Informe de Avance 1 Rev 2015 ETT

PROPUESTA
PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 2015
INFORME DE AVANCE 1
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
Dirección de Planificación y Desarrollo
CDEC SIC
29 de mayo 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
Estudio: Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
Rev
1
Fecha
15-05-2015
Comentario
Versión Preliminar DPD
2
29-05-2015
Versión Definitiva DPD
Realizó
Vannia Toro B.
Eduardo Esperguel G.
Mauricio Olivares A.
Vannia Toro B.
Eduardo Esperguel G.
Mauricio Olivares A.
Revisó / Aprobó
Deninson Fuentes del C.
Deninson Fuentes del C.
Gabriel Carvajal M.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
1
INTRODUCCIÓN
5
2
CONSIDERACIONES GENERALES
6
2.1
2.2
2.3
2.4
SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA
REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES
REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS
PLAZOS ESTIMADOS DE PROCESOS ADMINISTRATIVOS
6
7
8
9
3
ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE REQUERIMINETOS DE
EXPANSIÓN
10
3.1
3.2
3.3
3.4
3.4.1
3.5
DIAGNÓSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN
METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS EN SUBESTACIONES
METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN ECONÓMICA
MIN – MAX REGRET
DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE DETERMINACIÓN DE LA EXPANSIÓN TRONCAL
10
10
12
13
13
14
4
DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS
15
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.2
PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA
CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA
AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS
DEMANDA PROYECTADA
PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN
15
15
16
17
19
5
SISTEMA DE TRANSMISIÓN
23
5.1
5.2
5.3
5.4
OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS
PROYECTOS DE TRANSMISIÓN
DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO
LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN
23
25
28
29
6
DIAGNÓSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL
33
6.1
6.1.1
6.1.2
6.1.3
ZONA NORTE
TRAMO CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO
TRAMO MAITENCILLO - CARDONES
TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA – MAITENCILLO
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
33
35
38
40
mayo de 2015
3
6.1.4
6.1.5
6.1.6
6.2
6.2.1
6.2.2
6.2.3
6.2.4
6.2.5
6.2.6
6.2.7
6.2.8
6.2.9
6.2.10
6.2.11
6.3
6.3.1
6.3.2
6.3.3
6.3.4
6.3.5
6.3.6
6.3.7
6.3.8
TRAMO NOGALES – PAN DE AZÚCAR - POLPAICO
TRAMOS POLPAICO – NOGALES - QUILLOTA
RESUMEN ANÁLISIS ZONA NORTE
ZONA CENTRO
TRAMO LAMPA – POLPAICO
TRAMO CHENA - CERRO NAVIA
TRAMO ALTO JAHUEL – CHENA
TRAMOS RAPEL – A. MELIPILLA – LO AGUIRRE – CERRO NAVIA
SISTEMA DE 500 KV ENTRE S.E. ALTO JAHUEL Y S.E. POLPAICO
SISTEMA ANCOA AL NORTE 500 KV
TRAMO ANCOA 500/220 KV
TRAMO ANCOA – COLBÚN 220 KV
TRAMO COLBÚN – CANDELARIA – MAIPO – ALTO JAHUEL 220 KV
TRAMO ANCOA – ITAHUE
RESUMEN ANÁLISIS ZONA CENTRO
ZONA SUR
TRAMO CHARRÚA – ANCOA
TRAMO CHARRÚA 500/200
TRAMOS CHARRÚA - LAGUNILLAS 220 KV Y CHARRÚA - HUALPÉN 220 KV
TRAMO CAUTÍN – MULCHÉN - CHARRÚA 220 KV
TRAMO CAUTÍN – VALDIVIA
TRAMO CIRUELOS – PICHIRROPULLI
SISTEMA AL SUR DE S.E. PICHIRROPULLI
RESUMEN ANÁLISIS ZONA SUR
43
46
47
49
50
50
50
51
53
56
56
57
57
58
59
60
61
63
64
65
68
69
71
73
7
ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO EN S.E. TRONCALES 74
ANEXO 1
77
ANEXO 2
78
ANEXO 3
79
ANEXO 4
80
ANEXO 5
81
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
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4
1
INTRODUCCIÓN
De acuerdo a la letra c) del artículo 37 bis del Decreto 291/2007, la Dirección de Planificación
y Desarrollo (DPD) tiene como obligación prestar apoyo técnico a la DP en el cumplimiento de
la función correspondiente a la revisión anual del Estudio de Transmisión Troncal (ETT).
Por otro lado, anualmente la Dirección de Peajes (DP) del CDEC-SIC debe realizar, sobre la
base del Informe Técnico señalado en el Artículo 91 de la ley, una propuesta a la Comisión
Nacional de Energía (CNE) de las obras de Transmisión Troncal que deban realizarse o
iniciarse en el período siguiente, para posibilitar el abastecimiento de la demanda,
considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio vigentes; o la no realización de
obras en ese período. Además, podrá considerar tanto los proyectos de transmisión troncal
contemplados en el Informe Técnico como los que sean presentados a la DP por sus
promotores.
La revisión a realizar en el presente periodo 2015, se basa en el “Informe Técnico para la
determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal,
Cuatrienio 2015-2018”. El Informe Técnico contiene las obras de transmisión troncal que
deben ser iniciadas dentro del Período Tarifario 2015-2018, en base a los resultados del
“Estudio de Transmisión Troncal”.
En el presente informe se describen los análisis y conclusiones derivados de proyectar los
niveles de utilización del Sistema de Transmisión Troncal (STT) para determinar los tramos
sobre los cuales resultaría pertinente evaluar expansiones. Se ha realizado un análisis de los
flujos esperados por los elementos serie del sistema de transmisión troncal, poniendo
atención en aquellos tramos en los que las transferencias sean superiores a las máximas
admisibles con el nivel de seguridad coherente con el criterio N-1. Adicionalmente, el informe
presenta los análisis y conclusiones de requerimientos de expansión de subestaciones
troncales del SIC necesarios para permitir la conexión de otras obras troncales, considerando
los requerimientos de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio en coherencia con
la evolución esperada del sistema eléctrico.
Debido a que la fecha de emisión del presente documento, el informe técnico al que se hace
referencia no ha sido emitido, se consideraran como obras propuestas las recomendadas por
el consultor del ETT 2015-2018.
Adicionalmente se realiza un análisis del estado de cumplimiento normativo de las
subestaciones con instalaciones troncales, indicando los requerimientos preliminares de
expansiones que normalizarían estas subestaciones. Dichos análisis se encuentran resumidos
en el capítulo 7.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
5
2
CONSIDERACIONES GENERALES
2.1 Supuestos del modelo de coordinación hidrotérmica
A continuación se describen los principales supuestos empleados en la modelación del
problema de coordinación hidrotérmica multinodal – multiembalse considerados para
representar la situación de despacho y transferencias esperados.
-
Se considera un período de planificación que se inicia en abril de 2015 y termina en
marzo de 2035. El software empleado para resolver el problema de coordinación
hidrotérmica es PLP versión 2.18.
-
La modelación considera el plan de obras de generación, mantenimientos de centrales,
costos y disponibilidad de combustible de las bases OSE del Informe de Precios de
Nudo de abril de 2015 elaborado por la CNE.
Se han modelado las obras de transmisión troncal aprobadas por decreto a la fecha de
este informe, considerando las fechas estimadas de puesta en servicio informadas por
los propietarios de los sistemas de transmisión.
La aleatoriedad hidrológica se ha considerado mediante series hidrológicas,
construidas a partir de los años hidrológicos 1960/61 al 2013/14.
La aleatoriedad eólica se ha considerado mediante series de ventosidad, construidas a
partir de la información histórica de las centrales actualmente en operación.
La aleatoriedad solar se ha considerado mediante series de niveles de radiación,
construidas a partir de mediciones de radiación solar en la zona norte del SIC.
En general, hasta antes que puedan entrar en operación obras de expansión, se aplican
los límites de transmisión por líneas del Estudio de Restricciones en el Sistema de
Transmisión 2014 (ERST 2014) emitido por la Dirección de Operación del CDEC SIC.
Lo anterior sin perjuicio de cálculos de límites distintos en algunos tramos para los
cuales se cuenta con información adicional a la utilizada en el ERST.
Para la modelación de los transformadores desfasadores de la S.E. Cerro Navia se
realiza una simulación de la operación del SIC mediante el modelo de coordinación
hidrotérmica, liberando las restricciones de transmisión de la línea Cerro Navia –
Polpaico 2x220 kV. De los resultados se determina cuáles son las etapas en que las
transferencias resultan mayores al límite operativo esperado para el tramo. Luego,
sobre dichas etapas, y para todas las series hidrológicas, se modela un aumento del
paso de derivación en el transformador desfasador mediante la modificación de la
reactancia del tramo, verificando posteriormente que con el paso asignado no se
supere el flujo máximo en ninguna de las hidrologías simuladas.
-
-
-
La reactancia a aplicar corresponde al valor equivalente al aumento de pasos en el
transformador desfasador. Esta se obtiene mediante la simulación de flujos de
potencia AC de variados escenarios de despachos, con los cuales se extraen las
transferencias por los circuitos y los ángulos en los extremos del tramo calculando
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
6
algebraicamente la reactancia equivalente a partir de los pasos de operación en el
transformador.
-
-
-
En cumplimiento con lo establecido en el artículo 5-5 de la Norma Técnica de
Seguridad y Calidad de Servicio, se considera la aplicación del criterio N-1 en las
alternativas estudiadas. Además, de acuerdo a este mismo artículo, la aplicación del
criterio señalado solo puede utilizar recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por
frecuencia o por tensión.
En la modelación se han incorporado los sistemas SIC y SING (231 barras, 460
centrales y, 293 líneas) con los datos provenientes del modelo correspondiente al
ITPN de abril de 2015.
En la modelación se han considerado 10 bloques de demanda mensuales desde enero
de 2019 hasta diciembre de 2028, con la finalidad de representar adecuadamente las
transferencias esperadas para diversas condiciones de consumo durante el período
más relevante de análisis. Además, esta representación divide las horas de día y noche,
cuya finalidad es representar mejor la operación esperada de las centrales solares.
Para el resto del horizonte se consideró 2 bloques mensuales, igualmente dividiendo
las horas de día y noche.
2.2 Representación de centrales solares
El proceso para modelar adecuadamente la generación solar se divide en dos grandes etapas,
la primera corresponde a la definición de los bloques de demanda, en la cual se separan las
horas de día de las hora de noche para generar un conjunto de bloques “Dia” y un conjunto de
bloques “Noche”; y la segunda corresponde al método de asignación de potencia de
generación solar a cada bloque para la modelación de las centrales.
En la segunda etapa, la generación horaria de un perfil anual1 de central solar se relaciona a
cada bloque de acuerdo a las horas correspondientes, pues se conoce cuál es la asignación de
cada una de las horas del año a cada bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación
horaria dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones horarias, el cual se
separa en 6 partes de igual número de datos y posteriormente para cada uno de estos se
calcula el promedio de todos sus datos. Los niveles de generación seleccionados son los que
definen los seis escenarios de generación solar para cada bloque del horizonte de estudio,
denominados: “radiación 100%”, “radiación 80%”, “radiación 60%”, “radiación 40%”,
“radiación 20%”, “radiación 0%”, respectivamente, los cuales son normalizados en base a la
potencia máxima de la central modelo. Mayor detalle de la modelación se encuentra
disponible en ANEXO 3.
Finalmente, se construye una matriz de generación solar base, la cual contiene, para cada uno
de los bloques del horizonte y para cada una de las 54 hidrologías modeladas, un escenario de
radiación escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios para cada tipo
Se seleccionaron los datos horarios disponibles para la estación Inca de Oro, durante el año 2010,
considerando tecnología sin seguimiento y con seguimiento, para representar el perfil de generación de
la central modelo.
1
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
7
de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo de coordinación
hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes al
primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma
forma.
2.3 Representación de centrales eólicas
La variabilidad de los vientos incidentes a las centrales eólicas, implica una considerable
volatilidad en la inyección de energía al sistema eléctrico, lo cual influye en los flujos de
potencia a través de las líneas del sistema de transmisión troncal. Debido a la inclusión de
proyectos eólicos en el SIC, se efectuó una modelación más detallada de la generación de estas
centrales para dar cuenta de su estocasticidad. El procedimiento de modelación se explica a
continuación.
Para efectos de la modelación eólica, para cada mes y para cada uno de sus bloques, se
selecciona el conjunto de generaciones horarias una central modelo, correspondiente con las
horas del año de dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria
dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones del cual se extraen los 3
valores coincidentes con el percentil 86%, 53% y el promedio del último tercio de la curva
obtenida. Los niveles de generación seleccionados son los que definen los tres escenarios de
generación eólica para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: “ventoso”,
“medio” y “calmo” respectivamente, los cuales son normalizados en base a la potencia máxima
de la central modelo2. Así mismo se extrae el máximo y mínimo valor de cada bloque para
representar escenarios donde la generación eólica produce su peak de energía, escenario
“máximo”, y donde no existe ventosidad, escenario “mínimo”. Mayor detalle de la modelación
se encuentra disponible en ANEXO 3.
En una segunda etapa, se construye una matriz de generación eólica base, la cual contiene,
para cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 54 hidrologías modeladas,
un escenario de ventosidad escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de
escenarios para cada tipo de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar
al modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los
elementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series
se construyen de la misma forma ajustando sus factores de planta a un valor predefinido
esperado.
La modelación de la demanda puede realizarse con distinta cantidad de bloques para distintos
períodos del horizonte de planificación, por lo que la metodología descrita se realiza para cada
período en que se modifique el número de bloques mensuales.
Por otra parte, se agruparon las centrales eólicas en 7 sectores, dando cuenta de la correlación
de los vientos en centrales, tal que cada sector comprende una zona de aproximadamente 100
kilómetros de extensión, según se muestra a continuación:
2
Para incorporara la variabilidad del viento se ha usado la estadística de la central Canela.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
8
Cuadro 1: Agrupación de centrales eólicas por sectores
Sector
Sector 1
Centrales
EOLICO SING I
EOLICO SING III
Eólica IV Región 09
EOLICO SING IV
VALLE VIENTOS SING
EOLICO SING II
Sector 2
EOLICA TALTAL
Sector 3
EOL P COLORADA
EOLICA CABO LEONES I
MONTEREDONDO
CANELA2
EOL IVREG07
PTA PALMERA
EOL TALINAY PONIENTE
EOL IVREG08
EOL TOTORAL
TALINAY ORIENTE
CHANARAL ACEITUNO
EOL IVREG01
PUNTA SIERRA
EOL III 02
EOL IVREG02
LOS CURUROS
EOL III 03
EOL IVREG03
EL ARRAYAN
EOL III 01
EOL IVREG04
EOL IV 01
CANELA
EOL IVREG05
EOL IVREG06
EOLICA LEBU
EOL CONCE06
Eólica Charrúa 04
EOLICA UCUQUER
Eólica Charrúa 01
EOL VIII 02
EOLICA P CHOME
Eólica Charrúa 02
Eólica Charrúa 03
EOLICA UCUQUER II
EOL CONCE01
EOL VIII 01
EOL BUENOS AIRES
EOL CONCE04
EOL CONCE05
NEGRETE CUEL
Eólica Chiloé 01
EOL RENAICO
Sector 6
EOL COLLIPULLI
Eólica Chiloé 02
Sector 7
EOL SAN PEDRO
EOL X 01
Sector 4
Sector 5
Para efecto de representar la variabilidad de una central respecto de aquellas que se
encuentran alejadas geográficamente, los sectores se han construido de manera tal que las
centrales eólicas pertenecientes a un mismo sector posean iguales series de ventosidad en
cada una de las hidrologías.
2.4 Plazos estimados de procesos administrativos
A partir de la experiencia obtenida en las licitaciones anteriores, se han estimado los
siguientes plazos para el proceso administrativo que media entre la publicación del decreto de
expansión que corresponda y el inicio de la construcción de obras que se decretasen:
2013
E F M A M J J A S O N D
2014
E F M A M J J A S O N D
HITOS DEL PROCESO
Obra Ampliación
5 meses
Obra Nueva
12 meses
Revisión 2015 del ETT CDEC
jun-15
Plan de Expansión CNE
3 meses
Panel de Expertos
2 meses
Decreto Ministerio de Energía
dic-15
Adjudicación de la obra
4 meses
Inicio de la construcción
may-15
Proceso de llamado a licitación
1 mes
Adjudicación de la obra
8 meses
Publicación del decreto de adjudicación
2 meses
Inicio de la construcción
dic-16
Figura 1: Estimación de plazos para los procesos administrativos
Para efectos estimar los plazo de construcción de los proyectos a evaluar se han considerado
el periodo indicado por el consultor para cada caso particular.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
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3
ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS
REQUERIMINETOS DE EXPANSIÓN
PARA
ANÁLISIS
DE
3.1 Diagnóstico de la utilización esperada del sistema de transmisión
En esta etapa del estudio descrito se proyecta la utilización esperada del sistema de
transmisión troncal, además de otros tramos de relevancia para los análisis. Para esto se
considera el criterio N-1 como límite de transferencia para todos los tramos actuales del
sistema, aumentando el límite de transferencia admisible en aquellos en que se observa
congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión acorde a la
ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos, o bien por medio de la
adición de circuitos o transformadores en paralelo a los existentes.
Los resultados por zona del sistema de transmisión troncal se presentan en los gráficos de
probabilidad de excedencia mostrados en los puntos siguientes. Estos gráficos para cada mes
se despliegan cuatro niveles de transmisión, correspondientes a transferencias con
probabilidad de excedencia de 0%, 20%, 80% y 100%. Estos valores se determinan a partir
del universo de transmisiones equiprobables resultantes para cada mes, considerando los 54
despachos por etapa y sus bloques de demanda modelados. De esta manera, las curvas no
representan trayectorias de transmisiones a lo largo del tiempo para una determinada
secuencia de operación, sino transmisiones de igual probabilidad de excedencia que pueden
ocurrir en diversas condiciones hidrológicas, de ventosidad y radiación solar a lo largo del
horizonte de planificación. En los gráficos mencionados, además de los flujos se presentan las
limitaciones de capacidad de cada tramo, identificando con línea punteada el límite asociado a
las instalaciones existentes y las que se encuentran en construcción cunado corresponda
(indicado en la leyenda bajo la nomenclatura sin proyecto “s-“ y “s+”), mientras que en línea
roja la nueva limitación en caso de considerar el proyecto de expansión propuesto para el
tramo (nomenclatura de leyenda “c-” y “c+”).
Como parte del proceso anterior se analizan las transferencias esperadas en los tramos de
transmisión troncal, identificando aquellas instalaciones que presentan transferencias
restringidas considerando los valores permitidos por criterio de seguridad N-1.
Posteriormente en base a la información entregada por las empresas al CDEC SIC, se
determina si la posible incorporación de generación o demanda hace pertinente la definición
de algún escenario alternativo de evaluación.
3.2 Estudios de limitaciones de transmisión
La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones por
capacidad térmica de las líneas, transformadores u otros elementos serie del sistema de
transmisión, además de las eventuales limitaciones por estabilidad y regulación de tensión de
acuerdo a las exigencias contenidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio
vigente.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
10
A partir de las simulaciones realizadas con el modelo de coordinación hidrotérmica se
determinan los tramos del sistema troncal que superarían sus capacidades de transferencia
en el futuro, requiriendo estudiar su expansión. Para los tramos en que se previera limitación
por estabilidad de tensión, se procede a verificar su estabilidad antes y después de ser
ampliados, y así determinar las máximas transferencias posibles a través de ellos,
obteniéndose así las limitaciones para los casos con y sin proyecto de expansión.
En términos generales, para cada uno de los tramos de transmisión se seleccionan escenarios
de despacho y demanda que impliquen condiciones de operación exigentes para el tramo y/o
su entorno, para lo cual se identifican aquellos escenarios que cumplan con los siguientes
requisitos:
-
Altas transferencias en el tramo en estudio
-
Configuraciones de demanda y generación que representen condiciones de operación
desfavorables desde el punto de vista de la estabilidad o regulación de tensiones de la
zona en estudio.
Los escenarios seleccionados se simulan en el programa Power Factory de DigSILENT ®,
procediéndose en primer lugar a adaptar la condición de operación para obtener un punto de
operación que cumpla con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma
Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, además de corregir el despacho de las centrales
que se encuentren en operación bajo su potencia de mínimo técnico.
A partir del escenario adaptado se modifica el despacho de generación con la finalidad de
aumentar las transferencias de potencia (en caso de ser posible) por el tramo en estudio hasta
alcanzar un cierto valor previamente estimado, que idealmente coincide con el límite térmico
N-1 estricto del tramo o un valor superior en caso de un tramo enmallado.
A continuación, para comprobar que la transferencia determinada cumpla con el criterio de
seguridad N-1 y las demás exigencias contenidas en la NTSyCS, se simulan contingencias de
severidad 4, 8 y 93 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG que no sean
supervisados por frecuencia o tensión) y su entorno, las que son seleccionadas de acuerdo a la
gravedad que podrían generar sobre la zona en estudio. Adicionalmente se simula la
contingencia de la unidad de generación de mayor impacto en la estabilidad o regulación de
tensión de cada zona en estudio.
De esta forma, mediante un proceso iterativo se determina la transferencia máxima que
cumpla con el criterio de estabilidad de tensiones y con las exigencias de regulación de
tensión contenidos en la Norma para estado normal (pre contingencia) o de alerta (post
contingencia), según corresponda.
Las limitaciones de transmisión obtenidas por la aplicación de contingencias de severidad 9 se
encuentran en proceso de implementación, por lo que se incorporarán en forma paulatina,
considerando prioritariamente aquellas de mayor impacto en la definición de los límites.
3
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
11
3.3 Metodología de análisis de requerimientos en subestaciones
Con el fin de revisar el cumplimiento de los estándares de suficiencia y seguridad de las
subestaciones con instalaciones troncales del SIC, se realiza un recorrido por las instalaciones
del STT a fin de verificar el cumplimiento normativo de cada subestación, y con ello realizar
un diagnóstico que permita detectar los posibles requerimientos de obras de expansión.
Para cada subestación se verifica el estado de cumplimiento respecto de las exigencias
normativas resumidas en el Cuadro 2, utilizando como antecedentes la información enviada al
CDEC SIC por los coordinados, los planes de obras en ejecución fijadas en los decretos de
expansión correspondientes, visitas técnicas a algunas subestaciones que en el análisis
preliminar aparecieron con incumplimientos normativos y análisis eléctricos. Conjuntamente
con lo anterior, se revisan las propuestas de normalización contenidas en el ETT 2015-2018.
Cuadro 2: Resumen de Exigencias de Diseño para la Planificación y Normalización de Subestaciones en el STT
1
Mantención
Interruptores
3-24, II)
de
(Artículo
2
Secciones de Barra
(Artículo 3-24, II)
3
Configuración
Transformadores
(Artículo 3-24, III)
4
Conexiones en STT
(Artículo 3-24, IV)
5
Planificación STT
(Artículo 5-5 y Artículo 17 )
6
Excepciones Conexiones
al Troncal.
(Artículo 10-18 )
“…Configuración de barras suficiente para que cada interruptor asociado a líneas,
transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden en
operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas…”
“…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en
ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…”
“…Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8
pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la
utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias…”
“…los Coordinados que exploten transformadores de poder deberán disponer de
transformadores de reserva, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal
que en caso de falla permanente de uno de los transformadores … que implique
restricciones al suministro de clientes regulados …, se pueda normalizar la
operación… antes de 96 horas ….”
“…En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200
[kV] y tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar
con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos
pueda ser controlada sin propagarse…”
“…conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT,
corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de
la línea, la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II.
Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.…”
La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada aplicando el Criterio N1.
En los estudios de planificación, la aplicación del Criterio N-1 sólo podrá utilizar
recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o por tensión.
No se aplicará el Artículo 3-24 numeral IV aquellas instalaciones que se hayan
declarado en construcción con posterioridad a la entrada en vigencia de la NTSyCS y
hasta el 31 de diciembre de 2014.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
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12
3.4 Metodología de evaluación económica
En la etapa siguiente al diagnóstico de utilización esperada por tramo, se llevan a cabo las
evaluaciones económicas de pertinencia de recomendación de los proyectos (las cuales se
presentarán en las siguientes versiones del presente informe).
