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8/17/2019 Informe Estudio de Flujo de Potencia Por Conexión de La SE Chiloé, Rev D
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INFORME
ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA
POR CONEXIÓN DE LA SE CHILOÉ 220/110 kV
Santiago, Mayo de 2013
8/17/2019 Informe Estudio de Flujo de Potencia Por Conexión de La SE Chiloé, Rev D
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ÍNDICE
1. RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................................... 3
2. ANTECEDENTES ..................................................................................................................................... 4
3. PARÁMETROS TÉCNICOS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SUBSISTEMA ESTUDIADO . 5
4. DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO DEL SUBSISTEMA ............................................................11
5. ESTUDIO DE FLUJOS DE CARGA .........................................................................................................12
5.1. ACTUALIZACIÓN BASES DE DATOS PARA ESTUDIOS ...............................................................................12 5.2. DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ...............................................................................................................13 5.3. CRITERIOS DEL ESTUDIO ....................................................................................................................14 5.4. RESULTADOS DEL ESTUDIO ................................................................................................................17
5.5. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE LOS FLUJOS DE POTENCIA ...................................................................21
6. CONCLUSIONES .....................................................................................................................................26
6.1. CONSIDERACIONES GENERALES ...........................................................................................................26 6.2. ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA.......................................................................................................26
ANEXO A: RESULTADOS FLUJOS DE POTENCIA ESCENARIO ACTUAL ...................................................28
A.1. DEMANDA MÁXIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÁXIMA LOCAL ............................................................................28 A.2. DEMANDA MÁXIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÍNIMA LOCAL .............................................................................30 A.3. DEMANDA MÍNIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÁXIMA LOCAL .............................................................................32 A.4. DEMANDA MÍNIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÍNIMA LOCAL .............................................................................34
ANEXO B: RESULTADOS FLUJOS DE POTENCIA ESCENARIO PROYECTADO ........................................36
B.1. DEMANDA MÁXIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÁXIMA LOCAL ............................................................................36 B.2. DEMANDA MÁXIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÍNIMA LOCAL .............................................................................38 B.3. DEMANDA MÍNIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÁXIMA LOCAL .............................................................................40 B.4. DEMANDA MÍNIMA LOCAL Y GENERACIÓN MÍNIMA LOCAL .............................................................................42
ANEXO C: RESULTADOS FLUJOS DE POTENCIA, ANÁLISIS DE TRANSPOSICIÓN .................................44
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1. RESUMEN EJECUTIVO
STS está desarrollando un proyecto para mejorar la calidad de suministro del sistemaeléctrico asociado a la Isla Grande de Chiloé, que consiste en la alimentación de las cargas
a través de una línea en 220 kV desde la SE Melipulli hasta la futura SE Chiloé. En la SE
Chiloé se pondrá en servicio el Banco de auto-transformadores monofásicos 220/110 kV,
con una capacidad nominal de 90 MVA y CTBC. La barra de 110 kV de la SE Chiloé dispone
de tres paños de línea y un paño de transformación. Las líneas conectadas a la Barra de
110 kV son las siguientes:
Chiloé – Ancud
Chiloé – Degañ
Chiloé – Pid Pid
En este contexto, STS ha solicitado a la Empresa consultora ENACSEL EIS que desarrolle un
estudio de flujo de potencia que permita determinar en forma estática los perfiles de
tensión y las transferencias de potencia que se producirán para el escenario topológico
proyectado. De esta manera, se cumple con las exigencias establecidas en la Norma
Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio NTSyCS.
El Estudio se desarrolla con plena rigurosidad técnica, empleando los parámetros
eléctricos de las nuevas instalaciones, de acuerdo a lo establecido en las bases de datos
DigSilent que STS ha entregado a ENACSEL EIS y los niveles de transferencia de potencia
en las líneas de STS informados por la propia empresa. Adicionalmente, se actualizan las
demandas máximas y mínimas de las SSEE del sistema Melipulli - Quellón.
El presente estudio fue desarrollado para los escenarios de operación detallados a
continuación:
Demanda Máxima y Generación Máxima local.
Demanda Mínima y Generación Máxima local.
Demanda Máxima y Generación Mínima local.
Demanda Mínima y Generación Mínima local.
