT/CC y, en general, cualquier elemento necesario para su
correcta operación). Debido al impacto en tiempos de desconexión que lo anterior significa, se
propone que esta normalización se realice luego de poner en servicio un segundo
transformador 220/110 kV, requerido para dar cumplimiento de la subestación a la exigencia
de severidad 8.
Figura 14: Reemplazo de desconectador por equipo híbrido
Por otro lado, como este paño debe permitir la mantención de su interruptor sin dejar fuera
de servicio al transformador, se propone que entre el equipo híbrido y el transformador, se
deje espacio para la instalación de mufas que permitan conectar el transformador al GIS
indicado en la Figura 13, de manera de adoptar la configuración doble interruptor.
8.2.2.4 EMPLAZAMIENTO BARRA GIS
La zona propuesta para el emplazamiento de la barra GIS es la indicada en la Figura 15, cuyos
terrenos son propiedad de Colbún.
45
Figura 15: Zona de emplazamiento de la barra GIS
La zona propuesta en terreno para emplazamiento del GIS vista en la Figura 15, se aprecia
como lo muestra la Figura 16.
Figura 16: Zona de emplazamiento de la barra GIS
8.2.2.5 DISPOSICIÓN DE EQUIPOS
Finalmente, la propuesta de normalización que se muestra en la Figura 17.
46
Figura 17: Disposición de equipos – Resumen de obra
Lo anterior, se resume en el Cuadro 5.
Cuadro 5: Equipos por tipo de sistema
Equipo
Cantidad
Paño GIS 220 kV
2
Paño híbrido 220 kV
2
Transformador trifásico 220/110 kV (120 MVA)
1
Mufas 220 kV
9
Cable 220 kV
Si
Paño híbrido 110 kV
1
Mufas 110 kV
6
Cable 110 kV
Si
Cabe señalar que el galpón GIS y sus servicios auxiliares deben permitir la instalación y
operación de 6 paños.
8.2.2.6 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS
Las obras de subtransmisión se propone se lleven a cabo de la siguiente manera, sin ser
exhaustivo ni representar una secuencia de construcción:
a) Instalación de un segundo transformador 220/110 kV (120 MVA), y su respectivo
paño GIS.
b) Conexión del 2° transformador al GIS y puesta en operación
47
c) Desenergización del transformador 1 (existente previo al proyecto). Para esto se
requiere desenergizar provisoriamente la barra aire para retirar los chicotes.
d) Modificación del paño del transformador 1 e instalación de un paño GIS para este
transformador (al finalizar las pruebas y entregado a la operación, este transformador
tendrá un paño configuración doble interruptor)
e) Una vez energizado el transformador 1, se procede a desenergizar el transformador 2.
f) Construcción de paño aire mediante equipo híbrido para el transformador 2; pruebas
y entrega en operación.
De esta manera, ambos transformadores quedan conectados en doble interruptor,
cumpliendo las nuevas exigencias de la normativa.
8.2.3
VALOR DE INVERSIÓN
Si bien el proyecto de normalización de la subestación Los Maquis se realizó considerando la
coherencia técnica de todos los elementos que a ésta confluyen, para efectos de la presente
revisión de las expansiones del sistema de subtransmisión, se presenta a continuación la
valorización de las obras de ampliación de subtransmisión recomendadas para la
mencionada subestación, perteneciente al sistema STX-C, el cual asciende a 13.493 MUSD.