En aquellas instalaciones troncales en que se detectó la necesidad de evaluar una posible
expansión, se modelan los proyectos propuestos que permitan dar solución a las saturaciones
presentadas. A continuación se realizan dos simulaciones de operación, para las situaciones
con y sin proyecto en base una misma política de gestión de embalses. Se obtienen de cada
simulación los costos de generación térmica, la energía de falla valorizada a costo de falla de
larga duración y el agua embalsada al final del horizonte de planificación valorizada a costo
marginal, consolidados como promedios sobre las hidrologías. Con los resultados obtenidos
de ambas simulaciones, se calcula el VAN de realizar el proyecto, restando los beneficios en
costo de operación con el costo asociado a cubrir el AVI y COMA.
La evaluación del proyecto de expansión para un tramo en particular se realiza bajo distintas
alternativas de ampliación en el resto de los tramos del sistema, por ende la determinación de
la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación y
combinación de las opciones posibles de desarrollo.
3.4.1
Min – Max Regret
Para tomar la mejor decisión respecto de la alternativa óptima de expansión del sistema de
transmisión, considerando la incertidumbre asociada a los futuros escenarios de generación –
demanda, en casos específicos, se ha utilizado el criterio MinMax o bien el criterio de
minimizar el máximo arrepentimiento.
En una primera etapa cada uno de los escenarios generación-demanda analizados se asumen
como certeros y se define bajo sus supuestos el plan óptimo de expansión en transmisión,
mediante la metodología descrita en el punto 3.4. Cada plan óptimo de expansión encontrado
se considera como una posible alternativa de expansión en la transmisión que será evaluada
considerando que se da un escenario distinto al que origina dicho plan, de modo de calcular el
arrepentimiento o aumento de costos en caso de haber escogido esa alternativa. Finalmente
se selecciona la alternativa que minimiza el máximo arrepentimiento.
Cabe señalar que para efectos de valorizar los arrepentimientos se ha supuesto que las
soluciones de expansión de la transmisión asociadas a una alternativa no necesariamente son
fijas en todo el horizonte, puesto que si en el futuro se presenta un escenario generacióndemanda distinto, se pueden tomar medidas que permitan adaptar la transmisión al nuevo
escenario. Por ejemplo, si se están calculando los costos de una alternativa de expansión que
implica la no realización de un obra de transmisión en todo el horizonte, pero bajo el
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
13
escenario en que se incorpora nueva generación y demanda al sistema que hace evidente que
a partir de cierto año se requiriere de una expansión de transmisión, entonces ésta se
considera con el retraso correspondiente, por lo que los costos de ese conjunto alternativaescenario deben representar los sobrecostos asociados al retraso.
Metodología
Tramo
Congestionado
Escenarios
Gx-Dx
relevantes
Escenario
Base
Proyecto
Escenario
Alternativo
Simulación
Evaluación
económica
Con
Proyecto
VAN
Sin
Proyecto
=
Decisión
Se
Recomienda
signo
+
Con
Proyecto
-
NO se
Recomienda
≠
signo
Sin
Proyecto
VAN
Análisis de
Mínimo
arrepentimiento
Figura 2: Metodología de decisión de evaluación económica
3.5 Diagrama de Flujo del proceso de determinación de la expansión troncal
En la Figura 3 se muestra mediante una representación esquemática, las distintas etapas que
constituyen el proceso con el cual la DPD define la recomendación de expansión de la
transmisión troncal.
Análisis de escenarios Gx-Dx
Análisis de Alternativas de Expansión
Proceso Iterativo
Simulación de la operación en el Largo Plazo (20 años)
Obtención de escenarios de
operación para análisis
•
•
•
•
•
•
Catastro de Proyectos
Proyección Demanda
Plan de Obras Tx, Gx
Costo Variable Combustibles
Variabilidad eólica, solar,
hidráhulica
Programa de mantenimiento
Estudios de
Limitaciones de
Transmisión
(DisgSilent)
Verificación
cumplimientos
NTSyCS
Simulación de
operación del
sistema
(Software
PLP)
Flujos proyectadas por
Tramo Troncal
Diagnóstico de
utilización esperada
(54 Condiciones hidrológicas,
viento y sol)
Detección de Tramos
Congestionados
Proyectos de Expansión
Soluciones de Expansión
Informe Técnico
CNE
Propuesta
Empresas
Desarrollos DPD
Plazos estimados de construcción
Restricciones operativas de trabajos
Características técnicas
01/06/2015
Evaluaciones económicas de soluciones
Obtención
costos de
operación casos
con y sin
proyectos
Valorización
de proyectos
Análisis de
mínimo
arrepentimiento
Cálculo de VAN por escenarios
Decisión de
Recomendación
Figura 3: Diagrama de flujo recomendación de la expansión troncal
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
14
4
DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS
A partir de la información recibida por este CDEC sobre los desarrollos futuros en materia de
generación y consumo, se han evidenciado proyectos que pueden alcanzar la condición de
desarrollo efectivo en el corto plazo. Producto del posible impacto agregado de estos
proyectos y sus potenciales efectos sobre las obras de expansión, se ha considerado la
elaboración de un escenario base y dos escenarios alternativos.
i.
Escenario Base
El plan de obras de generación para el caso base considera el plan de expansión de Generación
definido en el Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril 2015 (Cuadro 7) ajustado de
acuerdo a la mejor información disponible por la DPD y los nuevos proyectos informados
como en construcción de acuerdo a las resoluciones CNE y las obras de generación
incorporadas para el periodo de relleno.
ii.
Escenario zona norte (Escenario Nº1)
El escenario alternativo zona norte se toma como supuesto que se materializan proyectos
ERNC y mineros que han sido informados a la DPD para efectos del catastro público de
generación y consumo, los cuales suman aproximadamente 960 MW de potencia de
generación instalada ubicados entre las subestaciones Diego de Almagro y Las Palmas. Para
efectos de compensar la potencia incorporada en la base de modelación se eliminan algunas
de las centrales indicativas del ITPN por un total de 400 MW de acuerdo a lo indicado en el
Cuadro 7 y se incorporan al modelo los proyectos mineros del Cuadro 6, los cuales adicionan
250 MW de consumo concentrados en S.E. Carrera Pinto y S.E. Punta Colorada.
iii.
Escenario zona sur (Escenario nº2)
En este escenario se incorporan al plan de obras las centrales eólicas informadas a la DPD al
sur de Charrúa con un total aproximado de 1400 MW, los cuales se encuentran distribuidos
principalmente entre Charrúa y Cautín y más al sur entre Valdivia y Puerto Montt. Para
mantener un equilibrio potencia instalada y demanda proyectada se considera que las
centrales incorporadas reemplazan algunas de las centrales eólicas indicativas en el ITPN por
un total de 750 MW y adicionalmente se desplaza la puesta en servicio de las centrales Carbón
1 VIII región y Carbón 2 IV Región de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 7.
4.1 Previsión y representación de la demanda
4.1.1
Consideraciones generales para la modelación de demanda
La previsión de demanda de energía y potencia por barra se desagregó hasta el nivel
modelado en el programa de coordinación hidrotérmica, para el período comprendido entre
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
15
abril de 2015 y marzo de 2035, de acuerdo al tipo de consumo, diferenciando entre libre y
regulado. El comportamiento de cada tipo de consumo se caracteriza a través de curvas de
duración de dos o diez bloques mensuales de acuerdo a lo indicado en el capítulo 2.1.
Para determinar los consumos del período 2015-2030, se han considerado las tasas de
crecimiento zonales definidas en el Informe Técnico de Precios de Nudo Definitivo de la CNE
de Abril de 2015. Además, para efectos de distribuir adecuadamente los consumos entre las
distintas barras de una misma zona, se ha realizado un ajuste del consumo industrial que
considera la información sobre proyectos en desarrollo efectivo. Para los efectos indicados
anteriormente, la DPD ha solicitado a los clientes libres, distribuidoras y a aquellas empresas
que han hecho pública su intención de desarrollar proyectos que involucran un aumento
relevante de demanda para el SIC, que informen a través del catastro de proyectos que debe
mantener la DPD, el estado de avance, de tal forma de verificar si cumplen con los requisitos
para ser considerados como desarrollo efectivo o proyectan estarlo en el corto plazo.
4.1.2
Ajuste de consumo en base a proyectos
El ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo
efectivo, se realiza siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:
A todos los consumos de clientes libres se aplica una tasa de crecimiento base de 1,8%,
estimada a partir de la tasa de crecimiento promedio obtenida de la información histórica de
los consumos de los clientes libres, excluyéndose los consumos de los clientes que ingresaron
o salieron en el período considerado.
Luego se agregan los consumos considerados en desarrollo efectivo y, finalmente, se ajustan
los consumos del sistema (a excepción de los considerados previamente) de forma de alcanzar
los niveles de consumo de energía anual que se muestran en el Cuadro 4 presentado más
adelante.
Para efectos de aplicar los crecimientos a los consumos regulados, las cargas se agruparon
definiendo seis zonas:
1. Norte : considera los consumos del SIC ubicados desde Los Vilos al norte.
2. Centro : considera los consumos ubicados entre Nogales y Alto Jahuel, incluyendo los
consumos conectados a estas subestaciones.
3. Itahue : considera los consumos ubicados entre Alto Jahuel e Itahue en niveles de
tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado en la subestación
Parral.
4. Concepción : considera los consumos ubicados en la zona de Concepción en niveles de
tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado en la subestación
Chillán.
5. Sur : considera los consumos entre las subestaciones Ancoa y Charrúa incluida.
6. Austral : considera los consumos ubicados al sur de la subestación Charrúa.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
16
4.1.3
Demanda proyectada
A continuación se presentan las tasas de crecimiento y las energías utilizadas para la
previsión de demanda del SIC, correspondientes a las del ITPN abril 2015:
Proyección Total de consumos SIC
6.0%
2035
2033
2034
2031
2032
2029
2030
2027
2028
2025
2026
2023
2024
0.0%
2021
0
2022
1.0%
2019
2.0%
20,000
2020
40,000
2017
3.0%
2018
4.0%
60,000
2015
5.0%
80,000
2016
100,000
Tasa de Crecimiento [%]
120,000
Energía [GWh]
Cuadro 3: Previsión Total de Consumo del SIC
Año
Total (GWh)
Crecimiento
2015
50,157
2016
52,606
5.3%
2017
55,375
5.2%
2018
58,271
4.9%
2019
61,133
4.5%
2020
63,912
4.6%
2021
66,850
4.2%
2022
69,658
4.1%
2023
72,492
4.0%
2024
75,386
3.8%
2025
78,274
3.5%
2026
80,984
3.4%
2027
83,772
3.4%
2028
86,643
3.3%
2029
89,535
3.3%
2030
92,526
3.3%
2031
95,619
3.3%
2032
98,816
3.3%
2033
102,122
3.3%
2034
105,541
3.3%
2035
109,075
3.3%
Figura 4: Proyección Total de consumo SIC
En el caso de los consumos de clientes libres las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo
industrial proyectado son los siguientes:
Cuadro 4: Previsión de consumo industrial del SIC
Proyección de consumo Industrial SIC
50,000
8.00%
45,000
6.00%
35,000
30,000
5.00%
25,000
4.00%
20,000
3.00%
15,000
2.00%
10,000
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
0.00%
2018
1.00%
0
2017
5,000
Tasa de Crecimiento [%]
7.00%
40,000
2016
Crecimiento
7.00%
7.43%
7.26%
6.39%
5.44%
5.70%
5.00%
4.68%
4.48%
4.08%
3.19%
3.14%
3.10%
2.88%
2.89%
2.89%
2.89%
2.89%
2.89%
2.89%
2015
Total (GWh)
18,444
19,736
21,203
22,742
24,196
25,513
26,967
28,316
29,641
30,970
32,234
33,263
34,309
35,373
36,393
37,443
38,524
39,636
40,780
41,958
43,170
Energía [GWh]
Año
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Figura 5: Proyección Industrial de consumo SIC
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
17
Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para el
escenario base son los siguientes:
Cuadro 5: Previsión de Consumo Regulado por zona
2015
2,114,768
3,458,261
1,873,936
3,826,562
Energía
[MWh]
Tasa
Tasa
Tasa
1,679,358
TOTAL
Energía
[MWh]
Austral
Energía
[MWh]
Sur
Energía
[MWh]
Tasa
18,759,230
Tasa
Concepción
Energía
[MWh]
Itahue
Energía
[MWh]
Tasa
Centro
Energía
[MWh]
Norte
Tasa
Año
31,712,115
2016
4.40%
2,207,818
3.60%
19,434,562
3.70%
3,586,217
3.70%
1,741,494
3.70%
1,943,271
3.40%
3,956,665
3.65%
32,870,027
2017
4.30%
2,302,754
3.90%
20,192,510
4.10%
3,733,252
4.00%
1,811,153
4.00%
2,021,002
3.90%
4,110,975
3.96%
34,171,647
2018
4.30%
2,401,773
3.90%
20,980,018
4.10%
3,886,315
4.10%
1,885,411
4.10%
2,103,863
3.90%
4,271,303
3.97%
35,528,683
2019
4.20%
2,502,647
3.90%
21,798,239
4.10%
4,045,654
4.10%
1,962,713
4.10%
2,190,121
3.90%
4,437,884
3.96%
36,937,258
2020
4.20%
2,607,759
3.90%
22,648,370
4.10%
4,211,526
4.10%
2,043,184
4.00%
2,277,726
3.90%
4,610,961
3.96%
38,399,526
2021
4.00%
2,712,069
3.80%
23,509,008
4.00%
4,379,987
4.10%
2,126,954
4.00%
2,368,835
3.80%
4,786,178
3.86%
39,883,032
2022
3.90%
2,817,840
3.60%
24,355,332
3.90%
4,550,807
3.90%
2,209,906
3.80%
2,458,851
3.40%
4,948,908
3.66%
41,341,643
2023
3.80%
2,924,917
3.60%
25,232,124
3.90%
4,728,288
3.90%
2,296,092
3.80%
2,552,287
3.40%
5,117,171
3.65%
42,850,880
2024
3.80%
3,036,064
3.60%
26,140,481
3.90%
4,912,691
3.90%
2,385,639
3.80%
2,649,274
3.40%
5,291,154
3.65%
44,415,305
2025
3.90%
3,154,471
3.60%
27,081,538
3.90%
5,104,286
3.90%
2,478,679
3.80%
2,749,947
3.40%
5,471,054
3.66%
46,039,975
2026
3.80%
3,274,341
3.60%
28,056,473
3.90%
5,303,354
3.90%
2,575,348
3.80%
2,854,445
3.40%
5,657,069
3.65%
47,721,030
2027
3.80%
3,398,766
3.60%
29,066,506
3.90%
5,510,184
3.90%
2,675,786
3.80%
2,962,914
3.40%
5,849,410
3.65%
49,463,566
2028
3.80%
3,527,919
3.60%
30,112,901
3.90%
5,725,081
3.90%
2,780,142
3.80%
3,075,504
3.40%
6,048,290
3.65%
51,269,837
2029
3.80%
3,661,980
3.60%
31,196,965
3.90%
5,948,360
3.90%
2,888,568
3.80%
3,192,374
3.40%
6,253,932
3.65%
53,142,177
2030
3.80%
3,801,135
3.60%
32,320,056
3.90%
6,180,346
3.90%
3,001,222
3.80%
3,313,684
3.40%
6,466,565
3.65%
55,083,007
2031
3.80%
3,945,578
3.60%
33,483,578
3.90%
6,421,379
3.90%
3,118,270
3.80%
3,439,604
3.40%
6,686,428
3.65%
57,094,837
2032
3.80%
4,095,510
3.60%
34,688,987
3.90%
6,671,813
3.90%
3,239,882
3.80%
3,570,309
3.40%
6,913,767
3.65%
59,180,267
2033
3.80%
4,251,139
3.60%
35,937,790
3.90%
6,932,014
3.90%
3,366,237
3.80%
3,705,980
3.40%
7,148,835
3.65%
61,341,996
2034
3.80%
4,412,683
3.60%
37,231,551
3.90%
7,202,362
3.90%
3,497,521
3.80%
3,846,808
3.40%
7,391,896
3.65%
63,582,819
2035
3.80%
4,580,365
3.60%
38,571,887
3.90%
7,483,254
3.90%
3,633,924
3.80%
3,992,986
3.40%
7,643,220
3.65%
65,905,636
Proyección de Demanda de Energía Regulados
60,000,000
50,000,000
Energía [MWh]
40,000,000
30,000,000
20,000,000
10,000,000
0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Norte
Centro
Itahue
Concepción
Sur
Austral
Figura 6: Proyección de demanda consumos regulados SIC
De acuerdo a la información recibida se han incluido los siguientes proyectos:
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
18
Cuadro 6: Proyectos de Consumo (MW)
Consumo Estimado [MW]
Proyecto
Punto de Conexión
Caserones
Minero
PColorada
Maitencillo 220 kV
Inca de Oro
Carrera Pinto
Dominga
Punta Colorada
Punta Colorada 220 kV
Fecha Inicial
Fecha Final
Ene-2016
Ene-2018
Ene-2019
Ene-2018
Dic-2018
Ene-2019
Mar-2035
Dic-2018
Mar-2035
Mar-2035
Dic-2018
Mar-2035
TOTAL
Escenario
Base
150
95
117
362
Escenario 1
Escenario2
150
95
117
50
20
195
627
150
95
117
362
La potencia indicada en el cuadro anterior corresponde a la potencia media informada por las
empresas. Cabe señalar en todo caso, que al corresponder a consumos industriales mineros,
este nivel de potencia es muy similar a la máxima.
4.2 Plan de obras de Generación
El Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo de Abril de 2015 (ITPN) establece un plan
de obras de generación que contempla la instalación de 7330 MW entre abril 2015 y
diciembre de 2030, de los cuales 2866 MW están en construcción y 4464 MW corresponden al
plan indicativo, los cuales se consideran como base.
El plan de obras de generación considera el plan de expansión de generación definido en el
ITPN de Abril 2015 ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DPD. Cabe
hacer notar que el horizonte considerado (2015-2035) es superior al del ITPN (2015-2030),
por lo que se han adicionado a las obras de generación en construcción e indicativas, centrales
de medios de generación convencionales y no convencionales. Lo anterior se detalla en el
Cuadro 7.
Cuadro 7: Plan de obras de generación modelado
Central
En Construcción
Río Picoiquén
El Pilar Los Amarillos
Lalackama Etapa II
La Montaña I
El Paso
Los Guindos
Papeles Cordillera S.A
Conejo Etapa I
Luz del Norte Etapa I
Itata
Malalcahuello
Carilafquén
Luz del Norte Etapa II
Doña Carmen
CMPC Tissue
Chaka Etapa I
Chaka Etapa II
Quilapilun
Pampa Solar Norte
Guanaco Solar
Luz del Norte Etapa III
Guacolda V
Carrera Pinto
Luz del Norte Etapa IV
Potencia
[MW]
19.2
3
16.3
3
60
132
50
108
36
20
9.2
19.8
38
66.5
5
23
27
110
90.6
50
36
139
97
31
Barra
Charrúa 220
Diego de Almagro 110
Paposo 220
Itahue 154
Tinguiririca 154
Charrúa 220
Florida 110
Diego de Almagro 220
Carrera Pinto 220
Chillan 154
Cautín 220
Cautín 220
Carrera Pinto 220
Doña Carmen 220
Melipilla 220
Diego de Almagro 110
Diego de Almagro 110
Los Maquis 220
Paposo 220
Diego de Almagro 110
Carrera Pinto 220
Maitencillo 220 kV
Carrera Pinto 220
Carrera Pinto 220
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
Escenario
Base
abr-15
abr-15
abr-15
abr-15
may-15
jun-15
jun-15
jun-15
jun-15
jul-15
jul-15
jul-15
jul-15
ago-15
sep-15
sep-15
sep-15
sep-15
oct-15
nov-15
nov-15
dic-15
dic-15
ene-16
Escenario
1
abr-15
abr-15
abr-15
abr-15
may-15
jun-15
jun-15
jun-15
jun-15
jul-15
jul-15
jul-15
jul-15
ago-15
sep-15
sep-15
sep-15
sep-15
oct-15
nov-15
nov-15
dic-15
dic-15
ene-16
Escenario
2
abr-15
abr-15
abr-15
abr-15
may-15
jun-15
jun-15
jun-15
jun-15
jul-15
jul-15
jul-15
jul-15
ago-15
sep-15
sep-15
sep-15
sep-15
oct-15
nov-15
nov-15
dic-15
dic-15
ene-16
mayo de 2015
19
Indicativo
Escenario 1 (*)
Escenario 2 (*)
Valleland
Renaico
PFV Olmué
Los Buenos Aires
Río Colorado
Ancoa
Pelícano
Ñuble
CTM-3
Alto Maipo - Central Las Lajas
Alto Maipo - Central Alfalfal II
Los Cóndores
CH San Pedro
Hidroeléctrica VII Región 02
Central Des.For. VIII Región 01
Hidroeléctrica VII Región 03
Eólica IV Región 02
Eólica Concepción 04
Geotermica Calabozo 01
Central Des.For. VII Región 01
Solar Cardones 02
Solar Diego de Almagro 02
Solar Cardones 03
Eólica IV Región 09
Eólica IV Región 01
Eólica Concepción 01
Central Des.For. VII Región 02
Solar Diego de Almagro 03
Eólica Charrúa 02
Eólica Chiloé 02
Solar Carrera Pinto 03
Carbón VIII Región 01
Grupo MH X Región 01
Eólica Charrúa 04
Solar Carrera Pinto 04
Carbón Pan de Azúcar 03
Solar Diego de Almagro 01
Hidroeléctrica VIII Región 03
Solar Ovalle 01
Carbón Maitencillo 02
Hidroeléctrica VIII Región 02
Eólica Charrúa 01
Solar Diego de Almagro 05
Eólica Charrúa 03
Solar Diego de Almagro 06
Solar Carrera Pinto 01
Eólica Chiloé 01
Solar Carrera Pinto 02
PV Abasol
PV Domeyco
PV El Romero
La Gorgonia
PV Luz De Oro
PV Solar_Andino
Pedernales
Camarico
Toplan
Aurora
PE Piñón Blanco
PE Campo Lindo
PE Trigales
PE San Gabriel
PE Malleco
Llanquihue
PE Starkerwind
Neltume
67.4
88
144
24
15
27
100
136
251
267
264
150
144
20
9
20
50
50
40
15
100
100
100
50
50
50
10
100
100
100
200
400
60
100
300
400
300
20
100
400
20
100
250
250
300
100
100
100
61.5
60
196
40
250
150
162
39
144
192
168
145
142
201
270
74
106
490
Cardones 220
Temuco 220
Olmué 220
Charrúa 154
Loma Alta 220
Ancoa 220
Pelicano 220
Ancoa 220
Los Changos 220
Florida 110
Los Almendros 220
Ancoa 220
Ciruelos 220
Ancoa 220
Arauco 66
Ancoa 220
Pan de Azúcar 110
Concepción 220
Calabozo 220
Itahue 154
Cardones 220
Diego de Almagro 220
Cardones 220
Pan de Azúcar 220
Pan de Azúcar 220
Concepción 220
Itahue 154
Diego de Almagro 220
Nueva Charrúa 220
Puerto Montt 220
Carrera Pinto 220
Charrúa 500
Puerto Montt 500
Nueva Charrúa 220
Carrera Pinto 220
Pan de Azúcar 220
Diego de Almagro 220
Charrúa 220
Carrera Pinto 220
Maitencillo 220
Charrúa 220
Nueva Charrúa 220
Diego de Almagro 220
Nueva Charrúa 220
Diego de Almagro 220
Carrera Pinto 220
Puerto Montt 220
Carrera Pinto 220
Maitencillo
Maitencillo
Pta Colorada
Las Palmas
Diego de Almagro
Carrera Pinto
Diego de Almagro
Las Palmas
Mulchén
Rahue
Duqueco
Charrúa
Mulchén
Duqueco
Mulchén
Rahue
Rahue
Ciruelos
ene-16
ene-16
mar-16
mar-16
jun-16
jun-16
jul-16
jul-17
ene-18
feb-18
may-18
dic-18
jul-20
oct-19
jul-21
ene-22
ene-22
jul-22
ene-23
ene-23
ene-24
jul-24
dic-24
dic-24
ene-25
ene-25
ene-25
jul-25
jul-25
jul-25
sep-25
abr-26
ene-27
ene-27
ago-27
ene-28
ene-28
mar-28
mar-28
dic-28
ene-29
ene-29
feb-29
feb-29
oct-29
ene-30
ene-30
dic-30
ene-31
ene-16
ene-16
mar-16
mar-16
jun-16
jun-16
jul-16
jul-17
ene-18
feb-18
may-18
dic-18
jul-20
oct-19
jul-21
ene-22
ene-22
jul-22
ene-23
ene-23
ene-24
jul-24
ene-24
dic-24
ene-25
ene-25
ene-25
jul-25
jul-25
jul-25
sep-25
abr-26
ene-27
ene-27
ago-27
ene-28
mar-28
mar-28
dic-28
ene-29
ene-29
feb-29
feb-29
oct-29
ene-30
dic-30
mar-16
sep-16
sep-16
dic-16
mar-18
jul-18
jul-18
jul-18
ene-31
ene-16
ene-16
mar-16
mar-16
jun-16
jun-16
jul-16
jul-17
ene-18
feb-18
may-18
dic-18
jul-20
oct-19
jul-21
ene-22
ene-22
jul-22
ene-23
ene-23
ene-24
jul-24
ene-24
dic-24
ene-25
ene-25
ene-25
jul-25
sep-25
ene-27
ago-27
ene-28
ene-28
mar-28
mar-28
dic-30
ene-29
feb-29
oct-29
ene-30
dic-30
feb-16
sep-16
oct-16
dic-16
jun-17
jun-17
dic-17
ene-19
feb-19
ene-23
(*) El punto de conexión de las centrales incorporadas en los escenarios alternativos, corresponde a ubicaciones referenciales.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
20
En virtud de la obligación establecida en el artículo 150° bis del DFL Nº4 de 2006 del
Ministerio de Minería, se han estimado los porcentajes de energía anual que deben ser
inyectados por medios de generación renovables, de acuerdo a los criterios señalados en el
artículo 1° transitorio de la ley 20.257, modificado por el artículo 2° de la ley 20.698. De
acuerdo a lo indicado en la ley este aumento progresivo se aplicará de tal manera que los
retiros afectos a la obligación al año 2015 deberán cumplir con el 5,5%, los del año 2016 con
el 6% y así sucesivamente hasta alcanzar el año 2024 el 10%, para los contratos celebrados
con posterioridad al 31 agosto de 2007 y con anterioridad al 1 de julio de 2013. Para los
contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación aludida será del 5%
al año 2013, con incrementos del 1% a partir del año 2014 hasta llegar al 12% el año 2020, e
incrementos del 1,5% a partir del año 2021 hasta llegar al 18% el año 2024, y un incremento
del 2% al año 2025 para llegar al 20% el año 2025.
Cuadro 8: Estimación % de ERNC requerido
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
5.5%
6.1%
6.8%
7.5%
8.2%
9.5%
11.0%
14.1%
15.9%
17.2%
18.2%
18.3%
18.5%
18.6%
Cuadro 9: Obras de Generación incorporadas en el período de relleno SIC
Central
Solar III 02
Barra
Cardones220
Potencia [MW]
196
Escenario Base
ene-30
Escenario 1
ene-30
Escenario 2
ene-30
Carbón Maitencillo 03
Hidro VII Región
Carbón Ancoa
Solar III 03
Eol III 02
Maitencillo 220
Ciruelos 220
Ancoa 220
Maitencil220
PColorada220
370
490
375
114
184.8
abr-30
ene-31
ene-31
abr-31
jul-31
abr-30
ene-31
ene-31
abr-31
jul-31
abr-30
ene-23
ene-31
abr-31
jul-31
Eol III 01
Eol VIII 01
Eol X 01
Solar III 04
Eol III 03
Hidro X Región
Carbón Charrúa
Maitencil220
Charrua220
NvaPMontt220
Cardones220
Maitencil220
Pichirro 220
Nva_Charrua500
235
266
192
100
204
400
600
oct-31
ene-32
may-32
ago-32
sep-32
ene-33
abr-33
oct-31
ene-32
may-32
ago-32
sep-32
ene-33
abr-33
oct-31
ene-32
may-32
ago-32
sep-32
ene-33
abr-33
Eol VIII 02
Solar V 01
Eol IV 01
Solar III 01
Solar RM 01
Charrua220
Quillota220
PColorada220
CPinto220
Polpaico220
184
100
128
200
120
ago-33
abr-34
ene-35
sep-35
oct-29
ago-33
abr-34
ene-35
sep-35
oct-29
ago-33
abr-34
ene-35
sep-35
oct-29
Las centrales señaladas se han escogido a fin de mantener el perfil de costos marginales sin
variaciones significativas en el SIC a partir del año 2030.
Las centrales en construcción e indicativas modeladas para el SING en todos los escenarios
son las siguientes:
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
21
Cuadro 10: Obras de Generación incorporadas SING
Proyecto
Fecha Inicio
Barra
Potencia (MW)
Jama (ex - San Pedro III)
Pular (ex - San Pedro IV)
Paruma (ex - San Pedro I)
mar-15
oct-15
oct-15
A110
A110
A110
30
24
17
Andes Solar
may-15
Andes220
21
Arica Solar 1 (Etapa I)
sep-15
Parinacota220
18
Arica Solar 1 (Etapa II)
Lascar (ex - San Pedro II)
Salín (ex - Calama Sur)
sep-15
ene-16
ene-16
Parinacota220
A110
Calama110
22
30
30
Uribe Solar
Quillagua I
nov-15
dic-15
Esmeralda220
Crucero220
50
23
Atacama I
Quillagua II
mar-17
abr-16
Encuentro220
Crucero220
100
27
Cochrane U1
may-16
Encuentro220
236
Bolero I (ex - Laberinto I)
Finis Terrae
may-16
jun-16
Laberinto220
Encuentro220
42
138
Huatacondo
Blue Sky 2
Bolero II (ex - Laberinto II)
Kelar
Cochrane U2
jul-16
ago-16
oct-16
oct-16
oct-16
Lagunas220
Encuentro220
Laberinto220
Kapatur220
Encuentro220
98
51
104
517
236
Blue Sky 1
Quillagua III
Cerro Dominador
oct-16
feb-17
dic-15
Encuentro220
Crucero220
Encuentro220
34
50
110
Irruputuncu
Solar SING I
jun-21
mar-22
Collahuasi220
Lagunas220
50
150
Eólico SING I
Solar SING IV
Solar SING II
Eólico SING II
Eólico SING IV
Tarapacá I
Solar SING III
ene-23
ene-23
ene-24
sep-24
ene-25
ene-27
jul-27
Laberinto220
Encuentro220
PozoAlmonte220
Lagunas220
ElAbra220
Tarapaca220
Laberinto220
200
150
150
200
200
300
200
Solar SING V
Mejillones I
Eólico SING III
Mejillones III
Eólico SING V
mar-28
jun-28
jul-28
dic-29
ene-30
Calama110
Chacaya220
ElAbra220
Chacaya220
Encuentro220
75
350
300
380
300
Cabe indicar que con el Plan de Obras señalado se cumple con el abastecimiento de la
demanda del SIC y, por lo tanto, con lo indicado en el Oficio Circular SEC N°10.666 del 27 de
octubre de 2010. Este Oficio señala que, “los CDEC deberán considerar en su análisis todas
aquellas obras, ya sea existentes, en construcción, en proyecto, o bien formalmente
recomendadas, que técnicamente permitan abastecer la demanda, cumpliendo las exigencias
de seguridad y calidad de servicio contenidas en la ley”, esto para efectos de la interpretación
de desarrollos efectivos en materia de generación.
De esta forma, en consideración al Oficio señalado, para efectos de las recomendaciones
realizadas en este informe, todas las obras de generación indicadas en el Cuadro 7, el Cuadro 9
y el Cuadro 10 han sido consideradas en el análisis.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
22
5
SISTEMA DE TRANSMISIÓN
En los análisis realizados se consideraron los proyectos del transmisión en el Sistema Troncal
actualmente en construcción, adjudicados y/o por adjudicar, que son modelados en el
programa de coordinación hidrotérmica de acuerdo a lo establecido en el Estudio de
Transmisión Troncal del cuatrienio 2015-2018, los decretos de expansión N° 115 y 116
exentos del 2 de mayo de 2011, el decreto de expansión N° 82 exento del 24 de marzo de
2012, el N°310 de agosto de 2013, el decreto de expansión N° 201 del 2 de junio de 2014 y el
decreto de expansión N°158 de abril de 2015 (desde el Cuadro 12 al Cuadro 17).
Las fechas de entrada de estos proyectos corresponden a las mejores estimaciones con que
cuenta la DPD abril de 2015 a partir de las respuestas a las solicitudes sobre el estado de
avance de las obras de transmisión y la información remitida con motivo del catastro público
que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007).
5.1 Obras de transmisión troncal decretadas
A continuación se detallan las obras que se encuentran decretadas o bien en construcción.
Cuadro 11: Obras de Transmisión Troncal en construcción a agosto de 2014.
Fecha de Entrada
Obra
Capacidad [MVA]
jun-2015
Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito.
1x1732 (35° C, c/sol)
Cuadro 12: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 115 del 2 de mayo de 2011
Fecha estimada
Obra
Capacidad [MVA]
de entrada
oct-2015
Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I
750
sep-2015
Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV: tendido primer circuito
1 x 290
ene-2018
Nueva Línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV
2 x 1500
ene-2018
Nueva Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV
2 x 1500
ene-2018
Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV
2 x 1500
feb-2018
Nueva Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: tendido primer circuito
1 x1400
may-2018
Nueva Línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV: tendido primer circuito
1 x 290
Cuadro 13: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 116 del 2 de mayo de 2011
Fecha estimada de
Obra
entrada
may-2015
Ampliación de la S/E Ciruelos: Barra de Transferencia y Paño Acoplador 220 kV
jun-2015
Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Diego de Almagro
may-2015
Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Los Vilos
Cuadro 14: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 82 del 24 de marzo de 2012
Fecha estimada de entrada
Obra
Capacidad [MVA]
jun-2015
Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV
750
oct-2018
Nueva Línea Rapel – A.Melipilla 1x220 kV
1 x290
oct-2018
Nueva Línea Lo Aguirre – A.Melipilla 2x220 kV. Tendido un circuito
1 x 290
Cuadro 15 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 310 del 8 de agosto de 2013
Fecha estimada
Obra
Capacidad [MVA]
de entrada
Feb-2016
Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: segundo circuito.
1x1732 (35° C,
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
23
c/sol)
Ene-2017
Feb-2018
ene-2018
abr-2016
abr-2015
jul-2015
jul-2015
jul-2015
nov-2015
sep-2015
ene-2016
oct-2017
oct-15
oct-15
Seccionamiento S/E Ciruelos
Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV
Banco Autotransformadores, 500/220 kV, 750
MVA. S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar
Ampliación S/E Ancoa 500 kV
Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV
Ampliación S/E Cardones 220 kV
Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV
Ampliación S/E Maitencillo 220 kV
Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio de interruptor paño acoplador 52JR
Ampliación S/E Rapel 220 kV e instalación de interruptor 52JS
Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2,
52JR3
Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV
Ampliación S/E Las Palmas 220 kV
Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Alto Jahuel
1x750
1x750
Cuadro 16: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 201 del 2 de junio de 2014
Fecha estimada
de entrada
feb-2017
ene-2017
dic-2016
mar-2017
mar-2017
mar-2017
may-2018
feb-2017
jul-2018
feb-2021
Obra
Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, con seccionamiento en
S.E. Carrera Pinto
Seccionamiento barra principal en Carrera Pinto
Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV
Seccionamiento barras 500 kV subestación Alto Jahuel
Seccionamiento barras 500 kV subestación Ancoa
Seccionamiento barras 500 kV subestación Charrúa
Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli
Seccionamiento completo en subestación Rahue
Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 y nueva
línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV, 750 MVA
Línea 2x500 kV Pichirropulli - Puerto Montt, energizada en 220 kV
Capacidad
[MVA]
1x290
1x260
1x290
2x1500
Cuadro 17: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 158 del 22 de abril de 2015
Fecha estimada
de entrada
oct-17
oct-17
mar-18
abr-17
oct-17
oct-17
oct-17
oct-17
oct-17
oct-17
Jul-17
may-18
Obra
Ampliación S.E. Carrera Pinto 220 kV
Seccionamiento del circuito 1 Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto
Aumento de capacidad Línea 1x220 kV Cardones – Carrera Pinto - Diego de Almagro
Ampliación S.E. San Andrés 220 kV
Ampliación S.E. Cardones 220 kV
Cambio de Interruptores 53J y 52J10 en S.E. Alto Jahuel 220 kV
Cambio de Interruptores 52JS, 52JCE1,52J6, 52JZ3 y 52J7 en S.E. Alto Jahuel
Cambio de Interruptores 52JT5, 52JT6 y 52J15 en S.E. Charrúa 220 kV
Cambio de Interruptores 52J23, 52J3 en S.E. Charrúa 220 kV
Nueva Subestación seccionadora Puente Negro 220 kV
Ampliación S.E. Temuco 220 kV
Subestación seccionadora Nueva Diego de Almagro
Nueva línea 2x220 kV entre S.E. Nueva Diego de Almagro – Cumbres y Banco de
Nov-19
Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV
Ene-18
Nueva Línea 2x220 kV, 1500 MW entre S.E. Los Changos y S.E. Kapatur (*)
Nueva Línea 2x500 kV, 1500 MW entre S.E. Los Changos y S.E. Nueva Crucero Encuentro, Bancos
Ene-20
de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en S.E. Nueva Crucero Encuentro y Banco de
Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S.E. Los Changos. (*)
(*) Estos proyectos corresponden a la denominada “Obra Nueva de Interconexión Troncal SIC-SING”
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
Capacidad
[MVA]
400
600,1x750
mayo de 2015
24
Adicionalmente, en el Plan de Expansión correspondiente al decreto 158-2015 se indicó que el
proyecto “Sistema de Transmisión 500 kV, Mejillones – Cardones” de la empresa Transmisión
Eléctrica del Norte S.A. (TEN) debía cumplir ciertas exigencias para que fuera efectivo el
desarrollo de la obra de interconexión entre los sistemas SIC y SING indicada en la tabla
anterior. De no cumplirse las condiciones referidas, la obra de interconexión entre los
sistemas eléctricos a desarrollar corresponderá a una Nueva Línea de Interconexión Nueva
Cardones – Nueva Crucero Encuentro HVDC en ± 500 kV, entre la S.E. Nueva Cardones y la S.E.
Nueva Crucero Encuentro, con sus estaciones conversoras correspondientes. De esta forma, al
ser la obra de interconexión en HVAC el proyecto por defecto en el plan, se ha considerado
pertinente suponer la ejecución de aquel y de la obra de la empresa TEN con las condiciones
descritas en el decreto, incluyendo su puesta en servicio de acuerdo a lo indicado en el Cuadro
23.
5.2 Proyectos de transmisión
i.
Proyectos del Plan Cuadrienal
A continuación se describen las obras incorporadas en el Informe del consultor de ETT
cuadrienio 2015-2018, las cuales se considerarán preliminarmente para efectos de evaluar la
pertinencia de expandir el Sistema de Transmisión Troncal en virtud de la presente revisión
del ETT. Se incluye la fecha estimada de puesta en servicio a partir de los plazos contenidos en
el Estudio de Transmisión Troncal y las fechas estimadas de inicio de los procesos de
adjudicación (Figura 1) como consecuencia de la presente propuesta.
Cuadro 18: Proyectos de transmisión del plan cuadrienal
Fecha estimada
de puesta en
servicio
Proyecto
Tipo
VI ref
MUS$
AVI ref
MUS$
COMA
ref
MUS$
Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Cardones 290
Obra
16460
1611
316
[MVA], tendido de un circuito
Nueva
Rediseño de nueva línea 2x500 [kV] Nueva Cardones – Nueva Maitencillo
809
158
Jun-18
– Nueva Pan de Azúcar – Polpaico para aumentar capacidad a 1700
Ampliación 8276
[MVA](*)
Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don
9905
1970
Jun-19
Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar
Ampliación 102637
capacidad a 520 [MVA]
Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800
Obra
126241
12353
2423
Ene-22
[MVA], tendido de un circuito
Nueva
Seccionamiento segundo circuito línea 2x500 [kV] Polpaico – Alto Jahuel
1309
256
Jun-18
Ampliación 13380
en Lo Aguirre
Nuevo banco de autotransformadores 500/220 [kV] 3x250 [MVA] en
Obra
25290
2440
485
Jun-18
subestación Lo Aguirre
Nueva
Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 2500/1500 [MVA], tendido de
Obra
115044
11257
2208
Ene-22
dos circuitos energizados en 220 [kV]
Nueva
Ene-22
Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], tendido de
Obra
80404
7760
1543
un circuito energizado en 220 [kV]
Nueva
Ene-23
Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA], tendido
Obra
85744
8390
1646
de un circuito energizado en 220 [kV]
Nueva
(*) De acuerdo a los señalado en las bases de licitación del proyecto Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Cardones – Nueva Maitencillo
– Nueva Pan de Azúcar – Polpaico (Bases R. EXTA. N° 368 01-06-2012) y las respectivas circulares aclaratorias, la capacidad de
diseño de las línea y sus compensaciones serie es de 1700 MW, por lo tanto no se considerará esta obra como una ampliación,
sino como una condición base de la línea.
Ene-21
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
25
ii.
Proyectos presentados por empresas promotoras
a. Proyectos de expansión
En el Cuadro 19 se listan los proyectos presentados a la DPD como propuestas de expansión
troncal con motivo de la Revisión 2015 del ETT, En las siguientes versiones del presente
estudio, se evaluará la pertinencia de incorporarlos en la recomendación de expansión del
STT.
Cuadro 19: Proyectos de expansión de transmisión presentados por empresas proponentes
Fecha
estimada de
puesta en
servicio
Nombre
Proyecto
S.E. Seccionadora Talinay III Este 220 kV de la línea Las
Palmas – Pan de Azúcar
S.E. Seccionadora El Romero 220 kV de la línea Maitencillo
Jun-16
ProyectoP.E 2
– Pta. Colorada
Oct-16
ProyectoP.E 3
S.E. Piñon Verde kV de la línea 220 kV Temuco – Ducqueco
S.E. Seccionadora Lastarria 220 kV de la línea Cautín 2017
ProyectoP.E 4
Ciruelos
S.E. Seccionadora Santa Isabel 2x220 kV de la línea Ancoa (1)
ProyectoP.E 5
Itahue
ProyectoP.E 6
Subestación seccionadora Nueva Cautín
(1)
Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220
(1)
ProyectoP.E 7
kV
Nueva línea 2x500 kV Alto Jahuel – Polpaico, primer
(1)
ProyectoP.E 8
circuito
ProyectoP.E 9
Subestación seccionadora Nueva Las Palmas
(1)
ProyectoP.E 10
Ampliación S/E Ciruelos 220 kV
(1)
Seccionamiento línea 1x220 kV Charrúa – Hualpén en S/E
ProyectoP.E 11
May-19
Concepción
(1)
ProyectoP.E 12
Ampliación tramo 220 kV Nogales - Maitencillo
(1) En desarrollo por parte de la empresa promotora
May-18
ProyectoP.E 1
VI ref
MUS$
Proponente
18.66
Enel Green Power
2.09
Acciona Energía
7
RES Chile
12.5
Transnet
12
Transnet
(1)
(1)
Transelec
(1)
Transelec
Transelec
(1)
(1)
Transelec
Transelec
11
Transelec
(1)
Transelec
b. Proyectos de normalización
A partir de los análisis de requerimientos normativos en las subestaciones, la DPD se
encuentra en un proceso de solicitud de proyectos de normalización a las respectivas
empresas propietarias de las instalaciones. Producto de lo anterior, en el Cuadro 20 se listan
los proyectos presentados a la DPD, los cuales se consideran como propuestas de
normalización de instalaciones troncales para ser analizados en la presente revisión del ETT.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
26
Cuadro 20: Proyectos de normalización de subestaciones Troncales
Fecha
estimada
de puesta
en servicio
Nombre
Proyecto
VI ref
MUS$
Proponente
Nov-18
ProyectoP.N 1
Cambio conexión transformación en Alto Jahuel ATR 4 y 5
6.5
Transelec
(1)
ProyectoP.N 2
(1)
Transelec
(1)
Transelec
(1)
Transelec
1.6
(1)
(1)
Chilectra
Colbún
Colbún
Ampliación capacidad de barras y cambio a configuración interruptor y
medio S/E Alto Jahuel
(1)
Ampliación capacidad de barras y cambio a configuración interruptor y
ProyectoP.N 3
medio S/E Pan de Azúcar
ProyectoP.N 4
(1)
Ampliación capacidad de barras y cambio a configuración interruptor y
medio S/E Cardones
ProyectoP.N 5
Jun-19
Ampliación patio 220 kV SE Chena
ProyectoP.N 6
(1)
Ampliación SE Los Maquis 220 kV
(1)
ProyectoP.N 7
Ampliación SE Polpaico 220 kV
(1) En desarrollo por parte de la empresa promotora
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
27
5.3 Diagrama unifilar simplificado
Obras Decretadas
Obras en evaluación
Obras de Interconexión SIC - SING
Hacia Enlace
Kapatur220
NvaCruceroEncu220
LosChangos2200
NvaCruceroEncu500
LosChangos500
d.almag220
cumbres500
Nva.Dalmag220
290MVA
400MVA
c.pinto220
cardone500
1x750 MVA
2x1500 MVA
s.andres220
1x750 MVA
cardone220
maitenc500
maitenc220
1x750 MVA
p.colorada220
p.azuca500
1x750 MVA
p.azuca220
ElArrayan
Talinay220
L.Cururos220
M.Redondo220
2x1500 MVA
l.Palmas220
l.vilos220
nogales220
quillot220
polpaic220
S/E Polpaico 500kV
lampa__220
melipilla220
aguirre220
c.navia220
rapel220
Los Almendros 500
aguirre500
c.chena220
Los Almendros220
a.jahue500
a.jahue220
maipo__220
candela220
PteNegro 220
ancoa__500
colbun220
ancoa__220
Nv a Charrua 500kV
Nv a. Charrúa 500kV
itahue_220
charrua500
Nv aCharrúa
220kV
Nv aCharrúa
220kV
charrua220
Mulchen 220kV
Linea de 500 kV
Energizada en 220 kV
esperan220
temuco_220
lagunil220
cautin_220
hualpen220
Loncoche
l.cirue220
Ancoa 500kV
Nv a. Charrúa 500kV
Charrúa 500kV
valdivi220
Pichirropu220
Rahue220
Linea de 500 kV
Energizada en 220 kV
Nv a.PMontt 220kV
p.montt220
Figura 7. Diagrama Unifilar Simplificado Sistema Interconectado Central
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
Nv aCharrúa
220kV
Hualpen
220kV
Charrúa 220kV
Esperanza 220kV
Energizada
en 220 kV
Mulchen
220kV
Temuco 220kV
Cautín 220kV
mayo de 2015
28
5.4 Limitaciones en la capacidad de transmisión
En el análisis de flujos esperados, respecto de las limitaciones de transmisión utilizadas, se
considera lo siguiente:




Para el sistema de transmisión troncal se utilizan límites de transmisión que consideran la
aplicación del criterio N-1 por capacidad térmica de los circuitos u otras eventuales
limitaciones.
En los sistemas de subtransmisión y adicionales se suponen las ampliaciones que fueran
necesarias de tal forma de no restringir los flujos esperados en el sistema troncal.
Respecto de los gráficos, el sentido de los flujos es positivo cuando coincide con la
definición del nombre del tramo indicado en ellos. Para aquellos tramos en los que se ha
modelado una obra de expansión, en la gráfica se muestra con línea roja el nuevo límite de
transmisión y en línea punteada el límite en caso de no ejecutar el proyecto, a menos que
se indique lo contrario.
Las limitaciones estimadas en el presente estudio no necesariamente coinciden con las
utilizadas en la operación real, lo cual se debe a que la normativa vigente contempla
distintas exigencias para la planificación, respecto de la operación.
Los límites de transmisión utilizados en este informe corresponden a los resultados obtenidos
en los análisis eléctricos realizados para la revisión 2014 del ETT y se encuentran en el
ANEXO 1. En las siguientes versiones se presentarán los análisis actualizados, por cuanto los
límites utilizados en los capítulos siguientes tanto para los casos con y sin proyecto de
expansión se entienden como preliminares.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
29
Cuadro 21: Resumen limitaciones de transmisión.