Cuadro 6: Valor de inversión Los Maquis – ampliación subtransmisión
#
1
1.1
1.2
2
2.1
2.2
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
4
4.1
5
5.1
6
Descripción
Equipos primarios (Trafo 220/110 kV+ Eqs Hibri+ paños GIS+ otros)
Materiales
Unidad
Valor unidad
Obras civiles y fundaciones
Estructuras metálicas
USD
380.577
1
1
gl
gl
USD
USD
372.597
7.980
USD
USD
372.597
7.980
USD
3.524.121
1
1
1
1
1
gl
gl
gl
gl
gl
USD
USD
USD
USD
USD
333.742
84.786
2.275.719
689.032
140.842
USD
USD
USD
USD
USD
333.742
84.786
2.275.719
689.032
140.842
USD
149.329
1
gl
USD
149.329
USD
149.329
USD
404.184
1
gl
USD
404.184
USD
404.184
USD
1.974.408
1
1
gl
gl
USD
USD
660.811
1.313.597
USD
USD
660.811
1.313.597
USD
342.461
1
gl
USD
342.461
USD
342.461
USD
1.010.460
1
gl
USD
1.010.460
USD
1.010.460
USD
13.493.646
Gastos Generales y utilidades
Gastos generales
Utilidades
7
Adminstración
Administración e ITO
8
Imprevistos
8.1
Contingencias
V.I.
5.633.684
74.423
5.633.684
74.423
Intereses intercalarios
Intereses intercalarios
USD
USD
USD
USD
Seguros
Seguro
Valor total
5.708.107
gl
gl
Otros
Ingeniería
Medioambiente
Mano de obra, maquinaria, instalación de faena
Transporte + aduana
Puesta en marcha
USD
1
1
Obras civiles
6.1
6.2
7.1
Cantidad
Equipos y materiales
Cabe señalar que es recomendable que las obras de normalización de la S.E. para los efectos
de las instalaciones de subtransmisión y otras que se requieran para cumplir NTSyCS, se
48
ejecuten de manera conjunta con la normalización troncal propuesta; lo anterior para
aprovechar las economías de ámbito, escala u otras que signifiquen, por ejemplo, intervenir
una sola vez la S.E.
8.2.4
PLAZO DE EJECUCIÓN Y RESPONSABLE
El plazo estimado de ejecución para la obra es de 28 meses y la empresa responsable de esta
obra de ampliación es Colbún.
49
8.3
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN S.E. VALDIVIA
El Proyecto Normalización de la subestación Valdivia en cuanto a las instalaciones de
subtransmisión, tiene su origen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que
señala: “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas
pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”. Este criterio de
seguridad es vulnerado ante falla de severidad 9 en la sección de barra 1 del patio de 220 kV,
la cual deja fuera de operación ambos transformadores 220/66 kV (TR1 y TR4), provocando
la pérdida del abastecimiento de la zona. Cabe destacar que ambos transformadores son
calificados como parte del sistema de subtransmisión STX-F. Los antecedentes del estudio de
falla de severidad 9 pueden encontrarse en el 1 del presente informe. Por este motivo, la
empresa STS desarrolló un proyecto que se presenta como solución en cuanto a los
requerimientos de falla de severidad 9. En base a esta información la DPD del CDEC SIC ha
estudiado la propuesta de proyecto a fin de incluirla en el plan de obras de los sistemas de
subtransmisión.
Por otro lado, y en relación al mantenimiento de interruptores de los transformadores TR1
(220/66 kV) y TR4 (220/66 kV), existe incumplimiento normativo en cuanto a que la
topología de conexión de éstos debe incluir la conexión a la barra de transferencia de manera
que las instalaciones que conectan queden operativas durante el mantenimiento del
respectivo interruptor, razón por la cual la DPD del CDEC SIC incluyó en el proyecto
presentado por la empresa STS la conexión de los interruptores de ambos transformadores
220/66kV a la barra de transferencia y el posterior retiro del interruptor existente del paño
JT4.
8.3.1
SITUACIÓN ACTUAL
La subestación Valdivia, en el patio de 220 kV, posee 5 paños de línea, 4 paños pertenecientes
a líneas troncales y un paño de línea adicional. Además posee un único paño de
transformación mediante el cual están conectados los dos transformadores 220/66 kV,
pertenecientes al sistema de subtransmisión STX-F.
50
Figura 18: Diagrama actual S.E Valdivia
Figura 19: Layout subestación Valdivia
8.3.2
PROYECTO PRESENTADO POR STS
El proyecto presentado por STS tiene por objetivo separar los transformadores, de manera
que cada uno se conecte a una sección de barra principal distinta. La situación inicial es la
mostrada en la Figura 20.