Criterio
Instalaciones consideradas
Seguridad
N
L. 1x220 kV, 1x197 MVA
N-1/Ajus
+ Nueva L. 2x220 kV, 2x290 MVA
N-1/Ajus
+ Seccionamiento completo en C. Pinto
Tramo
Año
Mes
Desde el Norte a Cardones
2014
2017
2017
Nov
Nov
Límite
MVA
197
290
350
Cardones 500/220 kV
2018
Ene
430
LT
N-1/Ajus
Transformador 1x750 MVA
Maitencillo – Cardones 220 kV
2014
-
420
LT
N-1/Ajus
L. 2x220 kV, 2x290 MVA + L. 1x220 kV, 1x197 MVA
2017
Ene
520
LT
N-1/Ajus
+ Repot. L. 1x220 kV, 1x197 a 1x260 MVA
2018
Ene
660
LT
N-1/Ajus
+ Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - Cardones
Maitencillo 500/220 kV
2018
Ene
430
LT
N-1/Ajus
Transformador 1x750 MVA
Maitencillo – P. Colorada 220 kV
2014
2015
Ene
197
394
LT-C
LT-C
N-1 /Est
N
L. 2x220 kV, 2x197 MVA
+ Esquema EDAG zona Norte
2018
Ene
275
LT-C
N-1 / Ajus
+ Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar
2014
2015
2018
2014
2015
Ene
Ene
Ene
197
394
275
224
400
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
N-1/Est
N
N-1/Ajus
N-1 / Est
N
L. 2x220 kV, 2x197 MVA
+ Esquema EDAG zona Norte
+ Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar
L. 2x220 kV, 2x224 MVA
+ Esquema EDAG zona Norte
2018
Ene
280
LT-C
N-1 / Ajus
+Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar
Pan de Azúcar 500/220 kV
2018
Ene
430
LT
N-1/Ajus
Transformador 1x750 MVA
Las Palmas – Los Vilos 220 kV
2014
2015
Ene
224
400
LT-C
LT-C
N-1 / Est
N
L. 2x220 kV, 2x224 MVA
+ Esquema EDAG zona Norte
2018
Ene
280
LT-C
N-1 / Ajus
+Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar
2014
2015
Ene
224
400
LT-C
LT-C
N-1 / Est
N
L. 2x220 kV, 2x224 MVA
+ Esquema EDAG zona Norte
2018
Ene
280
LT-C
N-1 / Ajus
+Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar
Nogales – Quillota 220 kV
2014
-
448
LT-C
N-1/Est
L. 2x220 kV, 2x224 MVA
Polpaico – Nogales 220 kV
Polpaico – Quillota 220 kV
2014
2014
-
1500
1300
LT-C
LT-ES
N-1 / Est
N-1 / Est
L. 2x220 kV, 2x1500 MVA
L. 2x220 kV, 2x1440 MVA
P. Colorada – P. de Azúcar 220 kV
P. Azúcar – Las Palmas 220 kV
Los Vilos – Nogales 220 kV
4
Origen de la
limitación4
LT-C
LT-C
LT-C
Notas límite de transmisión
Dos circuitos secc. en S/E C. Pinto
Tres circuitos secc. en S/E C. Pinto
Lim. Calculado en ANEXO 1
.
Lim. Vigente
Considera redistribución por 500 kV
Lim. Calculado en ANEXO 1
.
Aplica sólo en sentido norte – sur
Considera redistribución por 500 kV, inyección completa
de eólicas de la zona
Aplica sólo en sentido norte – sur
Considera redistribución por 500 kV
Aplica sólo en sentido norte – sur
Considera redistribución por 500 kV, inyección completa
de eólicas de la zona
Lim. Calculado en ANEXO 1
.
Aplica sólo en sentido norte – sur
Considera redistribución por 500 kV, inyección completa
de eólicas de la zona
Aplica sólo en sentido norte – sur
Considera redistribución por 500 kV, inyección completa
de eólicas de la zona
Lím. Calculado en ANEXO 1
Límite por desconectador en S/E Quillota. Límite actual
LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia).
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
30
Año
Mes
Límite
MVA
Origen de la
limitación4
Criterio
Seguridad
2016
Jul
1422
LT-C
N-1 / Est
Polpaico 500/220 kV
2014
2018
2015
2014
2015
2018
2014
2018
2014
2014
2014
2021
2014
Oct
Oct
Sep
Jun
Jun
May
-
540
1500
750
197
197
394
197
394
510
1050
1870
1920
1200
LT-C
LT-C
LT
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
LT
N-1 / Ajus
N-1 / Est
N-1/Ajus
N-1 / Est
N-1 / Est
N-1 / Est
N-1 / Est
N-1 / Est
N-1 / Ajus
N-1 / Est
N-1 / Est
N-1 / Ajus
N-1/Ajus
+ cambio de desconectador en S/E Quillota y TT/CC en
ambas SS.EE.
L. 2x220 kV, 2x310 MVA
Nueva L. 2x220 kV, 2x1500 MVA
Transformador 1x750 MVA
L. 2x220 kV, 2x197 MVA
L. 2x220 kV, 2x197 MVA
+ Nueva L. 1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA
L. 2x220 kV, 2x197 MVA
+ Nueva L. 1x220 kV, 1x290 MVA
L. 2x220 kV, 2x400 MVA
L. 4x220 kV, 2x400 MVA + 2x350 MVA
+ Seccionamiento L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV
+ S/E Lo Aguirre (secciona L. 1x500 kV A. Jahuel – Polpaico)
Transformadores 2x750 MVA
Alto Jahuel 500/220 kV
2014
-
1500
LT
N-1/Ajus
Transformadores 2x750 MVA
Lím. Calculado en ANEXO 1
2018
Jul
2250
LT
N-1/Ajus
Transformadores 3x750 MVA
Seccionamiento completo Ancoa – Charrúa 2x500 kV
Lím. Calculado en ANEXO 1
Ancoa - Alto Jahuel 500 kV
2014
2015
2016
2018
Oct
Feb
May
1810
21505
2770
3200
LT-C
LT-ES
LT-ES
LT
N-1 / Ajus
N-1 / Ajus
N-1 / Ajus
N-1 / Ajus
Lím. Conductor circuito 1 Ancoa – A. Jahuel 500 kV.
Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV
Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV
Ancoa 500/220 kV
Ancoa – Colbún 220 kV
2014
2016
2014
2018
2018
2014
2018
2018
2014
Sep
Feb
May
Feb
May
Abr
750
1150
1500
2100
2860
1500
2150
2915
600
LT
LT
LT - ES
LT - ES
LT - ES
LT
LT
LT
LT-C
N
N-1 / Ajus
N-1 / Ajus
N-1 / Est
N-1 / Est
N-1 / Est
N-1 / Ajus
N-1 / Ajus
N-1 / Ajus
L. 1x500 kV, 1x1544 MVA + L. 1x500 kV, 1x1800 MVA
+ Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA
+ 2do circuito Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 2x500 kV
+ Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA
+ Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA
Transformador 1x750 MVA
+ Transformador 1x750 MVA
L. 2x500 kV, 2x1766 MVA
+ Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA
+ Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA
Transformadores 3x750 MVA
+ Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA
+ Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA
L. 1x220 kV, 1x600MVA
Colbún – Candelaria 220 kV
2014
-
900
LT-C
N-1 / Ajus
+ Interconexión Ancoa – Colbún
Tramo
Cerro Navia – Polpaico 220 kV
Lo Aguirre – Cerro Navia
Lo Aguirre 500/220 kV
Melipilla – C. Navia 220 kV
Melipilla – Lo Aguirre 220 kV
Rapel – Melipilla 220 kV
Chena – Cerro Navia 220 kV
Alto Jahuel – Chena 220 kV
Alto Jahuel al norte 500 kV
Charrúa – Ancoa 500 kV
Charrúa 500/220 kV
5
Instalaciones consideradas
Notas límite de transmisión
Obra en construcción
Redist. post contingencia. Lím. vigente (s/EDAC)
Seccionamiento en S/E Lo Aguirre
Tendido primer circuito
Redist. post contingencia.
Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia
Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia
Lím. Calculado en ANEXO 1
Sobrecarga admisible en CC.SS. (más de 30 min)
Limitación por tramo Charrúa 500/220 kV
Limitación por tramo Charrúa 500/220 kV
Sobrecarga admisible (más de 30 min.)
Sobrecarga admisible (más de 30 min.)
Lím. Calculado en ANEXO 1
Límite establecido por restricciones en tramos al sur de Ancoa.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
31
-
Límite
MVA
600
600
400
150
150
549
Origen de la
limitación4
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
LT-C
LT-ES
Criterio
Seguridad
N-1 / Est
N-1 / Est
N-1 / Est
N-1 / Ajus
N-1 / Ajus
N-1 / Est
2014
-
457
LT-ES
Charrúa - Temuco
2014
-
264
Temuco - Cautín
2014
-
193
Cautín al Sur
2014
-
Cautín – Ciruelos 220 kV
2017
Ciruelos al Sur 220 kV
Tramo
Año
Mes
Candelaria – Maipo 220 kV
Maipo – Alto Jahuel 220 kV
Ancoa – Itahue 220 kV
Charrúa – Lagunillas 220 kV
Charrúa – Hualpén 220 kV
Charrúa - Mulchén 220 kV
2014
2014
2014
2014
2014
2014
Mulchén – Cautín 220 kV
Valdivia al Sur
Pichirropulli al Sur
Instalaciones consideradas
Notas límite de transmisión
L. 2x220 kV, 2x600 MVA
L. 2x220 kV, 2x600 MVA
L. 2x220 kV, 2x400 MVA
L. 1x220 kV, 1x366 MVA
L. 1x220 kV, 1x227 MVA
L. 2x220 kV, 2x581 MVA
Redist. post contingencia.
Redist. post contingencia.
Lím. TTCC S/E Charrúa
N-1 / Est
L. 2x220 kV, 2x581 MVA
Lím. TTCC S/E Cautín
LT-C
N-1 / Est
L. 1x220 kV, 1x264 MVA
LT-C
N-1 / Est
L. 2x220 kV, 2x193 MVA
145
LT-C
N-1 / Ajus
L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA
Suma de ambos circuitos
-
145
LT-C
N-1 / Est
L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA
Seccionamiento completo en Ciruelos
2014
-
145
LT-C
N-1 / Ajus
L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA
Suma de ambos circuitos
2017
Ene
145
LT-C
N-1 / Est
+ Seccionamiento completo S/E Ciruelos
2018
May
325
LT-C
N-1 / Ajus
+ Nueva L. Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 2x290 MVA
Suma de los tres circuitos
2014
-
145
LT-C
N-1 / Ajus
L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA
Suma de ambos circuitos
2016
Dic
145
LT-C
N-1 / Est
+ seccionamiento completo en S/E Rahue
2018
May
145
LT-C
N-1 / Ajus
L. 2x220 kV, 1x193 y 1x145MVA
Suma de ambos circuitos
2021
Feb
435
LT-C
N-1 / Ajus
Nueva L. P.Montt – Pichirropulli 2x220(500)kV, 2x290
(1500) MVA
Suma de los 4 circuitos
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
32
6
DIAGNÓSTICO DE LA
TRANSMISIÓN TRONCAL
UTILIZACIÓN
ESPERADA
DEL
SISTEMA
DE
A continuación se presenta la utilización esperada de los tramos del sistema de transmisión
troncal, incluyendo para cada uno de ellos un diagrama simplificado de las instalaciones
existentes, en construcción y las obras propuestas. Para efectos de determinar las
transferencias esperadas se consideran las expansiones necesarias aumentando el límite
admisible en aquellos tramos en que se observa congestión, mediante el supuesto de un
aumento de capacidad de transmisión, acorde a la ejecución de una eventual obra propuesta y
sus respectivos plazos estimados.
En aquellos tramos en que se observan saturaciones se obtiene un indicador de sobrecarga
anual para el tramo, el cual representa el porcentaje de horas en que el flujo superaría el
límite admisible sin considerar la materialización de las obras propuestas, sobre el universo
del total de horas simuladas para el año en cuestión (probabilidad de exceder la transferencia
máxima admisible).
6.1 Zona norte
El análisis de la zona norte muestra el estudio de los flujos esperados para los tramos
comprendidos entre las subestaciones Diego de Almagro y Polpaico.
El plan de obras de transmisión y los proyectos a considerar para la zona de detallan a
continuación:
Cuadro 22: Obras Zona Norte
Obras Zona Norte
Obras
construcción
en
Obras decretadas
Proyectos
expansión
considerar
de
a
Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA
Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV, 1x197 MVA a 1x260 MVA
Sistema de 500 kV entre las SS.EE. Polpaico y Cardones
Seccionamiento del circuito 1 Cardones-Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto
Cambio conductor Cardones - Carrera Pinto - Diego de Almagro
Subestación seccionadora Nueva Diego de Almagro 220 kV
Nueva Línea Diego de Almagro - Cumbres 2x220, 2x600MVA
Transformador 1x750, 500/220 kV en S.E. Cumbres
ProyectoE. 1- Rediseño de nueva línea 2x500 [kV] Nueva Cardones – Nueva Maitencillo –
Nueva Pan de Azúcar – Polpaico para aumentar capacidad a 1700 [MVA]
ProyectoE. 2 - Seccionamiento completo S.E. San Andrés
ProyectoE. 3 - Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don
Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA]
ProyectoE. 4 - Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV,
2x290 MVA a 2x400 MVA
ProyectoE. 5 - Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290
[MVA], tendido de un circuito
Fecha estimada
de PES
Sep-2015
Dic-2016
Ene-2018
Oct-2017
Mar-2018
may-2018
Jun-2019
Jun-2019
Jun-2018
Jun-2018
Jun-2019
Jul-2020
Ene-2021
Adicionalmente se considera en la modelación los proyectos de la empresa TEN y las líneas de
interconexión SIC - SING:
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
33
Cuadro 23: Obras Zona Norte TEN e interconexión
Obras Zona Norte
Obras
construcción
en
Obras decretadas
Línea Los Changos – Cumbres - Nueva Cardones 2x500 kV, 2x1500 MVA
Bancos de Autotransformadores 2x 750 MVA 500/220 kV en Los Changos
Nueva Línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 2x500 kV 1500 MVA
Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro
Bancos de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en Los Changos
Nueva Línea Los Changos – Kapatur 2x220 kV, 1500 MW
Fecha estimada
de PES
Ene-18
Ene-18
Ene-20
Ene-20
Ene-20
Ene-18
Hacia Enlace
Kapatur220
NvaCruceroEncu220
LosChangos2200
NvaCruceroEncu500
Existente
En Licitación o
Construcción
LosChangos500
Proyecto
d.almag220
cumbres500
Cumbres220
c.pinto220
cardone500
S.Andres220
2x1500 MVA
1x750 MVA
cardone220
maitenc500
maitenc220
1x750 MVA
p.azuca500
p.colorada220
ElArrayan
Talinay220
2x1500 MVA
p.azuca220
L.Cebada220
M.Redondo220
L.Palm220
l.vilos220
nogales220
quillot220
polpaic220
Ilustración 1.Diagrama simplificado zona norte
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
34
6.1.1
Tramo Cardones – Diego de Almagro
(1) Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras decretadas:
Obras a analizar:
Abr-15 - Oct-17
(2) Nueva Línea 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC
(3) Tendido segundo circuito 1x290 MVA 25ºC, seccionado en S.E. Carrera Pinto
(4) Seccionamiento del circuito 1 de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación
Carrera Pinto
(5) Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de
Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA
ProyectoE. 2- Seccionamiento completo S.E. San Andrés
Sep-15
Feb-17
abr-18
ProyectoE. 3 - Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV,
2x290 MVA a 2x400 MVA
ProyectoE. 4 -Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290 [MVA],
tendido de un circuito
jul-20
Sep-15 - Ene-17
d.almag220
Feb-17 - Mar-18
d.almag220
Abr-18 - May-18
d.almag220
d.almag220
1x197 MVA
1x197 MVA
d.almag220
1x400 MVA
2x290 MVA
c.pinto220
Jun-18 - jun-20
2x290 MVA
2x290 MVA
jun-18
ene-21
Jul-20 - Mar-35
d.almag220
Nv a.d.almag220
Hacia Cumbres
1x400 MVA
2x290 MVA
abr-18
2x290 MVA 1x400 MVA
c.pinto220
c.pinto220
c.pinto220
c.pinto220
S.andres220
S.andres220
S.andres220
S.andres220
c.pinto220
S.andres220
Existente
En Licitación o
Construcción
2x400 MVA
Proyecto
cardone220
cardone220
cardone220
cardone220
cardone220
1x290 MVAcardone220
Ilustración 2.Diagrama de obras modeladas tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro
Fecha
Límite Modelado MVA
Sin Proyecto
Con Proyecto
Sep-15
197
290
Oct-17
290
350
Mar-18
350
580
jun-2018
580
580
jul-2020
580
800
ene-2021
580
870
Proyecto Considerado
Descripción
+Nva línea Cardones – Diego de Almagro 2x290
+Seccionamiento circuito N° 1 Carrera Pinto –
Diego de Almagro
+ Cambio Conductor de 1x197 MVA a 1x400
MVA.
+ProyectoE. 2- Seccionamiento completo SE
San Andrés
+ProyectoE. 4- Cambio de Conductor Cardones
- (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV,
2x290 MVA a 2x400 MVA
+ProyectoE. 5 -Nueva línea 2x220 [kV] Carrera
Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290
[MVA], tendido de un circuito
Obra en construcción
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
Obra en construcción
Obra en construcción
Obra en evaluación
Obra en evaluación
Obra en evaluación
mayo de 2015
35
oct-17
oct-18
0%
20%
oct-21
oct-22
80%
oct-23
100%
c+
s+
oct-28
c-
s-
oct-31
Mes
0%
20%
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
80%
100%
c+
s+
c-
oct-31
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-23
oct-24
abr-24
0
-800
oct-15
oct-17
abr-17
abr-33
abr-32
oct-32
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
abr-22
oct-21
oct-20
abr-21
abr-20
oct-19
abr-19
oct-18
abr-18
oct-33
Escenario N°1
oct-34
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV (Carrera
Pinto - Nva Diego de Almagro 220 kV May-2018)
abr-34
Figura 8: Flujos desde el sur a Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia
oct-33
s-
oct-34
Mes
abr-34
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
abr-29
oct-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
c-
abr-31
c-
oct-30
-800
oct-29
-600
-800
s+
abr-30
-400
-600
s+
abr-29
-200
-400
oct-28
-200
c+
oct-27
200
c+
abr-28
400
200
abr-27
400
100%
oct-26
600
oct-25
600
100%
abr-26
Escenario Base
abr-25
800
80%
oct-24
Nueva Diego de Almagro - Cumbres 200 kV
20%
oct-23
0%
80%
abr-24
s-
abr-23
-1000
oct-21
-600
abr-23
-800
abr-21
-400
-600
abr-22
oct-22
Escenario Base
oct-22
-400
oct-21
-200
20%
abr-22
-200
abr-21
200
oct-20
400
200
oct-20
600
400
abr-20
800
oct-19
0%
abr-20
600
abr-19
1000
oct-18
abr-19
oct-19
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV (Carrera
Pinto - Nva Diego de Almagro 220 kV May-2018)
oct-17
s-
oct-18
Mes
-1000
abr-17
Mes
oct-16
-600
abr-16
-800
abr-15
-400
-600
abr-18
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
abr-32
oct-32
oct-31
abr-31
oct-30
-400
oct-17
oct-29
abr-29
abr-30
-200
abr-18
oct-27
oct-28
abr-28
-200
abr-17
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
[MW]
200
oct-15
oct-24
abr-25
0
oct-16
oct-23
abr-23
abr-24
400
200
abr-16
oct-21
oct-22
abr-22
600
400
oct-16
0
[MW]
oct-19
oct-20
abr-21
abr-20
600
abr-15
oct-17
oct-18
abr-18
abr-19
800
oct-15
oct-33
oct-34
abr-34
oct-16
abr-17
1000
abr-16
0
[MW]
oct-31
oct-32
abr-33
abr-32
oct-15
abr-15
abr-16
[MW]
Desde el sur a Diego de Almagro 220 kV (Nva Diego
de Almagro - Diego de Almagro desde may-18)
abr-15
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-31
oct-30
abr-30
c-
abr-32
c-
abr-31
oct-30
oct-27
oct-28
abr-28
abr-29
oct-29
s+
abr-30
s+
oct-29
abr-29
abr-27
c+
abr-28
c+
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
100%
oct-26
100%
abr-26
oct-25
abr-25
oct-23
oct-24
abr-24
80%
oct-24
80%
abr-24
oct-21
abr-22
oct-22
abr-23
20%
abr-23
20%
abr-22
abr-21
oct-20
abr-20
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-17
abr-17
0%
abr-21
0%
oct-20
abr-20
oct-19
abr-19
800
abr-18
oct-15
oct-16
800
abr-16
1000
oct-16
[MW]
800
abr-17
-1000
abr-15
1000
abr-16
[MW]
-1000
oct-15
abr-15
Escenario Base
Escenario N°1
Desde el sur a Diego de Almagro 220 kV (Nva Diego
de Almagro - Diego de Almagro desde may-18)
0
-800
Mes
Figura 9: Flujos desde Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia
s-
Nueva Diego de Almagro - Cumbres 200 kV
Escenario N°1
0
Mes
Figura 10: Flujos Diego de Almagro – Cumbres 220 kV para distintas probabilidades de excedencia
s-
mayo de 2015
36
Escenario Base
Escenario N°1
1000
Desde el norte a Cardones 220 kV
800
600
600
400
400
200
200
[MW]
800
0
0
-200
-200
-400
-400
-600
-600
-800
20%
80%
100%
c+
s+
c-
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
abr-22
oct-22
abr-23
oct-20
oct-21
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
oct-15
s-
oct-16
-1000
abr-16
oct-34
oct-32
oct-33
abr-34
abr-32
abr-33
oct-30
Mes
0%
oct-31
abr-30
abr-31
oct-27
oct-28
abr-29
oct-29
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-22
oct-22
abr-23
oct-20
oct-21
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
-800
abr-15
-1000
Desde el norte a Cardones 220 kV
abr-15
[MW]
1000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 11: Flujos desde el norte a Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia
i.
Escenario Base
La Figura 8 muestra que los mayores niveles de transferencias se originan en el sentido norte
– sur, debido principalmente a la alta penetración de ERNC en la zona de Diego de Almagro6.
Los altos niveles de flujo se ven acentuados para los tramos más cercanos a la S.E. Cardones
debido a la adición de generación en Carrera Pinto y San Andrés, que presiona aún más las
transferencias hacia el sur, originando restricciones en la suma de flujos en Cardones en caso
de no considerar un proyecto para el tramo a partir del año 2025.
ii.
Escenario Alternativo Norte (Escenario 1)
En el Escenario Alternativo Norte el adelanto de generación Solar en la zona se traduce en
mayor presencia de congestiones en el sentido Norte – Sur.
6.1.1.1 Necesidades de expansión Tramo Cardones – Diego de Almagro
Con los proyectos de expansión que se encuentran actualmente en construcción o bien
decretados, la capacidad de transferencia resulta adecuada para los flujos proyectados hasta
el año 2025 en el escenario base. No obstante lo anterior en el Escenario Alternativo Norte se
podría requerir de la materialización de las obras de expansión cuya recomendación debería
llevarse a cabo en la presente revisión. Por consiguiente la recomendación del ProyectoE. 3 y
ProyectoE. 4 debe ser evaluada.
Respecto del ProyectoE. 2 y de acuerdo a las nuevas exigencias normativas, las conexiones en
un punto intermedio de una línea perteneciente al STT, corresponderá construir una
subestación que seccione al menos dos circuitos de la línea. En el caso de la S.E. San Andrés,
actualmente secciona el circuito de la línea existente de 1x197 MVA que aumentará su
capacidad a 400 MVA, por lo que el seccionamiento de este circuito con el paralelo de 290
MVA trae como implicancia una disminución del límite de transferencia para un tramo que se
encuentra sin holguras. Por otro lado el seccionamiento de los 3 circuitos no presenta
La limitación considerada para el tramo Paposo – Diego de Almagro 220 kV es de 570 MVA debido al
supuesto de implementación de automatismos consiste con lo indicado en la carta DO N°1030/2014.
6
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
37
modificaciones en la capacidad máxima de transferencia del tramo pero permite aumentar la
confiabilidad del tramo y dar cumplimiento a las exigencias normativas. Por lo anterior se
estima preliminarmente conveniente la recomendación del ProyectoE. 2: Seccionamiento
completo S.E. San Andrés.