51
Figura 20: Situación inicial (antes del proyecto)
La Figura 21 muestra las modificaciones a realizar por el proyecto propuesto.
Figura 21: Proyecto (zona demarcada con rectángulo rojo)
52
El proyecto presentado por STS está en línea con la normalización de la subestación en cuanto
a la falla de severidad 9. No obstante el proyecto incluye un nuevo interruptor en serie con el
existente del ATR 4, conexión que debe ser revisada con mayores antecedentes puesto que
podría provocar la imposibilidad de mantención del respectivo interruptor una vez que se
conecte a la barra de transferencia.
8.3.3
PROYECTO DE NORMALIZACIÓN
La normalización de esta subestación abarca los siguientes aspectos:


Cumplimiento de exigencia de severidad 9
Cumplimiento de exigencia de mantenimiento de interruptores
8.3.3.1 CUMPLIMIENTO DE EXIGENCIA DE SEVERIDAD 9
De acuerdo a señalado en el 1 del presente informe, para que la subestación Valdivia cumpla
los requerimientos de la Norma Técnica en cuanto a instalaciones de subtransmisión, es
necesario que ante falla de severidad 9 en cualquiera de las barras, quede operativo al menos
un trasformador 220/66 kV, situación que sería resuelta con el proyecto de STS. No obstante
se debe tener en cuenta la revisión de la conexión de dos interruptores en serie para el TR4,
situación que podría imposibilitar las respectivas mantenciones a las que hace referencia la
norma técnica.
8.3.3.2 CUMPLIMIENTO DE EXIGENCIA DE MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES
Para cumplir las exigencias normativas respecto del mantenimiento de interruptores, la DPD
del CDEC SIC incluyó al proyecto presentado por STS la conexión a la barra de transferencia
de los interruptores de TR1 y TR4, lo cual se aprecia en la Figura 22.
53
Figura 22: Proyecto propuesto para cumplir exigencias normativas respecto de mantenimiento de interruptores
De la Figura 22, se puede apreciar que lo propuesto permitiría cumplir la exigencia normativa
para el paño JT1 y para el interruptor nuevo del paño JT4, pero no para el interruptor
existente del paño JT4, encerrado en un recuadro de color rojo en la Figura 23.
54
Figura 23: Interruptor existente del paño JT4
Esta situación está siendo revisada y se espera realizar una visita a la subestación con la
finalidad de elaborar una solución armónica, que considere tiempos de desconexión acotados,
entre otros aspectos, solución que será conversada con el propietario durante su desarrollo.
Lo indicado anteriormente, se muestra en la Figura 24.
55
Figura 24: Diagrama alternartiva de proyecto de normalización subestación Valdivia
La Figura 24 asume que sería posible retirar el interruptor existente, situación que se está
analizando por la DPD y a la espera de las observaciones que el propietario realice al respecto.
8.3.3.3 SITUACIÓN PATIO 66 kV
Los paños de los transformadores en el lado de 66 kV no tienen conexión a la barra de
transferencia, provocando que los transformadores queden fuera de servicio ante
requerimientos de mantención de su interruptor en el lado de baja, con lo cual la obra
indicada por la DPD debe considerar además la conexión a la barra de transferencia en el lado
de 66 kV. Lo anterior debe ser elaborado en base a mayores antecedentes que deberá
proporcionar la empresa para verificar la factibilidad del proyecto.
56
8.3.4
VALOR DE INVERSIÓN
Producto de que el proyecto de la subestación Valdivia posee variables que aún deben ser
aclaradas mediante el estudio de nuevos antecedentes, el valor de inversión del proyecto se
encuentra en proceso de revisión por parte de la DPD.
57
ANEXO 1
ANALISIS ELÉCTRICOS SEVERIDAD 8 Y 9 SUBESTACIONES TRONCALES Y
SUBTRANSMISIÓN
58