6.1.2
Tramo Maitencillo - Cardones
(1) Línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC
(2) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC
(3) CER en S.E. Cardones
(4) Modificación línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC a 1x260 MVA
(5) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA
(6) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Cardones
Ninguna
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
Ene-18 - Mar-18
dic-16
ene-18
ene-18
Jun-18 - Mar-35
cardone500
cardone500
Existente
Ene-17 - Dic-17
cardone220
Abr-15 - Dic-16
cardone220
cardone220
2x1500 MVA
2x290 MVA
2x290 MVA
1x197 MVA
1x290 MVA
2x1500 MVA
Proyecto
1x750 MVA
1x750 MVA
1x750 MVA
maitenc220
maitenc220
En Licitación o
Construcción
cardone220
1x290 MVA
1x750 MVA
maitenc220
1x290 MVA
maitenc220
maitenc500
maitenc500
Ilustración 3.Diagrama para el tramo Maitencillo – Cardones
Escenario Base
Escenario N°1
800
600
400
400
200
200
Mes
0%
20%
80%
100%
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
abr-33
oct-29
oct-30
abr-31
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
oct-22
abr-22
oct-19
oct-20
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
abr-17
abr-18
oct-33
oct-34
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
abr-31
abr-32
oct-29
oct-30
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
oct-21
oct-22
abr-23
abr-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-19
abr-20
oct-17
oct-18
abr-17
-800
abr-18
-600
-800
oct-15
-400
-600
oct-16
-400
abr-16
-200
oct-15
0
-200
oct-16
0
abr-16
[MW]
600
Maitencillo - Cardones 220 kV
abr-15
Maitencillo - Cardones 220 kV
abr-15
[MW]
800
Mes
c+
s+
c-
s-
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 12: Flujos Maitencillo – Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
38
-1000
i.
oct-15
abr-15
0%
20%
oct-21
80%
100%
oct-25
abr-25
c+
s+
c-
oct-30
Mes
s-
oct-32
abr-32
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
-1000
0%
20%
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
80%
100%
c+
s+
c-
c-
oct-22
c-
0
Mes
Figura 14: Flujos Cardones 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia
s-
Maitencillo 500/220 kV
Escenario N°1
0
-800
oct-17
oct-32
abr-33
oct-33
abr-34
oct-34
oct-32
abr-33
oct-33
abr-34
oct-34
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
abr-29
oct-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
abr-22
oct-22
oct-21
abr-21
oct-20
abr-20
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-32
Escenario N°1
abr-32
Cardones 500/220 kV
oct-31
s-
abr-32
Figura 13: Flujos Maitencillo – Cardones 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
Mes
abr-32
abr-31
oct-30
s+
abr-29
oct-29
-600
s+
abr-30
-400
-600
oct-27
-400
c+
oct-28
-200
c+
abr-28
-200
100%
abr-27
200
oct-25
Mes
oct-26
Escenario Base
100%
abr-26
400
200
oct-21
Mes
abr-25
600
400
80%
oct-24
800
600
80%
abr-24
1000
20%
abr-22
Escenario Base
oct-23
800
oct-15
Escenario Base
abr-23
0%
oct-21
Maitencillo 500/220 kV
20%
abr-22
oct-22
s-
abr-21
-800
oct-19
-600
-800
oct-20
800
abr-21
-400
-600
abr-19
-200
-400
abr-20
0%
oct-20
-200
oct-16
2000
abr-20
200
oct-17
400
200
oct-18
600
400
abr-18
600
oct-17
s-
oct-18
abr-19
oct-19
Cardones 500/220 kV
abr-18
-800
-2000
abr-16
-1500
abr-17
-1000
-1500
abr-17
-1000
abr-17
-500
oct-15
-500
oct-16
500
abr-16
[MW]
500
abr-15
1000
oct-15
oct-34
abr-34
oct-33
1500
1000
oct-16
0
[MW]
oct-32
abr-32
abr-33
0
abr-15
oct-30
oct-31
abr-31
[MW]
1500
abr-16
0
[MW]
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
abr-30
abr-29
oct-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
abr-22
oct-22
oct-21
abr-21
oct-20
abr-20
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
oct-15
abr-15
Maitencillo - Cardones 500 kV
abr-15
c-
oct-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
c-
abr-31
oct-27
abr-27
abr-28
s+
abr-30
s+
abr-29
oct-29
oct-28
c+
oct-27
abr-27
oct-25
oct-26
abr-26
c+
abr-28
100%
oct-26
oct-24
abr-25
100%
abr-26
80%
oct-24
oct-22
oct-23
abr-23
abr-24
80%
abr-24
oct-23
20%
abr-23
abr-22
oct-21
abr-21
20%
abr-22
oct-22
1000
oct-20
abr-20
oct-19
abr-19
oct-18
abr-18
oct-17
abr-17
800
abr-21
oct-15
oct-16
abr-16
[MW]
0%
oct-20
0%
abr-20
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-15
-2000
abr-16
[MW]
2000
Maitencillo - Cardones 500 kV
Escenario N°1
0
Mes
s-
Figura 15: Flujos Maitencillo 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia
Escenario Base
Para el tramo Maitencillo –Cardones 500 kV (Figura 13) se observa un aumento importante
de las transferencias en sentido norte y sur a partir de junio de 2019 producto de la conexión
de la línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 500 kV, llevándolo a operar con niveles
cercanos a su capacidad máxima N-1.
mayo de 2015
39
Para los tramos de transformación se realizó el supuesto de incorporación de las segundas
unidades hacia el año 2025 en el caso de Cardones 500/220 y 2023 para el tramo de
transformación en Maitencillo 500/220, cuya capacidad podría verse alcanzada.
ii.
Escenario Alternativo Norte (Escenario 1)
En este escenario se aprecia que existe una mayor presión de flujos en los tramos de
transformación desde 220 kV hacia 500 kV, que se hace particularmente relevante en el tramo
de transformación Maitencillo 550/220 kV, el cual podría requerir de una expansión a partir
de la fecha posible más próxima de materialización en jun-19.
6.1.2.1 Necesidades de expansión Tramo Maitencillo - Cardones
Respecto de las transferencias esperadas para la línea Maitencillo – Cardones 500 kV se
observa que los niveles de flujo se encuentran acorde a la capacidad del tramo tanto en el
escenario base como en el a Escenario 1.
En cuanto a las necesidades de expansión en trasformación se concluye que considerando un
plazo típico de 36 meses de construcción, la recomendación de estas obras en el escenario
base puede ser postergada para futuras revisiones del ETT, no obstante considerando el
escenario 1 podría requerirse una obra de expansión a recomendar en la presente revisión
por lo que se requeriría de una evaluación.
6.1.3
Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C
(2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA Pan de Azúcar – Maitencillo
(3)Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar
ProyectoE. 3 - Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo –
La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA]
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
ene-18
ene-18
Jun-19
mayo de 2015
40
Ene-18 - May-18
Abr-15 - Dic-17
Jun-18 - May-19
maitenc500
Existente
Jun-19 - Mar-28
maitenc500
En Licitación o
Construcción
maitenc500
Proyecto
maitenc220
maitenc220
2x197 MVA 2x1500 MVA
maitenc220
2x1500 MVA
1x750 MVA
p.colorada220
p.colorada220
1x750 MVA
p.colorada220
2x197 MVA
p.colorada220
2x197 MVA
1x750 MVA
p.azuca220
maitenc220
2x1500 MVA
1x750 MVA
2x197 MVA
1x750 MVA
p.azuca220
1x750 MVA
p.azuca220
p.azuca500
p.azuca220
p.azuca500
p.azuca500
p.azuca500
Ilustración 4.Diagrama de obras modeladas tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo
Escenario Base
Escenario N°1
600
Punta Colorada - Maitencillo 220 kV
400
200
200
[MW]
400
20%
80%
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
abr-33
oct-29
oct-30
abr-31
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
Mes
0%
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
oct-22
abr-22
oct-19
oct-20
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
abr-17
abr-18
oct-15
abr-15
oct-33
oct-34
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
abr-31
abr-32
oct-29
oct-30
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
oct-21
oct-22
abr-23
abr-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-19
abr-20
oct-18
oct-17
-600
abr-17
-600
abr-18
-400
oct-15
-400
oct-16
-200
oct-16
0
-200
abr-16
Punta Colorada - Maitencillo 220 kV
abr-16
0
abr-15
[MW]
600
Mes
100%
c+
s+
c-
s-
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 16: Flujos Punta Colorada – Maitencillo 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Escenario Base
Escenario N°1
500
400
300
300
200
200
100
100
Mes
0%
20%
80%
100%
oct-34
oct-33
abr-34
abr-33
oct-32
oct-31
abr-32
abr-31
oct-30
oct-29
abr-30
abr-29
oct-28
oct-27
abr-28
abr-27
oct-26
oct-25
abr-26
abr-25
oct-24
oct-23
abr-24
abr-23
oct-22
oct-21
abr-22
abr-21
oct-20
oct-19
abr-20
abr-19
oct-18
oct-17
abr-18
abr-17
oct-33
oct-34
abr-34
abr-33
oct-31
oct-32
abr-32
abr-31
oct-29
oct-30
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-25
oct-23
oct-24
abr-24
abr-23
oct-21
oct-22
abr-22
abr-21
oct-19
oct-20
abr-19
abr-20
oct-17
oct-18
-500
abr-17
-400
-500
abr-18
-300
-400
oct-15
-200
-300
oct-16
-200
abr-16
-100
oct-16
0
-100
oct-15
0
abr-16
[MW]
400
PAzucar220->PColorada220
abr-15
PAzucar220->PColorada220
abr-15
[MW]
500
Mes
c+
s+
c-
s-
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 17: Flujos Pan de Azúcar – Punta Colorada 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
41
Escenario Base
Escenario N°1
2000
Pan de Azúcar - Maitencillo 500 kV
1500
1000
1000
500
500
[MW]
1500
0
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-22
oct-22
abr-23
oct-20
oct-21
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
-1000
abr-16
oct-34
oct-32
oct-33
abr-34
abr-32
abr-33
oct-30
-1500
oct-31
abr-30
abr-31
oct-27
oct-28
abr-29
oct-29
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-22
oct-22
abr-23
oct-20
oct-21
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
-1000
0
-500
abr-15
-500
Pan de Azúcar - Maitencillo 500 kV
abr-15
[MW]
2000
-1500
-2000
-2000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 18: Flujos Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV
i.
Escenario Base
En la Figura 16 se puede apreciar que las transferencias por el tramo Maitencillo – Punta
Colorada 220 kV ocurren mayoritariamente en sentido Norte – Sur, lo que refleja, en buena
medida, la abundante presencia de centrales eólicas y solares al norte de Maitencillo, cuya
inyección se suma a la proveniente de las centrales térmicas del complejo Guacolda.
La ocurrencia de altas transferencias en sentido Norte – Sur entre las SS.EE. Maitencillo y
Nogales ha motivado la implementación del esquema de automatismos, cuya modelación se
aprecia en la figura a partir de abril de 2015. Desde la puesta en servicio del sistema de 500
kV entre Polpaico y Cardones se considera que este esquema queda fuera de servicio, de modo
que la limitación de transmisión correspondería a la calculada a partir de la redistribución de
flujos por los circuitos en paralelo de 220 kV y 500 kV.
En la Figura 18 se aprecia que las transferencias máximas por el tramo Pan de Azúcar Maitencillo 500 kV alcanzarían los límites de transmisión a partir de comienzos del año 2019
en caso de no considerar algún proyecto de expansión.
i.
Escenario Alternativo Norte (Escenario 1)
En este escenario, la incorporación de consumo en la S.E. Punta Colorada sumado a la mayor
inyección ERNC en el sistema de 220 kV se traduce en una mayor presión de los flujos sobre
los tramos Maitencillo – Punta Colorada 220 kV de norte a sur y Pan de Azúcar – Punta
Colorada 220 kV en ambos sentidos. Al igual que en escenario base se aprecia algún grado de
saturación en la línea de 500 kV Pan de Azúcar – Maitencillo.
6.1.3.1 Necesidades de expansión Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo
De la Figura 18 se observa que para el tramo en 500 kV se esperan saturaciones. Cabe señalar
que existe una relación directa entre las transferencias observadas por el sistema de 220 kV y
de 500 kV. Las limitaciones de capacidad en el sistema de 500 kV son absorbidos por el
sistema de 220 kV como aumento de flujos esperados por este último y viceversa. Por ende
para el tramo se deben analizar como posibles alterativas de expansión la combinación de los
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
42
proyectos propuestos para 220 y 500 kV, los cuales deben ser estudiados tanto desde el punto
de vista sistémico eléctrico como económico.
Cabe señalar que debido a que los niveles de transferencias esperados para el sistema de 500
kV son superiores a la capacidad máxima alcanzada aun después de materializar la obra de
expansión propuesta (ProyectoE. 3), se requeriría como posible alternativa un aumento de
capacidad del sistema de 220 kV que se acompañe de una disminución de su reactancia
equivalente de modo que la redistribución de flujos por este tramo sea superior.
6.1.4
Tramo Nogales – Pan de Azúcar - Polpaico
(1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C
(1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Nogales – Los Vilos – Las Palmas - Pan de Azúcar
(2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de Azúcar
(3) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar
ProyectoE. 3- Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo –
La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA]
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
Existente
Jun-18 - May-19
Ene-18 - May-18
ene-18
ene-18
Jun-19
Jun-19 - Mar-35
p.azuca500
En Licitación o
Construcción
Proyecto *
p.azuca220
L.Cebada220
Talinay220
Abr-15 - Dic-17
p.azuca220
L.Cebada220
Talinay220
DonGoyo220
M.Redondo2202x1500 MVA
2x1500 MVA
p.azuca220
L.Cebada220
DonGoyo220
M.Redondo220
2x224 MVA
l.palmas220
2x224 MVA
2x224 MVA
l.vilos220
2x1500
2x1500
MVA
MVA
2x1500
2x1500
MVA
MVA
quillot220
quillot220
2x1500
2x1500
MVA
MVA
quillot220
2x224 MVA
quillot220
2x1090 MVA
polpaic220
2x224 MVA
l.vilos220
nogales220
2x224 MVA
2x1090 MVA
2x1500
2x1500
MVA
MVA
l.palmas220
nogales220
2x224 MVA
nogales220
DonGoyo220
M.Redondo220
2x520 MVA
l.vilos220
nogales220
l.vilos220
Talinay220
DonGoyo220
M.Redondo220 2x1500 MVA
l.palmas220
l.palmas220
Talinay220
p.azuca220
L.Cebada220
2x1090 MVA
polpaic220
polpaic220
2x1090 MVA
polpaic220
polpaic500
polpaic500
polpaic500
Ilustración 5.Diagrama de obras modeladas tramo Polpaico - Pan de Azúcar
Escenario Base
Escenario N°1
800
600
400
400
200
200
20%
80%
100%
oct-34
oct-33
abr-34
oct-32
abr-33
oct-31
oct-30
abr-32
abr-31
oct-29
oct-28
abr-30
abr-29
oct-27
abr-28
oct-26
oct-25
abr-27
abr-26
oct-24
oct-23
Mes
0%
abr-25
abr-24
oct-22
oct-21
abr-23
abr-22
oct-20
abr-21
oct-19
oct-18
abr-20
abr-19
oct-17
oct-16
abr-18
oct-34
oct-33
oct-32
abr-34
abr-33
oct-31
abr-32
oct-30
oct-29
abr-31
abr-30
oct-28
oct-27
abr-29
abr-28
oct-26
abr-27
oct-25
abr-26
oct-24
abr-25
oct-23
oct-22
abr-24
abr-23
oct-21
oct-20
abr-22
abr-21
oct-19
abr-20
oct-18
oct-17
abr-19
abr-18
-800
oct-16
-600
-800
oct-15
-400
-600
abr-17
-400
abr-16
-200
abr-17
0
-200
oct-15
0
abr-16
[MW]
600
Pan de Azúcar 500/220 kV
abr-15
Pan de Azúcar 500/220 kV
abr-15
[MW]
800
Mes
c+
s+
c-
s-
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 19: Flujos transformación Pan de Azúcar 500/220 kV
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
43
oct-15
abr-15
oct-16
oct-17
abr-17
oct-18
0%
20%
oct-22
abr-22
80%
oct-23
oct-24
100%
c+
oct-26
s+
oct-29
abr-29
c-
s-
oct-31
Mes
0%
20%
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
80%
100%
c+
oct-26
s+
c-
oct-30
oct-31
oct-32
abr-32
oct-34
abr-34
oct-33
c-
abr-33
oct-23
Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV
Escenario N°1
0
oct-17
abr-17
abr-31
oct-30
abr-30
abr-29
oct-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
abr-22
oct-22
oct-21
abr-21
oct-20
abr-20
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-32
oct-33
oct-34
abr-34
oct-34
abr-34
oct-33
oct-32
abr-33
abr-33
abr-32
abr-32
s-
oct-31
Figura 20: Flujos Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, para distintas probabilidades de excedencia
oct-31
Mes
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
c-
abr-31
s+
oct-29
abr-29
oct-21
oct-22
abr-22
abr-23
s+
abr-30
c+
oct-28
-600
oct-27
-600
100%
abr-27
-400
c+
abr-28
-400
80%
oct-25
Mes
abr-25
Escenario Base
100%
abr-26
-200
20%
oct-23
-200
abr-21
Mes
oct-24
200
80%
abr-24
200
oct-20
Escenario Base
oct-22
600
abr-22
400
oct-15
Escenario Base
abr-23
400
20%
oct-21
Los Vilos - Las Palmas 220 kV
oct-20
0%
abr-21
s-
oct-18
-600
oct-19
-600
abr-19
-400
abr-20
-400
oct-19
-200
abr-19
0%
abr-20
-200
oct-16
2000
oct-18
200
oct-16
200
oct-17
400
abr-17
600
abr-18
400
oct-17
Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV
abr-17
s-
abr-18
-2000
abr-16
-1500
oct-15
-500
abr-15
500
abr-16
0
[MW]
500
oct-15
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
1000
abr-15
oct-30
abr-30
abr-31
1500
1000
oct-16
0
[MW]
oct-27
abr-29
oct-29
oct-28
abr-28
[MW]
1500
abr-16
0
[MW]
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
abr-22
oct-22
oct-21
abr-21
oct-20
abr-20
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
oct-15
abr-15
Polpaico - Pan de Azúcar 500 kV
abr-15
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
c-
abr-31
oct-26
oct-27
abr-27
abr-28
c-
oct-30
s+
abr-30
oct-24
oct-25
abr-25
abr-26
s+
oct-28
abr-28
c+
oct-27
oct-23
c+
abr-27
100%
abr-26
80%
abr-24
100%
oct-25
oct-21
oct-22
abr-22
abr-23
-2000
abr-25
oct-20
abr-21
80%
abr-24
20%
abr-23
oct-19
abr-19
abr-20
20%
oct-21
abr-21
0%
oct-20
600
oct-19
abr-19
0%
abr-20
oct-18
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
600
abr-18
oct-15
abr-15
abr-16
[MW]
-1000
abr-16
[MW]
2000
Polpaico - Pan de Azúcar 500 kV
Escenario N°1
0
-500
-1000
-1500
Mes
Figura 21: Flujos desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.
s-
Los Vilos - Las Palmas 220 kV
Escenario N°1
0
Mes
s-
Figura 22: Flujos Los Vilos -Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.
mayo de 2015
44
Escenario Base
Escenario N°1
600
400
200
200
20%
80%
100%
oct-33
oct-34
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
abr-31
abr-32
oct-29
oct-30
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
oct-21
oct-22
Mes
0%
abr-23
abr-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-19
abr-20
oct-17
oct-18
abr-17
abr-18
oct-33
oct-34
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
oct-29
oct-30
abr-30
abr-31
oct-27
oct-28
abr-29
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
oct-22
abr-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-20
oct-17
oct-18
abr-18
-600
abr-19
-600
oct-15
-400
oct-16
-400
abr-16
-200
abr-17
-200
oct-15
0
oct-16
0
abr-16
[MW]
400
Nogales - Los Vilos 220 kV
abr-15
Nogales - Los Vilos 220 kV
abr-15
[MW]
600
Mes
c+
s+
c-
s-
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 23: Flujos Nogales – Los Vilos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
i.
Escenario Base
En los tramos en 220 kV se esperan saturaciones en el sentido sur – norte desde la S.E. Las
Palmas hacia a la S.E. Pan de Azúcar tanto en el escenario base como en el escenario 1,
mientras que desde la S.E. Nogales hacia Las Palmas las saturaciones se originan en sentido
norte – sur.
En la Figura 20 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Pan de
Azúcar 500 kV las cuales presentarían saturaciones en caso de no considerar algún proyecto
de expansión.
ii.
Escenario Alternativo Norte (Escenario 1)
Para el Escenario 1 se aprecia un incremento importante en las transferencias sur – norte
para el tramo desde el sur a Pan de Azúcar, y por ende un aumento de los niveles esperados
de congestión los cuales se originarían por la incorporación de consumo en Punta Colorada y
la mayor disponibilidad de energía de bajo costo en las Palmas 220 kV.
6.1.4.1 Necesidades de expansión Tramo Nogales – Pan de Azúcar
Para el tramo Nogales – Pan de Azúcar 220 kV y Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV se
presentarían saturaciones aún en caso de considerar el proyecto propuesto (ProyectoE. 3)
por lo que al igual que en el tramo Maitencillo – Pan de Azúcar se requeriría como posible
alternativa un aumento de capacidad del sistema de 220 kV que se acompañe de una
disminución de su reactancia equivalente de modo que la redistribución de flujos por este
tramo sea superior.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
45
-1000
oct-15
0%
20%
80%
-2000
100%
oct-25
c+
s+
-1500
Mes
c-
s-
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
-1000
-2000
0%
20%
80%
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
100%
c+
s+
c-
c-
s-
Quillota - Nogales 220 kV
Escenario N°2
0
-500
Mes
Figura 25: Flujos Quillota – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
s-
Escenario N°2
220 kV
0
-500
oct-17
abr-17
abr-31
oct-30
abr-30
abr-29
oct-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
abr-22
oct-22
oct-21
abr-21
oct-20
abr-20
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
abr-32
oct-32
abr-33
oct-33
abr-34
oct-34
abr-32
oct-32
abr-33
oct-33
abr-34
oct-34
oct-32
abr-33
oct-33
abr-34
oct-34
abr-32
Figura 24: Flujos Polpaico – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
oct-31
Mes
oct-31
-1500
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
c-
abr-31
s+
oct-30
oct-22
oct-23
s+
abr-30
abr-29
oct-29
c+
oct-28
500
Polpaico - Quillota
oct-27
500
c+
abr-28
1000
oct-15
(1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Quillota – Nogales
(2) Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 30ºC, Polpaico – Nogales
(3) Línea 2x220 kV, 2x1400 MVA 25ºC, Quillota - Polpaico
(4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de Azúcar
(5) Reemplazo de desconectadores SS.EE. Quillota y Polpaico
Ninguna
abr-27
1000
100%
oct-26
1500
80%
oct-25
Escenario Base
100%
abr-26
1500
abr-22
-2000
abr-25
Mes
oct-24
2000
20%
abr-23
Escenario Base
oct-23
0%
80%
abr-24
220 kV
oct-16
Escenario Base
abr-23
s-
20%
abr-22
oct-22
-400
oct-21
-500
oct-21
-300
-400
abr-21
-200
-300
oct-19
-200
oct-20
-100
abr-20
500
abr-21
0%
oct-20
-100
abr-16
2000
abr-20
100
abr-19
200
100
oct-18
abr-19
oct-19
300
200
oct-17
s-
oct-18
400
300
abr-17
400
abr-18
Quillota - Nogales 220 kV
oct-17
Mes
abr-18
-500
-1000
abr-17
-1500
oct-15
-500
oct-16
500
abr-16
[MW]
500
abr-15
1000
oct-16
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
abr-29
oct-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
1500
1000
oct-15
0
[MW]
oct-25
abr-25
abr-26
0
abr-15
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
oct-23
oct-24
abr-24
1500
abr-16
0
[MW]
oct-29
oct-30
abr-30
abr-31
abr-22
oct-22
abr-23
Polpaico - Nogales 220 kV
abr-15
c-
oct-31
s+
oct-30
c-
abr-31
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
s+
abr-30
abr-29
oct-29
oct-28
c+
oct-27
oct-25
abr-25
abr-26
c+
abr-28
Polpaico - Quillota
abr-27
100%
oct-26
100%
abr-26
oct-24
abr-24
-2000
abr-25
80%
oct-24
80%
abr-24
oct-22
oct-23
oct-21
Obras a analizar:
abr-23
oct-20
abr-20
abr-21
[MW]
Obras en construcción
oct-23
20%
abr-22
oct-21
abr-21
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
oct-15
abr-15
Instalaciones
existentes:
abr-23
oct-19
20%
abr-22
oct-22
oct-21
2000
abr-21
0%
oct-20
500
abr-20
[MW]
0%
oct-20
abr-19
oct-18
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
oct-15
abr-15
2000
abr-20
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
[MW]
-1000
abr-15
6.1.5
Tramos Polpaico – Nogales - Quillota
ene-18
oct-15
jun-18
Polpaico - Nogales 220 kV
Escenario N°2
0
-500
-1500
Mes
s-
Figura 26: Flujos Polpaico – Quillota 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
mayo de 2015
46
i.
Escenario Base
La Figura 25 muestra las transferencias para el tramo Quillota – Nogales 220 kV, cuya
capacidad máxima de transmisión con criterio N-1 sería suficiente para transferir los niveles
de flujo esperado hasta comienzos del año 2028. A partir de esta fecha, en algunas ocasiones
puntuales se alcanzaría el límite para el tramo, situación que podría ser resuelta mediante
medidas operativas tales como abrir el tramo, condición en la que no se sobrecargan las líneas
Polpaico – Nogales 220 kV (2) ni la línea Polpaico – Quillota 220 kV (3).
6.1.5.1 Necesidades de expansión Tramo Polpaico – Nogales - Quillota
Los tramos en 220 kV entre la S.E. Polpaico y la S.E. Nogales presentan holguras de capacidad,
de modo que no se considera necesaria la evaluación de alguna obra de expansión.
6.1.6
Resumen análisis zona norte
A partir de los análisis realizados para la zona norte se presenta el Cuadro 24, en él se
muestran los tramos que presentarían algún grado de saturación y los niveles de congestión
esperada, y a continuación en el Cuadro 25 se identifican las posibles obras de expansión de
que darían solución.
Cuadro 24: Niveles de congestión esperada zona norte
Escenario
Base
Escenario 1
Cardones – Diego de Almagro 220 kV
Maitencillo 500/220 kV
Punta Colorada - Pelicano220 kV
Pan de Azúcar - Maiten500 kV
Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV
Polpaico –Pan de Azúcar 500 kV
Cardones – Diego de Almagro 220 kV
Maitencillo 500/220 kV
Punta Colorada - Pelicano220 kV
Pan de Azúcar - Maiten500 kV
Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV
Polpaico –Pan de Azúcar 500 kV
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2%
0%
4%
2%
4%
1%
11%
0%
15%
5%
7%
3%
3%
0%
5%
3%
4%
1%
14%
0%
17%
5%
7%
4%
4%
0%
6%
3%
3%
2%
14%
0%
19%
6%
6%
4%
4%
0%
3%
5%
2%
2%
15%
5%
17%
8%
6%
4%
4%
1%
6%
8%
3%
3%
16%
7%
19%
11%
5%
5%
9%
1%
6%
10%
4%
4%
18%
6%
18%
12%
7%
6%
13%
3%
6%
9%
4%
4%
21%
7%
19%
11%
7%
5%
16%
2%
7%
11%
4%
5%
23%
7%
22%
12%
7%
5%
25%
7%
1%
13%
2%
15%
25%
10%
9%
13%
3%
14%
33%
33%
9%
26%
1%
28%
33%
34%
20%
17%
3%
20%
35%
71%
22%
35%
0%
38%
34%
58%
37%
22%
2%
24%
En general para el escenario base se observa que los niveles de congestión antes del año 2025
no serían relevantes, por lo que es de esperar que las evaluaciones económicas respectivas
indiquen la conveniencia de postergación de las obras. No obstante lo anterior, se observa que
bajo los supuestos de del escenario 1 existiría una mayor presión de flujos sobre algunos de
los tramos, encontrando niveles de congestión por sobre el 10% para el tramo Cardones –
Diego de Almagro y Pan de Azúcar – Maitencillo 220 y 500 kV a partir del año 2020, que
podrían indicar la conveniencia económica de ejecución de proyectos de expansión en este
escenario, en cuyo caso la decisión de recomendación se efectuaría mediante una análisis de
mínimo arrepentimiento.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
47
Cuadro 25: Resumen de requerimientos de expansión zona norte
Tramo Troncal
Cardones – Diego de Almagro
220 kV
Proyectos
Diagnóstico
Escenarios
requirentes
ProyectoE. 2- Seccionamiento completo S.E. San Andrés
Cumplimiento
NTSyCS
Base y 1
Sobrecarga
norte – sur
1
Sobrecarga
norte – sur
1
Sobrecarga
norte – sur
1
Sobrecarga
sur – norte
Base y 1
Sobrecarga
norte – sur
Base y 1
ProyectoE. 4- Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400 MVA
ProyectoE. 5 -Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San
Andrés – Nueva Cardones 290 [MVA], tendido de un circuito
Pan de Azúcar – Punta Colorada
-Maitencillo 220 kV
Las Palmas – Pan de Azúcar 220
kV
ProyectoE. 3 -
Cambio de conductor línea 2x220 [kV]
Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas –
Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA]
ProyectoE. 3 -
Cambio de conductor línea 2x220 [kV]
Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas –
Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA]
ProyectoE. 3 Los Vilos – Las Palmas 220 kV
Cambio de conductor línea 2x220 [kV]
Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas –
Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA]
Cabe señalar que se encuentran en análisis los estudios que determinaran la factibilidad de
operar eléctricamente el sistema dentro de los márgenes de seguridad requeridos por la
normativa, considerando las capacidades adicionadas por los proyectos propuestos con sus
respectivas características.
La determinación de la conveniencia de ejecución de los proyectos señalados o nuevos que se
incorporasen en la siguiente versión del informe dependerá de la evaluación económica
correspondiente.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
48
6.2 Zona centro
El análisis de la zona centro comprende el estudio de los flujos esperados para los tramos
entre las subestaciones Polpaico y Ancoa, incluyendo los tramos en 220 kV entre Alto Jahuel y
Colbún y Ancoa – Itahue.
El plan de obras de transmisión y los proyectos a considerar para la zona se detallan a
continuación:
Cuadro 26: Obras Zona Centro
Obras Zona Centro
Obras en
construcción
Obras decretadas
Proyectos de
expansión a
considerar
Subestación seccionado Lo Aguirre Etapa 1 y nuevo transformador Lo Aguirre 500/220 kV
Tendido primer circuito Nueva Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV
Segundo transformador Ancoa 500/220 kV
Tendido segundo circuito Nueva Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV
Línea Rapel – Alto Melipilla 1x220 kV
Nueva Línea A. Melipilla - Lo Aguirre 1(de 2)x220 kV
Aumento de capacidad Línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV
Nueva subestación Puente Negro 220 [kV]
Seccionamiento línea 2x220 [kV] Colbún - Candelaria en Puente Negro
ProyectoE. 6- Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA],
tendido de un circuito
ProyectoE. 7- Nuevo banco de autotransformadores 500/220 [kV], 750 [MVA] en
subestación Lo Aguirre
Fecha estimada
de PES
Oct-2015
Jun-2015
Jul-2015
Feb-2016
Oct-2018
Oct-2018
Ene-2019
Oct-2017
Oct-2017
Ene-2022
Jun-2018
Polpaico 220kV
Existente
En Licitación o
Construcción
S/E Polpaico 500kV
Proyecto
Lampa 220
L.Aguirre220
Rapel220
A.Melipilla220
C.Nav ia220
LosAlmendros500
L.Aguirre500
Chena 220
LosAlmendros220
S/E A.Jahuel 500kV
A.Jahuel 220
Maipo 220
Candelaria 220
PteNegro 220
Ancoa 500kV
Colbún 220
Ancoa 220
Itahue 220
Ilustración 6.Diagrama simplificado zona centro
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
49
6.2.1
Tramo Lampa – Polpaico
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea 2x220 kV, 2x310 MVA 25ºC
Ninguna
Ninguna
600
Lampa - Polpaico 220 kV
400
200
[MW]
0
-200
-400
-600
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-33
abr-31
s-
abr-32
oct-29
c-
oct-30
abr-29
s+
abr-30
oct-26
oct-27
abr-28
oct-28
abr-26
c+
abr-27
oct-24
Mes
oct-25
abr-24
100%
abr-25
oct-22
oct-23
80%
abr-23
abr-21
oct-21
abr-22
oct-19
20%
oct-20
abr-19
0%
abr-20
oct-17
oct-18
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-15
-800
Figura 27: Flujos Lampa – Polpaico 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.
6.2.2
Tramo Chena - Cerro Navia
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC
Ninguna
Ninguna
600
Chena - Cerro Navia 220 kV
400
[MW]
200
0
-200
-400
oct-33
oct-34
abr-34
abr-33
oct-31
oct-32
abr-31
s-
abr-32
oct-29
oct-30
abr-29
c-
abr-30
s+
abr-28
oct-28
oct-26
oct-27
abr-26
c+
abr-27
oct-24
Mes
oct-25
abr-24
100%
abr-25
oct-23
abr-23
80%
oct-22
abr-21
oct-21
abr-22
oct-19
20%
oct-20
abr-19
0%
abr-20
oct-18
oct-17
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-15
-600
Figura 28: Flujos Chena – Cerro Navia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
6.2.3
Tramo Alto Jahuel – Chena
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea 2x220 kV, 2x350 MVA 30ºC (A.Jahuel-Rodeo-Chena)
(2) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC
Ninguna
Ninguna
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
-
mayo de 2015
50
1500
Alto Jahuel - Chena 220 kV
1000
[MW]
500
0
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-33
abr-31
abr-32
oct-29
oct-30
abr-29
abr-30
oct-26
oct-27
abr-28
oct-28
abr-26
abr-27
oct-24
oct-25
abr-24
-1500
abr-25
oct-22
oct-23
abr-23
abr-21
oct-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-19
abr-20
oct-17
oct-18
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
-1000
abr-15
-500
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 29: Flujos Alto Jahuel – Chena 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
6.2.4
Tramos Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA 25ºC
(2) Nuevo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, Lo Aguirre, junto con el seccionamiento de
un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV y seccionamiento completo de Rapel – C.Navia
(3) Línea 1x220 kV, 1x290 MVA 25ºC, Rapel – A. Melipilla
(4) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC, A. Melipilla – Lo Aguirre, 1 circuito
(5) Aumento de capacidad línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia
ProyectoE. 7- Nuevo banco de autotransformadores 500/220 [kV], 750 [MVA] en subestación Lo
Aguirre
Abr-15 - Sep-15
Rapel220
Jun 18- Sep-18
Oct-15 - May-18
Rapel220
Oct-18 - Dic-18
Rapel220
Rapel220
Ene-19 - Mar-35
Rapel220
Oct-15
Oct-18
Oct-18
Ene-19
Jun-18
Existente
En Licitación o
Construcción
Proyecto
A.Melipilla220
A.Melipilla220
A.Melipilla220
L.Aguirre220
L.Aguirre220
C.Nav ia220
C.Nav ia220
A.Melipilla220
C.Nav ia220
A.Melipilla220
L.Aguirre220
C.Nav ia220
L.Aguirre220
C.Nav ia220
Ilustración 7.Diagrama de obras modeladas tramo Rapel - Cerro Navia
500
Rapel - Alto Melipilla 220 kV
400
300
200
[MW]
100
0
-100
-200
-300
-400
Mes
oct-34
oct-33
abr-34
abr-33
oct-32
oct-31
abr-32
s-
abr-31
oct-30
oct-29
c-
abr-30
abr-29
s+
abr-28
oct-28
oct-27
oct-26
c+
abr-27
abr-26
oct-25
oct-24
100%
abr-25
abr-24
oct-23
abr-23
80%
oct-22
abr-21
oct-21
abr-22
20%
oct-20
oct-19
abr-20
0%
abr-19
oct-18
oct-17
abr-18
abr-17
oct-16
oct-15
abr-16
abr-15
-500
Figura 30: Flujos Rapel – Alto Melipilla 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
51
500
Alto Melipilla - Cerro Navia 220 kV (A.
Melipilla - Lo Aguirre desde oct-15)
400
300
200
[MW]
100
0
-100
-200
-300
-400
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-33
abr-31
s-
abr-32
oct-29
c-
oct-30
abr-29
s+
abr-30
oct-26
oct-27
abr-28
oct-28
abr-26
c+
abr-27
oct-24
Mes
oct-25
abr-24
100%
abr-25
oct-22
oct-23
80%
abr-23
abr-21
oct-21
abr-22
oct-19
20%
oct-20
abr-19
0%
abr-20
oct-17
oct-18
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-15
-500
Figura 31: Flujos Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
2000
Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV
1500
1000
[MW]
500
0
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
abr-33
abr-31
oct-30
oct-28
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
abr-27
abr-28
oct-24
oct-25
abr-26
oct-26
abr-25
oct-23
abr-23
abr-24
oct-21
abr-22
oct-22
abr-21
oct-20
abr-20
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-17
abr-15
-500
-1000
-1500
-2000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 32: Flujos tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 220 kV para distintas prob. de excedencia
2000
Lo Aguirre 500/220 kV
1500
1000
[MW]
500
0
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
abr-33
abr-31
oct-30
oct-28
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
abr-27
abr-28
oct-24
oct-25
abr-26
oct-26
abr-25
oct-23
abr-23
abr-24
oct-21
abr-22
oct-22
abr-21
oct-20
abr-20
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-17
-1000
abr-15
-500
-1500
-2000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 33: Flujos Lo Aguirre 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
De la Figura 30 se observa que la capacidad N-1 del tramo entre Rapel y Alto Melipilla se ve
sobrepasada desde el inicio del horizonte de estudio hasta la puesta en servicio de la obra (3)
en octubre de 2018. Lo mismo ocurre con el tramo Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV (Figura
31) y la respectiva nueva obra (4) que aumenta su capacidad de transferencia.
Como se puede apreciar de la Figura 32, la línea existente (1) se considera operando abierta
en el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia desde la puesta en servicio de la subestación
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
52
seccionadora Lo Aguirre en 220 kV en octubre de 2015, debido a las saturaciones que se
presentarían en caso de mantener el tramo cerrado. En el Informe “Propuesta de Expansión
Troncal 2014” se describen los análisis eléctricos que justifican esta posibilidad de operación
para los efectos de su incorporación en el modelo de coordinación hidrotérmica7.
A partir de noviembre de 2018, los flujos presentados corresponden a los transitados por la
Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia, la cual aportaría capacidad
suficiente al tramo en todo el horizonte de análisis.
En la Figura 33, se aprecia que para el transformador 500/220 kV de la S.E. Lo Aguirre los
flujos aumentan progresivamente desde la puesta en servicio del proyecto Nueva línea Lo
Aguirre – C.Navia en noviembre de 2018, sin alcanzar la capacidad máxima para el tramo en
todo el horizonte de estudio.
6.2.4.1 Necesidades de expansión Tramo Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro
Navia
Para el tramo se presenta como propuesta el ProyectoE. 7 cuya finalidad es refuerzo al primer
transformador en la S.E. Lo Aguirre, de acuerdo a las transferencias esperadas en la Figura 33
y con los límites preliminares, no se requeriría llevar a cabo la evaluación económica del
proyecto. Lo anterior será reevaluado cuando se disponga de los límites por el tramo
actualizados.
6.2.5
Sistema de 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea 2x500 kV, 2x1800 MVA 25ºC
(2) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, Polpaico
(3) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, A. Jahuel
(4) Seccionamiento de Ancoa – Polpaico 1x500 kV
(5) Seccionamiento de un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV en S.E. Lo Aguirre.
(6) Tercer transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, A. Jahuel
ProyectoE. 6 - Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA],
tendido de un circuito
oct-15
feb-18
ene-22
7
Cabe señalar que la representación descrita, representa una simplificación de la modelación del tramo válida para el presente análisis, sin
perjuicio de que la operación real de esta línea deberá ser evaluada de acuerdo a las condiciones particulares del momento.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
53
Abr-15 - Sep-15
Oct-15 - Abr-17
S/E Polpaico 500kV
Sep-17 - May-18
S/E Polpaico 500kV
Jun-18 - dic-19
S/E Polpaico 500kV
Existente
Ene-20 - Mar-29
S/E Polpaico 500kV
En Licitación o
Construcción
S/E Polpaico 500kV
Proyecto
S/E Lo Aguirre 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
Hacia S/E Ancoa 500kV
S/E Lo Aguirre 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
Hacia S/E Ancoa 500kV
S/E Lo Aguirre 500kV
S/E Lo Aguirre 500kV
LosAlmendros 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
Hacia S/E Ancoa 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
Hacia S/E Ancoa 500kV
Hacia S/E Ancoa 500kV
Ilustración 8.Diagrama de obras modeladas Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico 500 kV
2000
Polpaico 500/220 kV
1500
1000
[MW]
500
0
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
oct-23
oct-24
abr-25
abr-23
abr-24
oct-20
oct-21
abr-22
oct-22
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-17
-1000
abr-15
-500
-1500
-2000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 34: Flujos Polpaico 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
2500
Alto Jahuel 500/220 kV
2000
1500
1000
[MW]
500
0
oct-34
abr-34
oct-33
oct-32
abr-32
abr-33
oct-31
abr-31
oct-30
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
abr-25
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
abr-22
oct-22
oct-20
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-17
abr-15
-500
-1000
-1500
-2000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 35: Flujos Alto Jahuel 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
54
4000
Alto Jahuel al Norte 500 kV
3000
2000
[MW]
1000
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
oct-23
oct-24
abr-25
abr-23
abr-24
oct-20
oct-21
abr-22
oct-22
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-17
-1000
abr-15
0
-2000
-3000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 36: Flujos Alto Jahuel – al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.
2000
1000
Los Almendros - Polpaico 500 kV
Los Almendros 500/220 kV
800
1500
600
1000
400
200
[MW]
[MW]
500
0
0
-200
-500
oct-33
oct-34
abr-34
oct-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
-1500
abr-32
oct-28
abr-29
oct-29
abr-30
abr-28
oct-26
oct-27
abr-27
oct-25
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
abr-21
abr-22
oct-22
oct-19
oct-20
abr-20
-600
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-24
oct-23
abr-23
abr-24
oct-21
abr-21
abr-22
oct-22
oct-19
oct-20
abr-20
oct-18
abr-18
abr-19
oct-16
oct-17
abr-16
abr-17
-1000
Mes
oct-15
-800
-2000
abr-15
oct-17
oct-18
abr-18
abr-19
oct-15
oct-16
abr-17
abr-15
abr-16
-400
-1000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 37: Flujos Los Almendros – Polpaico 500 kV y Los Almendros 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
El gráfico de la Figura 36 muestra los flujos y los límites de transmisión con criterio N-1 de la
S.E. Alto Jahuel al norte. En línea roja se presenta la capacidad máxima de transferencia entre
la S.E. Alto Jahuel y la S.E. Polpaico en caso de considerar el ProyectoE. 6 y en línea punteada
en caso contrario.
Se observa un aumento en los flujos esperados a partir de febrero de 2018 con la puesta en
servicio del primer circuito de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa, llegando a alcanzar la
capacidad máxima de transferencia hacia fines del mismo año y superándola hacia fines del
año 2019.
6.2.5.1 Necesidades de expansión Sistema de 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E.
Polpaico
De acuerdo al análisis de transferencias esperadas, en caso de no contar con el proyecto de
expansión para el tramo se presentarían saturaciones, por lo que se realizará una evaluación
económica para determinar la pertinencia de incorporar el ProyectoE. 6.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
55
6.2.6
Sistema Ancoa al Norte 500 kV
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea 1x500 kV, 1x1544 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel
(2) Línea 1x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel
(3) Secc. L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV, en S.E. Alto Jahuel
(4) Línea 2x500 kV, 1x1732 MVA 35°C, Ancoa – Alto Jahuel
(5) Tendido del segundo circuito Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV, 1x1732 MVA 35°C
Ninguna
oct-15
feb-16
ene-22
Feb-16 - Mar-35
oct-15 - Ene-16
A.Jahuel 500kV
A.Jahuel 500kV
Abr-15 - sep-15
A.Jahuel 500kV
Existente
En Licitación o
Construcción
Proyecto
Ancoa 500kV
Ancoa 500kV
Ancoa 500kV
Ilustración 9.Diagrama de obras a considerar para el tramo Ancoa al Norte 500 kV
4000
Ancoa - Alto Jahuel 500 kV
3000
2000
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
oct-23
oct-24
abr-25
abr-23
abr-24
oct-20
oct-21
abr-22
oct-22
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
-1000
abr-17
0
abr-15
[MW]
1000
-2000
-3000
-4000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 38: Flujos Ancoa al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, con 4to Transf. Charrúa 500/220 kV.
En febrero de 2018, la puesta en servicio de la nueva línea 1(2)x500 kV Charrúa – Ancoa
produce un incremento importante en las transferencias hacia el norte, las cuales aumentan
progresivamente y llevan al tramo Ancoa – Alto Jahuel 500 kV a operar a su máxima capacidad
para algunas hidrologías extremas hacia comienzos del año 2021.
6.2.7
Tramo Ancoa 500/220 kV
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA
(2) Nuevo transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA
Ninguna
Jun-15
Ene-22
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
56
2000
Ancoa 500/220 kV
1500
1000
[MW]
500
0
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
oct-23
oct-24
abr-25
abr-23
abr-24
oct-20
oct-21
abr-22
oct-22
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-17
-1000
abr-15
-500
-1500
-2000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 39: Flujos Ancoa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
En la Figura 39 se observa que luego de la materialización de la obra (2), la capacidad de
transmisión es suficiente para los flujos proyectados.
6.2.8
Tramo Ancoa – Colbún 220 kV
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Cable 1x220 kV, 1x600 MVA
-
Ninguna
Ninguna
-
1000
Ancoa - Colbun 220 kV
800
600
400
[MW]
200
0
-200
-400
-600
oct-34
abr-34
oct-33
oct-32
abr-32
abr-33
oct-31
abr-31
oct-30
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
abr-25
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
abr-22
oct-22
oct-20
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-17
abr-15
-800
-1000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 40: Flujos Ancoa - Colbún 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
6.2.9
Tramo Colbún – Candelaria – Maipo – Alto Jahuel 220 kV
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea Colbún – Candelaria 2x220 kV, 2x600 MVA
(2) Línea Candelaria – Alto Jahuel 2x220 kV, 2x600 MVA
Nueva subestación Puente Negro 220 [kV]
Ninguna
Oct-17
-
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
57
Colbún - Puente Negro 220 kV
600
600
400
400
200
200
[MW]
800
0
0
-200
-200
-400
-400
-600
-600
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-32
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
oct-23
oct-24
abr-25
abr-23
abr-24
oct-20
oct-21
abr-22
oct-22
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
-1000
Mes
abr-17
-800
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
abr-22
oct-22
abr-23
oct-20
oct-21
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-15
-800
-1000
Puente Negro - Candelaria 220 kV
1000
800
abr-15
[MW]
1000
Mes
0%
s-
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 41: Flujos Colbún – Puente Negro – Candelaria 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.8
800
Candelaria - Alto Jahuel 220 kV
600
400
[MW]
200
0
-200
-400
-600
oct-33
oct-34
abr-34
abr-33
oct-32
abr-32
oct-30
oct-31
abr-31
oct-28
oct-29
abr-29
abr-30
oct-26
oct-27
abr-27
abr-28
oct-25
abr-25
abr-26
oct-24
oct-23
abr-23
abr-24
oct-22
oct-21
abr-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-20
oct-18
abr-18
abr-19
oct-17
oct-16
abr-16
abr-17
oct-15
abr-15
-800
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 42: Flujos Candelaria – Alto Jahuel 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
6.2.10 Tramo Ancoa – Itahue
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 25ºC
Ninguna
Ninguna
500
Ancoa - Itahue 220 kV
400
300
200
[MW]
100
0
-100
-200
-300
-400
oct-34
oct-33
abr-34
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
oct-30
abr-31
oct-29
oct-28
abr-30
abr-29
oct-27
oct-26
abr-28
abr-27
oct-25
abr-26
abr-25
oct-24
oct-23
abr-24
abr-23
oct-22
oct-21
abr-22
abr-21
oct-20
oct-19
abr-20
oct-18
abr-19
abr-18
oct-17
oct-16
abr-17
abr-16
oct-15
abr-15
-500
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 43: Flujos Ancoa – Itahue 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
En la simulación presentada se ha considerado la modelación del seccionamiento de la línea 2x154 [kV] La Higuera –
Tinguiririca en Puente Negro y un transformador 220/154 kV.
8
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
58
6.2.11 Resumen análisis zona centro
A partir de los análisis realizados para la zona centro se presenta el Cuadro 27, en él se
muestra el nivel de congestión esperada para el tramo Alto Jahuel – Polpaico 500 kV, que
presentaría algún grado de saturación y a continuación en el Cuadro 28 se identifican las
posibles obras de expansión de que darían solución.
Cuadro 27: Niveles de congestión esperada zona centro
Escenario Base
Alto Jahuel al Norte 500 kV
2020
3%
2021
4%
2022
4%
2023
4%
2024
3%
2025
3%
2026
4%
2027
4%
2028
2%
2029
1%
2030
1%
Cuadro 28: Resumen de requerimientos de expansión zona centro
Tramo Troncal
Proyectos
Diagnostico
Escenarios
requirente
Tramo 500 kV entre S.E. Alto
Jahuel y S.E. Polpaico
ProyectoE. 6- Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo
Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA], tendido de un
circuito
Sobrecarga
desde A.Jahuel al
norte
Base
Cabe señalar que se encuentran en análisis los estudios que determinaran la factibilidad de
operar eléctricamente el sistema dentro de los márgenes de seguridad requeridos por la
normativa considerando las capacidades adicionadas por los proyectos propuestos con sus
respectivas características.
La determinación de la conveniencia de ejecución de los proyectos señalados o nuevos que se
incorporasen en la siguiente versión del informe dependerá de la evaluación económica
correspondiente.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
59
6.3 Zona sur
En la zona sur se analizan los flujos esperados para los tramos comprendidos entre Charrúa y
Puerto Montt.
Los proyectos propuestos por el consultor del ETT para la zona sur se dividen en dos etapas:
en la primera, las líneas se construyen en torres para 500 kV pero se energizan en 220 kV de
acuerdo al esquema presentado en la Ilustración 10 y posteriormente en una segunda etapa,
cuya fecha se encuentra fuera del horizonte de decisión del presente cuatrienio, se lleva
acabo el tendido de los segundos circuitos, la energización en 500 kV y los transformadores de
enlace 220/500 kV.
Cuadro 29: Obras Zona Sur
Obras Zona Sur
Obras
en
construcción
Obras
decretadas
Proyectos de
expansión a
considerar
Ampliación y seccionamiento completo en S.E. Ciruelos
Seccionamiento completo en S.E. Rahue
Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2
Tendido segundo circuito 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli
Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV
Línea 2x500 kV Pichirropulli – Nueva Puerto Montt, energizada en 220 kV
Fecha estimada de
PES
Ene-2017
Feb-2017
Jul-2017
May-2018
Jul-2018
Feb-2021
ProyectoE. 8- Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 2500/1500 [MVA], tendido de
dos circuitos energizada en 220 [kV]
Ene-2022(*)
ProyectoE. 9 - Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], tendido de
un circuito energizado en 220 [kV]
ProyectoE. 10 - Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA], tendido
de un circuito energizado en 220 [kV]
Ene-2022(*)
Ene-2023(*)
(*) La fecha estimada de PES se ha considerado como la más próxima en caso de que el proyecto sea
recomendado en la presente revisión.
Existente
En Licitación o
Construcción
Proyecto
Ancoa 500kV
Nv a. Charrúa 500kV
Charrúa 500kV
Nv aCharrúa
220kV
Hualpen 220kV
Charrúa 220kV
Linea de 500 kV
Energizada en 220 kV
Mulchen 220kV
Esperanza 220kV
Temuco 220kV
Cautín 220kV
S.E.Loncoche
S.E.Lastarria
Ciruelos 220kV
Valdiv ia 220kV
Pichirropulli 220kV
Linea de 500 kV
Energizada en 220 kV
Rahue 220kV
Nv a.PMontt 220kV
P. Montt 220kV
Ilustración 10.Diagrama simplificado zona sur
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
60
6.3.1
Tramo Charrúa – Ancoa
(1) Línea Charrúa –Ancoa 2x500 kV, 2x1766 MVA 25º.
(2) Transformadores 3x500/220 kV, 3 x 750 MVA S.E. Charrúa
(3) Nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV, 1x1766 MVA 25ºC
(4) Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2
(5) Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV,
750 MVA
Ninguna
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
Abr-15 - Jun-17
Jul-17 - Ene-18
Ancoa 500kV
Ancoa 500kV
Feb-18 - Jun-18
feb-18
jul-17
jul-18
-
Jul-18 - mar-35
Ancoa 500kV
Ancoa 500kV
Existente
Nv a Charrua 500kV
Nv a Charrua 500kV
En Licitación o
Construcción
Nv a Charrua 500kV Nv a Charrua 500kV
Proyecto
Charrua 500kV
Charrua 500kV
Charrua 220kV
Charrua 500kV
Charrua 220kV
Charrua 500kV
Charrua 220kV
Charrua 220kV
Ilustración 11.Diagrama de obras modeladas tramo Charrúa – Ancoa 500 kV
Escenario Base
Escenario 2
4000
3000
2000
2000
1000
1000
abr-34
oct-34
oct-34
oct-30
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
abr-22
oct-22
abr-23
oct-20
oct-21
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
abr-34
c-
oct-32
s+
oct-33
c+
abr-32
100%
abr-33
80%
oct-33
20%
oct-15
-4000
Mes
0%
oct-32
-4000
abr-33
-3000
abr-32
-3000
oct-31
-2000
oct-31
-2000
oct-16
0
-1000
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-32
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-27
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
abr-21
abr-22
oct-22
oct-19
oct-20
abr-20
oct-17
oct-18
abr-18
abr-19
oct-15
oct-16
abr-17
-1000
abr-15
0
abr-16
[MW]
3000
Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV
abr-15
Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV
abr-16
[MW]
4000
Mes
0%
s-
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 44: Flujos Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia
Escenario Base
Escenario 2
2000
Charrua500- kV - Nueva Charrua 500 kV
1500
1000
1000
500
500
[MW]
1500
0
-500
0
abr-31
oct-30
abr-30
abr-29
oct-29
oct-28
oct-27
abr-28
abr-27
oct-26
oct-25
abr-26
oct-24
oct-23
abr-25
abr-24
abr-23
abr-22
oct-22
oct-21
oct-20
abr-21
abr-20
oct-18
abr-19
oct-19
oct-17
abr-18
abr-17
oct-16
oct-15
-1000
abr-16
oct-34
abr-34
oct-33
oct-32
abr-33
oct-31
oct-30
abr-32
abr-31
abr-30
abr-29
oct-29
oct-28
oct-27
abr-28
abr-27
oct-26
oct-25
abr-26
abr-25
oct-24
oct-23
abr-24
abr-23
oct-21
abr-22
oct-22
abr-21
oct-20
oct-19
abr-20
oct-18
oct-17
abr-19
abr-18
abr-17
oct-16
oct-15
abr-16
-500
abr-15
-1000
Charrua500- kV - Nueva Charrua 500 kV
abr-15
[MW]
2000
-1500
-1500
-2000
-2000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 45: Flujos Charrúa – Nueva Charrúa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
61
Escenario Base
2000
Escenario 2
2000
Nueva Charrúa 500 kV - Ancoa 500 kV
1000
1000
500
500
[MW]
1500
0
-500
oct-32
oct-33
abr-34
oct-34
abr-34
oct-34
abr-32
abr-33
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
oct-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
abr-22
oct-22
abr-23
oct-20
oct-21
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
-1000
abr-16
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
abr-32
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-27
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
abr-21
abr-22
oct-22
oct-19
oct-20
abr-20
oct-17
oct-18
abr-18
abr-19
oct-15
oct-16
abr-17
abr-15
-500
abr-16
-1000
0
abr-15
[MW]
1500
Nueva Charrúa 500 kV - Ancoa 500 kV
-1500
-1500
-2000
-2000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
Mes
0%
s-
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 46: Flujos Nueva Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia
Escenario Base
2000
Escenario 2
2000
Nueva Línea Charrúa - Ancoa 500 kV
1000
1000
500
500
[MW]
1500
0
abr-31
oct-30
abr-29
oct-29
abr-30
oct-28
oct-27
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
abr-22
oct-22
abr-23
oct-21
oct-20
abr-20
abr-21
oct-18
abr-19
oct-19
oct-17
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
-1000
abr-16
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-33
oct-30
oct-31
abr-31
-1500
abr-32
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
abr-27
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
abr-21
abr-22
oct-22
oct-19
oct-20
abr-20
oct-17
oct-18
abr-18
abr-19
abr-17
oct-15
oct-16
abr-15
-1000
0
-500
abr-16
-500
abr-15
[MW]
1500
Nueva Línea Charrúa - Ancoa 500 kV
-1500
-2000
-2000
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 47: Flujos Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia
i.
Escenario Base
Debido a que las mayores transferencias se dan en el sentido sur – norte y que la Subestación
Nueva Charrúa 500 kV permitirá adicionar flujos al tramo Charrúa -Ancoa, la limitación se ha
modelado como la suma de flujos que llegan desde el sur a la S.E. Ancoa 500 kV.
La Figura 44 muestra una alta congestión del tramo entre el año 2014 y el año 2018 debido a
la capacidad térmica de los equipos de compensación serie (1368 MVA). Con la entrada en
servicio de la nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV (3) en febrero de 2018, la máxima
transferencia se ve limitada por los tres transformadores Charrúa 500/200 kV (2150 MVA). A
partir de Julio de 2018, la materialización del transformador en la S.E. Nueva Charrúa permite
la liberación de las restricciones desde 220 kV hacia 500 kV, siendo la compensación serie de
la línea la que impone nuevamente la limitación en 2860 MVA para el tramo, la cual se vería
alcanzada a partir del año 2027.
ii.
Escenario Alternativo Sur (Escenario 2)
La incorporación de generación de bajo costo al sur de Charrúa se traduce en una mayor
presión de las trasferencias en los tramos de 500 kV desde el sur a la S.E. Ancoa.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
62
6.3.1.1 Necesidades de expansión Tramo Charrúa – Ancoa
Para el tramo Charrúa – Ancoa 500 kV se esperan transferencias que bordean la capacidad
máxima del tramo. En el Escenario 2 podrían originarse saturaciones en algunas hidrologías
extremas a partir del año 2022, para lo cual se podría tomar como medida en las futuras
revisiones del ETT un cambio en la compensación serie que impone la limitación para el
tramo.
Tramo Charrúa 500/200
Escenario Base
Escenario 2
4000
3000
2000
2000
1000
1000
abr-34
oct-34
abr-34
oct-34
oct-30
abr-31
abr-29
oct-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
abr-22
oct-22
oct-20
oct-21
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
oct-32
c-
oct-33
s+
abr-32
c+
abr-33
100%
oct-32
80%
oct-33
20%
oct-15
-4000
Mes
0%
abr-32
-4000
abr-33
-3000
oct-31
-2000
-3000
oct-31
-2000
oct-16
0
-1000
oct-34
oct-32
oct-33
abr-34
abr-32
abr-33
oct-30
oct-31
abr-30
abr-31
oct-27
oct-28
abr-29
oct-29
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-22
oct-22
abr-23
oct-20
oct-21
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
0
-1000
abr-16
[MW]
3000
Charrúa 220/500 kV (suma Charrúa 220/500 kV y Nva
Charrúa 220/500 kV desde jul-2018)
abr-15
Charrúa 220/500 kV (suma Charrúa 220/500 kV y Nva
Charrúa 220/500 kV desde jul-2018)
abr-15
[MW]
4000
abr-23
6.3.2
Mes
0%
s-
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 48: Flujos Charrúa 220 kV al norte para distintas probabilidades de excedencia.
Escenario Base
Escenario 2
1500
Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV
1000
500
500
[MW]
1000
0
-1500
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
abr-31
oct-30
abr-29
oct-29
abr-30
oct-28
oct-27
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
abr-22
oct-22
abr-23
oct-21
oct-20
abr-20
abr-21
oct-18
abr-19
oct-19
oct-17
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
oct-34
abr-34
oct-32
oct-33
abr-32
abr-33
oct-30
-1000
-1500
Mes
0%
oct-31
abr-30
abr-31
abr-29
oct-29
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-24
abr-24
oct-23
abr-22
oct-22
abr-23
oct-21
oct-20
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
oct-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
-1000
0
-500
abr-15
-500
Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV
abr-15
[MW]
1500
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 49: Flujos Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
i.
Escenario Base
La Figura 48 muestra los flujos proyectados que llegan a Charrúa 220 kV con dirección hacia
Charrúa 500 kV. De acuerdo a los criterios utilizados en la planificación del sistema de
transmisión, para mantener la operación con criterio N-1 en la línea Charrúa – Ancoa, durante
los primeros años de análisis, el flujo no puede sobrepasar los 1500 MVA, por lo que a pesar
de contar con un tercer transformador no se permiten mayores niveles de transmisión.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
63
Con la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa tendido un circuito en
febrero de 2018, la liberación de restricciones en 500 kV se traduciría en una aumento del
flujo esperado desde 220 kV a 500 kV, observando algún grado de saturaciones en las
transferencias esperadas hasta julio de 2018, fecha en la que se espera la materialización del
nuevo transformador 500/220 kV en S.E. Nueva Charrúa. Con la incorporación de esta última
obra se elevaría el límite a 2915 MVA, el cual no es alcanzado en el periodo restante del
horizonte de estudio.
i.
Escenario Alternativo Sur (Escenario 2)
La conclusiones derivadas del escenario base son igualmente válidas para el escenario
alternativo, observando un incremento en los niveles de flujo.
6.3.3
Tramos Charrúa - Lagunillas 220 kV y Charrúa - Hualpén 220 kV
(1) Línea Charrúa – Lagunillas 1x220 kV, 1x366VA
(2) Línea Charrúa – Hualpén 1x220 kV, 1x227 MVA
(3) Línea Hualpén - Lagunillas 1x220 kV, 1x276 MVA9
Ninguna
Ninguna
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
-
-
Escenario Base
Escenario 2
200
Charrúa - Hualpén 220 kV
150
150
100
100
50
50
[MW]
0
0
-50
-50
-100
-100
-150
-150
oct-33
abr-34
oct-34
oct-33
abr-34
oct-34
oct-31
oct-32
abr-32
abr-33
oct-32
oct-31
abr-33
s-
abr-32
oct-29
oct-30
abr-31
abr-31
abr-29
abr-30
oct-30
c-
oct-29
s+
abr-30
oct-26
abr-27
c+
oct-27
abr-28
oct-28
oct-25
oct-24
Mes
abr-26
abr-24
100%
abr-25
oct-22
oct-23
80%
abr-23
oct-19
20%
oct-20
abr-21
oct-21
abr-22
abr-19
0%
abr-20
oct-17
oct-18
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-15
oct-33
oct-34
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
s-
abr-32
oct-29
oct-30
abr-30
c-
abr-31
abr-28
oct-28
s+
abr-29
oct-26
oct-27
c+
abr-27
oct-24
Mes
oct-25
abr-25
100%
abr-26
oct-22
oct-23
abr-23
80%
abr-24
oct-19
abr-20
20%
oct-20
abr-21
oct-21
abr-22
oct-17
oct-18
0%
abr-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
-200
abr-15
-200
Charrúa - Hualpén 220 kV
abr-16
[MW]
200
Figura 50: Flujos Charrúa – Hualpén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Escenario Base
Escenario 2
200
Charrúa - Lagunillas 220 kV
150
100
100
50
50
[MW]
150
0
Charrúa - Lagunillas 220 kV
0
-50
-50
-100
-100
-150
-150
Mes
s+
abr-29
oct-26
oct-27
abr-28
oct-28
c+
abr-27
abr-26
oct-25
oct-24
100%
abr-25
abr-24
oct-23
oct-22
80%
abr-23
abr-21
oct-21
abr-22
20%
oct-20
oct-19
abr-20
0%
abr-19
oct-18
oct-17
abr-18
abr-17
oct-16
oct-15
oct-34
oct-33
abr-34
abr-33
oct-32
oct-31
abr-32
oct-30
oct-29
s-
abr-31
c-
abr-30
abr-29
s+
abr-28
oct-28
oct-27
oct-26
c+
abr-27
oct-25
oct-24
Mes
abr-26
100%
abr-25
oct-23
oct-22
abr-24
80%
abr-23
oct-19
20%
oct-20
abr-21
oct-21
abr-22
abr-20
abr-19
oct-18
oct-17
abr-18
abr-17
oct-16
oct-15
abr-16
abr-15
0%
abr-16
-200
-200
abr-15
[MW]
200
c-
s-
Figura 51: Flujos Charrúa – Lagunillas 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
9
Instalación no troncal
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
64
En la Figura 50 y la Figura 51 se observa que los flujos proyectados no presentarían
saturaciones en todo el horizonte de planificación.
6.3.4
Tramo Cautín – Mulchén - Charrúa 220 kV
(1) Línea 2x220 kV Cautín – Mulchén - Charrúa, 2x500 MVA 40ºC
(2) Línea 1x220 kV Charrúa – Temuco, 1x264 MVA 25ºC
(3) Línea 1x220 kV Cautín – Temuco, 2x193 MVA 25ºC
Ninguna
ProyectoE. 10 - Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA], tendido de un
circuito energizado en 220 [kV].
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
Abr-15 - Sep-15
-
Ene-23
Ene-22 - Sep-15
Charrúa220
Charrúa220
Existente
En Licitación o
Construcción
Mulchén220
Mulchén220
Temuco220
Proyecto
Temuco220
Cautín220
Cautín220
Ilustración 12.Diagrama de obras modeladas tramo Cautín – Charrúa 220 kV
Escenario Base
600
Escenario 2
1500
Mulchén - Charrúa 220 kV
400
Mulchén - Charrúa 220 kV
1000
200
[MW]
[MW]
500
0
0
-200
-500
oct-34
oct-32
oct-33
abr-33
abr-34
oct-30
oct-31
abr-32
abr-30
abr-31
oct-27
oct-28
abr-29
oct-29
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
abr-22
oct-22
oct-19
oct-20
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-15
-1000
abr-16
-400
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
oct-33
oct-34
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
oct-29
oct-30
abr-30
abr-31
oct-27
oct-28
abr-29
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
oct-22
abr-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-20
oct-17
oct-18
abr-18
abr-19
oct-15
oct-16
abr-16
abr-17
abr-15
-600
-1500
Mes
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 52: Flujos Mulchén – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
65
0%
20%
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
80%
100%
Mes
oct-24
c+
s+
s+
abr-28
oct-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
c+
abr-28
oct-28
Mes
oct-27
100%
oct-26
80%
abr-26
20%
0
-100
-200
-300
c-
oct-30
abr-31
oct-31
abr-32
oct-32
abr-33
oct-33
abr-34
oct-34
oct-30
oct-31
abr-32
oct-32
abr-33
oct-33
abr-34
oct-34
c-
abr-31
abr-30
100
abr-30
200
oct-29
c-
abr-29
Duqueco - Charrua 220 kV
oct-29
s+
abr-29
c+
abr-27
0%
oct-24
300
oct-25
-300
100%
abr-25
Escenario Base
oct-22
-200
80%
oct-23
-200
20%
abr-23
Mes
abr-24
-100
abr-20
-100
oct-20
abr-21
oct-21
abr-22
100
oct-18
300
oct-19
0%
abr-19
s-
oct-17
abr-18
100
oct-16
200
abr-16
200
abr-17
Temuco - Charrúa 220 kV
oct-15
[MW]
0
abr-15
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
oct-29
oct-30
s-
s-
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
abr-22
oct-21
abr-21
oct-20
abr-20
oct-19
abr-19
oct-18
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
oct-15
abr-15
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
-600
oct-22
oct-31
abr-31
s-
abr-32
c-
oct-30
abr-29
abr-30
-600
oct-23
oct-29
-400
abr-23
c-
abr-29
s+
abr-30
oct-28
[MW]
Escenario Base
abr-24
s+
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
-400
abr-20
abr-27
c+
oct-27
abr-28
oct-28
oct-25
abr-25
abr-26
-200
oct-20
abr-21
oct-21
abr-22
c+
oct-26
100%
abr-26
oct-23
oct-24
abr-24
-200
oct-18
Mes
oct-25
oct-24
abr-25
oct-21
oct-22
abr-22
abr-23
0
oct-19
oct-23
abr-23
100%
abr-24
80%
600
abr-19
80%
oct-22
200
oct-17
abr-18
abr-21
oct-21
20%
abr-22
abr-21
oct-20
abr-20
oct-19
abr-19
oct-18
200
oct-16
20%
oct-20
300
oct-19
abr-19
0%
abr-20
oct-17
abr-17
abr-18
400
abr-16
0%
oct-18
oct-15
oct-16
abr-16
[MW]
400
abr-17
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-15
Cautín - Mulchén 220 kV
oct-15
abr-15
[MW]
oct-15
abr-15
abr-16
[MW]
600
Cautín - Mulchén 220 kV
Escenario 2
0
Mes
s-
Figura 53: Flujos Cautín – Mulchén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Temuco - Duqueco 220 kV
Escenario 2
0
-300
Figura 54: Flujos Temuco – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
mayo de 2015
66
Escenario Base
300
Escenario 2
400
Cautín - Temuco 220 kV
Cautín - Temuco 220 kV
300
200
200
100
[MW]
[MW]
100
0
0
-100
-100
-200
-200
-300
20%
80%
100%
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
abr-33
oct-29
oct-30
abr-31
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
Mes
Mes
0%
abr-24
oct-21
oct-22
abr-22
oct-19
oct-20
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
oct-33
oct-34
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
oct-29
oct-30
abr-30
abr-31
oct-27
oct-28
abr-29
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
abr-24
oct-21
oct-22
abr-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-20
oct-17
oct-18
abr-18
abr-19
oct-15
oct-16
abr-16
abr-17
abr-15
abr-15
-400
-300
c+
s+
c-
s-
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 55: Flujos Cautín - Temuco 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
i.
Escenario Base
En el escenario base los niveles de trasferencia esperados para los tramos entre la S.E. Cautín
y S.E. Charrúa se encontrarían por debajo de las capacidades máximas de las líneas a
excepción del tramo Cautín –Temuco 220 kV el cual presentaría saturaciones a partir del año
2023.10
i.
Escenario Alternativo Sur (Escenario 2)
En el escenario 2, la incorporación de las centrales ERNC eólicas entre Cautín y Charrúa se
traducen en mayores niveles de transferencia en el sentido sur – norte, dando origen a
congestiones para los tramos Mulchén – Charrúa 220 kV (Figura 52) y Temuco –Charrúa 220
kV (Figura 54). Cabe señalar que los tramos en los cuales se presentarían saturaciones
dependen de los puntos de conexión de las centrales modeladas.
6.3.4.1 Necesidades de expansión Tramo Cautín –Mulchén – Charrúa
El análisis de utilización esperada para el escenario base indica que no resultaría pertinente
llevar a cabo una evaluación económica del proyecto propuesto para el tramo. No obstante lo
anterior, en el escenario 2 las saturaciones esperadas en el tramo Mulchén – Charrúa
muestran que se deberá definir mediante una evaluación económica la pertinencia de la
recomendación del ProyectoE. 10. Adicionalmente se podría requerir de obras de expansión
para el tramo Temuco - Charrúa 220 kV.
En la simulación se ha modelado una elevación de la capacidad máxima mediante el supuesto de una obra que deberá ser
definida en los procesos de revisión troncal futuros.
10
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
67
6.3.5
Tramo Cautín – Valdivia
(1) Circuito N°1 Línea Valdivia – Cautín 2x220 kV
•
Tramo Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.
•
Tramo Ciruelos - Cautín 1x220 kV, 1x193 MVA.
(2) Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV:
•
Tramo Cautín – Loncoche 1x220, 1x193 MVA
•
Tramo Loncoche – Valdivia 1x220, 1x145 MVA.
(3) Seccionamiento del circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos
ProyectoE. 8- Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 2500/1500 [MVA], tendido dos
circuitos energizados en 220 [kV]
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
Ene-17 - Abr-18
Cautin220
Abr-15 - Dic-16
Cautin220
May-18 - Dic-21
Cautin220
Loncoche
Ciruelos220
Ene-22 - Mar-35
Cautin220
Existente
Loncoche
Loncoche
Ciruelos220
Ene-17
Ene-22
Ciruelos220
En Licitación o
Construcción
Ciruelos220
Proyecto
Valdiv ia220
Valdiv ia220
Valdiv ia220
Valdiv ia220
Hacia
Pichirropulli220
Hacia
Pichirropulli220
Ilustración 13.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Cautín
Límite Modelado MVA
Fecha
Sin Proyecto
Proyecto Considerado
Con Proyecto
Descripción
+Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín
Obra en Construcción
en S.E. Ciruelos
145
500
+ Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x500 kV (220)
Obra Propuesta
Cuadro 30: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Cautín al Sur
Ene-17
145
Ene-22
145
Escenario Base
800
Escenario 2
800
Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220
kV desde ene-17)
600
400
400
200
200
[MW]
[MW]
600
Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220
kV desde ene-17)
0
0
-200
-200
-400
-400
20%
80%
100%
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
abr-33
oct-29
oct-30
abr-31
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
Mes
Mes
0%
abr-24
oct-21
oct-22
abr-22
oct-19
oct-20
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
oct-33
oct-34
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
abr-31
abr-32
oct-29
oct-30
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
oct-21
oct-22
abr-23
abr-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-19
abr-20
oct-17
oct-18
abr-17
abr-18
oct-15
oct-16
abr-16
abr-15
abr-15
-600
-600
c+
s+
c-
s-
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 56: Flujos desde el sur a S.E. Cautín para distintas probabilidades de excedencia.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
68
i.
Escenario Base
La Figura 56 muestra el flujo proyectado que llega desde el sur a S.E. Cautín hasta enero de
2017, fecha en la cual se lleva a cabo la materialización del seccionamiento de ambos circuitos,
posteriormente muestra las transferencias en el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV.
Se observa que las transferencias esperadas dan origen a saturaciones en ambos sentidos, las
cuales se incrementan a partir del año 2020.
i.
Escenario Alternativo Sur (Escenario 2)
En el escenario 2, la incorporación de centrales al norte de Cautín y al sur de Ciruelos se
traducen en mayores niveles de flujo en ambos sentidos, siendo relevante las magnitudes
esperadas hacia el norte debido principalmente a que los requerimientos de demanda neta al
sur de Ciruelos se ven disminuidos por la generación incorporada en la zona, y a su vez
aumentan los requerimientos de energía al norte de la S.E Cautín.
6.3.5.1 Necesidades de expansión Tramo Cautín –Valdivia
Se observa que en caso de no considerar la obra de expansión se presentaría un alto grado de
saturación en el tramo tanto en escenario base como en el alternativo por lo que se evaluará
económicamente el proyecto propuesto ProyectoE. 8.
6.3.6
Tramo Ciruelos – Pichirropulli
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Circuito Nº1 Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.
Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV, 1x145 MV
(2) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC
(3) Seccionamiento del circuito Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos
(4)Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA, (tendido segundo circuito)
ProyectoE. 9 - Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], tendido de un
circuito energizado en 220 [kV]
Abr-15 -Dic-16
Hacia S/E
Cautin220
Ene-17-Abr-18
Hacia S/E
Cautin220
May-18 -Mar-29
Hacia S/E
Cautin220
Ene-22 -Mar-35
Hacia S/E
Cautin220
may-18
Ene-17
may-18
Ene-22
Existente
En Licitación o
Construcción
Proyecto
Ciruelos220
Valdiv ia220
Hacia S/E
Rahue220
Ciruelos220
Ciruelos220
Ciruelos220
Valdiv ia220
Valdiv ia220
Valdiv ia220
Pichirropulli220
Pichirropulli220
Hacia S/E
Rahue220
Hacia S/E
Rahue220
Hacia S/E
Rahue220
Linea (1) 2x500 kV
(energizada en 220)
Ilustración 14.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Ciruelos
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
69
oct-15
abr-15
0%
20%
oct-22
80%
100%
oct-24
oct-25
abr-25
c+
oct-26
oct-27
s+
oct-29
abr-29
c-
s-
oct-31
abr-31
oct-32
Mes
0%
20%
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
80%
100%
c+
s+
oct-29
c-
oct-30
oct-31
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
c-
abr-31
oct-29
abr-29
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
c-
abr-32
s+
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
s+
abr-30
oct-21
abr-21
oct-17
oct-19
abr-19
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
abr-22
oct-21
abr-21
oct-20
abr-20
Proyecto Considerado
oct-28
c+
oct-27
-800
100%
abr-27
-600
c+
abr-28
-400
-600
100%
oct-26
-400
80%
oct-25
Mes
abr-25
-200
80%
abr-26
-200
abr-22
Mes
oct-24
200
oct-23
400
200
oct-20
Escenario Base
abr-23
600
400
oct-18
Escenario Base
abr-24
600
20%
oct-22
800
oct-21
0%
abr-21
Nueva Pichirropulli - Ciruelos 220 kV
20%
abr-22
s-
oct-20
-400
oct-19
-300
-400
abr-19
0%
abr-20
-200
-300
oct-18
-100
-200
oct-19
400
abr-19
-100
abr-18
600
abr-20
100
oct-17
s-
oct-18
200
100
abr-17
300
200
abr-18
300
oct-17
Pichirropulli - Ciruelos 220 kV
abr-17
-600
abr-18
-600
oct-15
-400
oct-16
-400
abr-16
-200
abr-17
-200
oct-15
200
oct-16
[MW]
200
oct-16
abr-15
400
abr-16
0
[MW]
oct-33
oct-34
0
abr-15
oct-34
abr-34
abr-33
abr-34
400
oct-15
oct-32
oct-33
abr-33
oct-31
oct-32
abr-32
Desde el Sur S/E Ciruelos
abr-16
0
[MW]
oct-30
oct-31
abr-31
abr-32
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
Límite Modelado MVA
Sin Proyecto
Con Proyecto
abr-15
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
c-
abr-32
oct-28
oct-29
abr-29
abr-30
c-
oct-30
s+
abr-30
c+
abr-28
s+
oct-28
oct-26
oct-27
abr-27
c+
abr-27
oct-21
abr-21
abr-22
145
abr-28
100%
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
100%
abr-26
80%
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
abr-22
80%
oct-23
20%
abr-23
oct-20
oct-21
abr-21
20%
abr-22
0%
oct-20
oct-19
oct-20
abr-20
may-18
Ene-22
oct-21
oct-17
oct-18
abr-18
abr-19
[MW]
ene-17
abr-21
oct-18
oct-19
abr-19
abr-20
0%
oct-19
oct-16
oct-17
abr-17
abr-18
abr-17
oct-16
abr-16
oct-15
abr-15
600
abr-20
oct-15
abr-15
abr-16
[MW]
400
abr-19
oct-18
abr-18
800
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
[MW]
Fecha
Descripción
+Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín
Obra en Construcción
en S.E. Ciruelos
145
325
+ Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV Obra en Construcción
325
500
+ Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x500 kV Obra Propuesta
Cuadro 31: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Desde Ciruelos al Sur
145
Desde el Sur S/E Ciruelos
Escenario 2
0
Mes
Figura 57: Suma de flujos desde S.E. Ciruelos al sur
s-
Pichirropulli - Ciruelos 220 kV
Escenario 2
0
Mes
Nueva Pichirropulli - Ciruelos 220 kV
s-
0
-800
Mes
s-
Figura 58: Flujos Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
mayo de 2015
70
Escenario Base
Escenario 2
400
200
100
100
20%
80%
100%
oct-33
oct-34
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
abr-33
oct-29
oct-30
abr-31
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-27
abr-28
oct-25
oct-26
abr-25
abr-26
oct-23
oct-24
abr-23
Mes
Mes
0%
abr-24
oct-21
oct-22
abr-22
oct-19
oct-20
abr-20
abr-21
oct-17
oct-18
abr-19
abr-17
oct-33
oct-34
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
abr-31
abr-32
oct-29
oct-30
abr-29
abr-30
oct-27
oct-28
abr-28
oct-25
oct-26
abr-26
abr-27
oct-23
oct-24
abr-24
abr-25
oct-21
oct-22
abr-23
abr-21
abr-22
oct-19
oct-20
abr-19
abr-20
oct-17
oct-18
abr-17
abr-18
-400
oct-15
-300
-400
oct-16
-200
-300
abr-16
-100
-200
abr-15
-100
abr-18
0
oct-15
0
oct-16
[MW]
300
200
[MW]
300
Rahue - Valdivia 220 kV (Pichirropulli - Valdivia
desde may-18)
abr-16
Rahue - Valdivia 220 kV (Pichirropulli - Valdivia
desde may-18)
abr-15
400
c+
s+
c-
s-
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
s-
Figura 59: Flujos Barro Blanco – Valdivia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
i.
Escenario Base
La Figura 57 muestra los flujos desde el sur hacia S.E. Ciruelos una vez efectuado el
seccionamiento completo en enero de 2017 (3). Se visualizan congestiones en el tramo para
los flujos que van de norte a sur hasta la fecha de entrada en servicio de la línea Ciruelos Pichirropulli 2x220 kV en mayo de 2018 (2).
A comienzo del año 2021, el aumento progresivo de los flujos hacia el sur, promovidos por la
liberación de limitaciones en los tramos Puerto Montt – Pichirropulli 220 kV conllevaría a
sobrepasar nuevamente el límite con criterio N-1 en el tramo Ciruelos – Pichirropulli para lo
cual se ha modelado el ProyectoE. 9 propuesto.
ii.
Escenario Alternativo Sur (Escenario 2)
Para el escenario 2 igualmente se presentan saturaciones hacia el sur, aumentando los niveles
de transferencia hacia norte, los cuales alcanzarían en algunas condiciones la capacidad
máxima de transferencia en caso de no considerar el proyecto de expansión.
6.3.6.1 Necesidades de expansión Tramo Ciruelos - Pichirropulli
Las transferencias esperadas para el tramo dan cuanta de la necesidad de evaluación de una
obra de expansión a partir del año 2021. Considerando los plazos involucrados de la obra
expansión propuesta (ProyectoE. 9) se realizará la respectiva evaluación económica.
6.3.7
Sistema al sur de S.E. Pichirropulli
Instalaciones
existentes:
Obras en construcción
Obras a analizar:
(1) Línea Puerto Montt – Valdivia 1x220 kV, 1x145 MVA
(2) Línea Puerto Montt – Rahue 1x220 kV, 1x193 MVA
(3) Línea Rahue – Valdivia 1x220 kV, 1x193 MVA
(4) Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500(290) MVA
(5) Seccionamiento completo S.E. Rahue
Ninguna
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
-
feb-21
feb-17
-
mayo de 2015
71
i.
0%
20%
80%
100%
c+
s+
c-
oct-30
s-
oct-31
Mes
0%
20%
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
80%
100%
c+
s+
c-
oct-31
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
c-
abr-32
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
c-
abr-31
oct-30
s+
abr-30
oct-21
s+
oct-29
abr-29
-400
oct-27
-400
c+
oct-28
0
-200
c+
abr-28
0
-200
100%
abr-27
200
80%
oct-25
Escenario Base
100%
oct-26
Mes
abr-25
200
abr-21
Mes
abr-26
400
abr-22
Escenario Base
oct-23
400
80%
oct-24
600
20%
abr-23
600
oct-17
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
oct-31
abr-31
oct-30
abr-30
oct-29
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
abr-22
oct-21
abr-21
oct-20
abr-20
oct-19
abr-19
oct-18
abr-18
Escenario Base
abr-24
800
oct-21
Puerto Montt - Rahue 220 kV (Puerto Montt - Nueva
Puerto Montt 220 kV desde febrero 2021)
20%
oct-22
0%
abr-21
s-
abr-22
-300
oct-20
0%
oct-20
-400
oct-19
-200
-300
abr-19
-200
abr-20
-100
oct-19
-100
abr-19
400
abr-20
100
oct-17
s-
oct-18
200
100
abr-17
200
abr-18
300
oct-17
300
oct-18
[MW]
800
abr-18
Puerto Montt - Rahue 220 kV
oct-15
-800
oct-16
-600
abr-16
-400
-600
abr-17
-400
oct-15
-200
oct-16
-200
abr-17
-600
abr-15
200
abr-16
0
[MW]
oct-33
oct-34
0
abr-15
oct-34
abr-33
abr-34
400
200
oct-15
oct-33
abr-33
abr-34
oct-31
oct-32
abr-32
600
400
oct-16
oct-31
oct-32
abr-32
oct-29
oct-30
abr-30
abr-31
[MW]
600
abr-16
[MW]
oct-29
oct-30
abr-30
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
abr-26
oct-25
abr-25
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
abr-22
oct-21
abr-21
oct-20
abr-20
oct-19
abr-19
oct-18
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
oct-15
abr-15
Nva Puerto Montt - Pichirropulli 220 kV
abr-15
oct-34
abr-34
oct-33
abr-33
oct-32
abr-32
c-
abr-31
c-
abr-31
s+
abr-30
abr-29
oct-28
abr-28
oct-27
abr-27
oct-26
s+
oct-29
abr-29
oct-28
c+
abr-28
oct-25
abr-25
abr-26
c+
oct-27
abr-27
100%
oct-26
oct-24
abr-24
oct-23
abr-23
oct-22
100%
abr-26
oct-25
abr-25
80%
oct-24
oct-21
abr-21
abr-22
80%
abr-24
oct-23
abr-23
20%
oct-22
oct-19
20%
abr-22
oct-21
abr-21
0%
oct-20
abr-20
[MW]
0%
oct-20
abr-20
abr-19
oct-18
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
oct-15
abr-15
400
oct-19
abr-19
oct-18
abr-18
oct-17
abr-17
oct-16
abr-16
[MW]
800
oct-15
abr-15
800
Nva Puerto Montt - Pichirropulli 220 kV
Escenario 2
0
-800
Mes
Figura 60: Flujos Nueva Puerto Montt –Pichirropulli 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
s-
Puerto Montt - Rahue 220 kV
Escenario 2
0
-400
Mes
s-
Figura 61: Flujos Nueva Puerto Montt –Rahue 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
Puerto Montt - Rahue 220 kV (Puerto Montt - Nueva
Puerto Montt 220 kV desde febrero 2021)
Escenario 2
-600
Mes
s-
Figura 62: Flujos Puerto Montt - Nueva Puerto Montt 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
Escenario Base
Para la suma de flujos de S.E. Pichirropulli al sur se observa que la capacidad adicionada por el
proyecto en licitación “Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500
mayo de 2015
72
(290) MVA (feb-2021)”, permitiría operar el tramo sin restricciones en todo el horizonte de
estudio. Cabe indicar que esta línea se considera energizada en 220 kV para todo el horizonte
de estudio en que se encuentra disponible.
i.
Escenario Alternativo Sur (Escenario 2)
Las conclusiones presentadas para el escenario bases son equivalentes a las del escenario 2.
6.3.8
Resumen análisis zona sur
A partir de los análisis realizados para la zona sur se presenta el Cuadro 32, en el cual se
muestran los tramos que presentarían algún grado de saturación y los niveles de congestión
esperada, y a continuación en el Cuadro 33 se identifican las posibles obras de expansión de
que darían solución.
Cuadro 32: Niveles de congestión esperada zona Sur
Escenario Base
Escenario 2
Mulchén – Charrúa 220 kV
Temuco – Charrúa 220 kV
Desde el sur a Cautín 220 kV
Desde el sur a Ciruelos 220 kV
Mulchén – Charrúa 220 kV
Temuco – Charrúa 220 kV
Desde el sur a Cautín 220 kV
Desde el sur a Ciruelos 220 kV
2020
0%
0%
26%
0%
21%
8%
38%
0%
2021
0%
0%
35%
0%
23%
9%
48%
0%
2022
0%
0%
40%
2%
27%
5%
50%
2%
2023
0%
0%
38%
3%
26%
6%
49%
2%
2024
0%
0%
36%
4%
25%
4%
47%
2%
2025
0%
0%
38%
5%
25%
5%
45%
4%
2026
0%
0%
35%
5%
24%
4%
45%
4%
2027
0%
0%
34%
7%
23%
5%
42%
5%
2028
0%
0%
28%
7%
20%
4%
37%
5%
2029
0%
0%
29%
12%
20%
5%
34%
8%
2030
0%
0%
30%
11%
19%
5%
35%
11%
Cuadro 33: Resumen de requerimientos de expansión zona sur
Tramo Troncal
Mulchén – Charrúa 220 kV
Temuco – Charrúa 220 kV
Cautín – Ciruelos 220 kV
Ciruelos – Pichirropulli 220 kV
Proyectos
Diagnostico
Escenarios
requirentes
ProyectoE. 10 - Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa –
Mulchén 2500 [MVA], tendido de un circuito energizado en
220 [kV].
Ninguno
Sobrecarga sur –
norte Centrales
ERNC
Escenario 2
Sobrecarga por
Centrales ERNC
Escenario 2
Sobrecarga
ambos sentidos
Escenario base y
Escenario 2
Sobrecarga
norte -sur
Escenario base y
Escenario 2
ProyectoE. 8- Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos
2500/1500 [MVA], tendido dos circuitos energizados en 220
[kV]
ProyectoE. 9 - Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli
1500 [MVA], tendido de un circuito energizado en 220 [kV]
Cabe señalar que se encuentran en análisis los estudios que determinaran la factibilidad de
operar eléctricamente el sistema dentro de los márgenes de seguridad requeridos por la
normativa considerando las capacidades adicionadas por los proyectos propuestos con sus
respectivas características.
La determinación de la conveniencia de ejecución de los proyectos señalados o nuevos que se
incorporasen en la siguiente versión del informe dependerá de la evaluación económica
correspondiente.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
73
7
ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO EN S.E. TRONCALES
En virtud a la revisión y análisis desarrollados en cada subestación del STT, se presenta a continuación una tabla resumen que contiene
los requerimientos preliminares de cada una de éstas, y sobre los cuales la DPD está analizando recomendar ampliaciones ANEXO 4.
S/E TRONCAL
INCUMPLIMIENTO
S/E DIEGO DE ALMAGRO 220 kV
1. Falla de severidad 9 se propaga
2. Posible sobrecarga esperada del 20% en barras
3. Falla de severidad 8 se propagaría a los sistemas de
subtransmisión
1. Conexión del paño del primer circuito nueva Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV,
con flexibilidad de conectarse a ambas secciones.
2. Posible repotenciamiento de barras
1. Posible propagación ante falla de severidad 9
2. Incumplimiento en criterio de conexión, no se admite el
seccionamiento de un solo circuito en el STT
Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto que contemple soluciones a los dos
incumplimientos. Desarrollo de una nueva subestación que seccione los tres circuitos y de
configuración de doble barra o interruptor y medio se aprecian preliminarmente como las
más convenientes.
S/E SAN ANDRÉS 220 kV
1.
S/E MAITENCILLO 220 kV
2.
Falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de
subtransmisión
Posible sobrecarga esperada del 150%
1.
S/E PAN DE AZÚCAR 220 kV
S/E LOS MAQUIS 220 kV
S/E QUILLOTA 220 kV
S/E POLPAICO 220 kV
No existe posibilidad de mantenimiento de Interruptores
JT5(CER 1), JT6(CER 2) y JCE5(CCEE)
2. Falla de severidad 8 y 9 se propagaría a los sistemas de
subtransmisión
1. Falla de severidad 9 se propaga.
2. No existe posibilidad de mantenimiento de interruptores, ya
que S/E posee configuración de barra simple sin barra de
transferencia.
3. Falla de severidad 8 se propagaría.
4. Transformador 220/100 kV está conectado a barra
principal directamente, sin interruptor.
Falla de severidad 9 se propagaría provocando sobrecargas
1.
No existe posibilidad de mantenimiento de interruptor J12,
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
REQUERIMIENTO PRELIMINAR
3. Proyecto para cumplimiento ante falla de severidad 8, se analizará en los estudios de
expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente.
1. Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar
posteriormente.
2. Posible repotenciamiento de barras
1. Se debe normalizar conexión de interruptores JT5(CER 1), JT6(CER 2) y JCE5(CCEE)
2. Proyecto para cumplimiento ante falla de severidad 8 y 9, se analizará en los estudios
de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente.
Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal en la subestación
que permita el mantenimiento de los interruptores y que evite la propagación de la falla de
severidad 9.
Respecto de falla de severidad 8, se analizará en los estudios de expansión de la
subtransmisión a realizar posteriormente.
Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación en la S/E que evite la
propagación de la falla para los escenarios estudiados.
1. Se debe normalizar conexión de interruptor J12.
2. Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación en la S/E que evite la
mayo de 2015
74
S/E CHENA 220 kV
S/E CERRO NAVIA 220 kV
S/E ALTO JAHUEL 220 kV
S/E COLBÚN 220 kV
S/E CANDELARIA 220 kV
S/E ANCOA 220 kV
S/E CHARRÚA 220 kV
S/E VALDIVIA 220 kV
S/E RAHUE 220 kV
S/E PUERTO MONTT 220 kV
perteneciente a línea Polpaico-Los Maquis.
Falla de severidad 9 se propagaría provocando sobrecargas
Falla de severidad 9 se propagaría.
No existe posibilidad de mantenimiento de los interruptores
J3 y J4 (pertenecientes a L3 y L4 Alto Jahuel-Chena).
1. No existe posibilidad de mantenimiento de Interruptores JCE1
banco condensador 50 MVAr.
2. Falla de severidad 9 se propagaría provocando sobrecargas en
tramo Polpaico - Cerro Navia 2x220 kV
1. No existe posibilidad de mantenimiento de Interruptores CE1
(CCEE 65 MVAr), JCE2 (CCEE 50 MVAr), JZ3 (Reactor 90
MVAr), J3 (línea 2 Maipo-Alto Jahuel) y J10 (línea 1 MaipoAlto Jahuel).
2. Posible sobrecarga esperada del 120% en 220 kV y 80% en
500 kV
2.
1.
2.
propagación de la falla para los escenarios estudiados.
Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal en la subestación
que permita mantenimiento de los interruptores y que evite la propagación de la falla de
severidad 9.
1.
2.
Se debe normalizar conexión de interruptor JCE1.
Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal en
subestación que permita mantenimiento de interruptores y que evite la propagación
de falla de severidad 9 para los escenarios estudiados.
1.
Se debe normalizar conexión de interruptores CE1 (CCEE 65 MVAr), JCE2 (CCEE 50
MVAr), JZ3 (Reactor 90 MVAr), J3 (línea 2 Maipo-Alto Jahuel) y J10 (línea 1 MaipoAlto Jahuel).
2. Posible repotenciamiento de barras
No existe posibilidad de mantenimiento del interruptor J7,
perteneciente a la línea (2) de Candelaria-Maipo 2x220 kV
La subestación no posee barra de transferencia, interruptores J1
(Maipo-Candelaria 1x220 kV), J2 (A.Jahuel-Candelaria 1x220
kV), J3 (C1 Candelaria-Colbún 2x220 kV), J4 (C1 CandelariaColbún 2x220 kV), J5 (C1 Candelaria-Minero 2x220 kV) y J6(C2
Candelaria - Colbún 2x220 kV) no cumplen con criterio de
mantenimiento de interruptores.
No existe posibilidad de mantenimiento de interruptor J9,
perteneciente a la línea 1x220 [kV] Ancoa – Colbún
Se debe analizar la normalización de la conexión de interruptor J7.
La falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de
subtransmisión
La falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de
subtransmisión
La falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de
subtransmisión
1. No existe posibilidad de mantenimiento de interruptor JT4,
perteneciente al CER.
2. Falla de severidad 9 se propagaría al SIC, provocando
disminuciones en los niveles de tensión producto de la
desconexión del CER.
Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar
posteriormente.
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
Se debe analizar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal que permita el
mantenimiento de todos los interruptores troncales.
Se debe analizar el desarrollo de un proyecto de normalización de la conexión de
interruptor J9.
Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar
posteriormente.
Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar
posteriormente.
Se debe analizar el desarrollo de un proyecto para dar cumplimiento a la mantención del
interruptor JT4 y adicionalmente evitar la propagación de la falla de severidad 9 que se
observa en los escenarios estudiados, mediante la conexión del CER en esquema de
interruptor y medio o doble interruptor.
mayo de 2015
75
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
76
ANEXO 1
ANEXO 1
ESTUDIO DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN
Revisión ETT 2014
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
77
ANEXO 2
ANEXO 2
ESTUDIO DE LA OPERACIÓN DE LA ZONA NORTE DEL SIC
PERÍODO 2014-2017
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
78
ANEXO 3
ANEXO 3
METOLOGÍA DE INCORPORACIÓN DE LA GENERACION SOLAR
FOTOVOLTAICA Y EÓLICA AL MODELO PLP
PERÍODO 2014-2017
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
79
ANEXO 4
ANEXO 4
REVISIÓN GENERAL DEL CUMPLIMIENTO DE ESTÁNADES DE
SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO EN SUBESTACIONES CON
INSTALACIONES TRONCALES
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
80
ANEXO 5
ANEXO 5
CURVA DE DURACIÓN DE FLUJOS ANUALES
Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión
mayo de 2015
81