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2. ANTECEDENTES
Para realizar este Estudio se utilizó la información proporcionada por la empresa STS parael sistema de 220 kV de SE Melipulli y 110 kV de las SSEE Melipulli, Los Molinos, El
Empalme, Calbuco, Colaco, Ancud, Degañ, Pid Pid, Castro, Chonchi y Quellón, que
consistió básicamente en lo siguiente:
Modelo Digsilent con características eléctricas de:
o Tipos de conductor y estructuras de la línea Melipulli – Chiloé 220 kV.
o Parámetros de impedancias de secuencia y máxima capacidad de
transporte de las líneas de 110 kV Melipulli – Los Molinos, Los Molinos – El
Empalme, El Empalme – Colaco, El Empalme – Calbuco, Colaco – Ancud,Chiloé – Ancud, Chiloé – Degañ, Chiloé – Pid Pid, Pid Pid – Castro, Castro -
Chonchi y Chonchi – Quellón.
o Información de los transformadores de poder en las subestaciones
siguientes: Melipulli, Los Molinos, El Empalme, Calbuco, Colaco, Ancud,
Degañ, Pid Pid, Castro, Chonchi y Quellón.
Diagramas unilineales, de la SE Chiloé.
Demandas máximas y mínimas concentradas en las barras de Media Tensión de las
SSEE Melipulli, Los Molinos, El Empalme, Calbuco, Colaco, Ancud, Degañ, Pid Pid,
Castro, Chonchi y Quellón.
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3. PARÁMETROS TÉCNICOS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL
SUBSISTEMA ESTUDIADO
Parámetros de Línea Melipulli – Los Molinos
Descripción Valor
Tramo Melipulli – Cruce Paredes
Longitud de la Línea km 11,46
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0892
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3368
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2326
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4713Tramo Cruce Paredes – Los Molinos
Longitud de la Línea km 2,16
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,1670
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3616
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,3105
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4960
Parámetros de Línea Los Molinos – El Empalme
Descripción ValorLongitud de la Línea km 14,81
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,1670
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3616
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,3105
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4960
Parámetros de Línea El Empalme - Calbuco
Descripción Valor
Longitud de la Línea km 21,92
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2616
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3713
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4051
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,5058
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Parámetros de Línea El Empalme - Colaco
Descripción Valor
Tramo 1
Longitud de la Línea km 8,73
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,1670
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3712
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,3114
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4758
Tramo 2
Longitud de la Línea km 13,85
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0892
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3975
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2287Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,3544
Parámetros de Línea Chiloé - Ancud
Descripción Valor
Tramo 1
Longitud de la Línea km 5,80
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2738
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,4003
esistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4182
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,5050
Tramo 2
Longitud de la Línea km 28,87
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2656
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3858
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4100
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4905
Parámetros de Línea Chiloé - Degañ
Descripción ValorLongitud de la Línea km 0,16
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2656
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3872
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4094
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4882
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Parámetros de Línea Melipulli - Chiloé
Descripción Valor
Tramo 1
Longitud de la Línea km 1,500
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0882
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3975
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2277
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,3544
Tramo 2
Longitud de la Línea km 0,090
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0882
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3975
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2277Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,3544
Tramo 3
Longitud de la Línea km 11,900
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0882
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3667
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2311
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4122
Tramo 4
Longitud de la Línea km 25,200Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0882
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3667
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2311
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4122
Tramo 5
Longitud de la Línea km 13,850
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0882
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3975
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2277
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,3544
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Tramo 6
Longitud de la Línea km 11,450
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0882Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3975
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2277
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,3544
Tramo 7
Longitud de la Línea km 43,000
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,0882
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3975
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,2277
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,3544
Parámetros de Línea Chiloé – Pid Pid
Descripción Valor
Tramo 1
Longitud de la Línea km 19,98
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2656
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3858
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4100
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4905Tramo 2
Longitud de la Línea km 5,02
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2656
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3858
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4100
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4905
Tramo 3
Longitud de la Línea km 7,78
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2656Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3858
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4100
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4905
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Parámetros de Línea Pid Pid - Castro
DescripciónValor
Longitud de la Línea km 8,07
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2656
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3762
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4091
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,5107
Parámetros de Línea Castro - Chonchi
Descripción Valor
Tramo 1Longitud de la Línea km 8,03
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2616
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3809
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4060
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,4856
Tramo 2
Longitud de la Línea km 9,86
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,5386
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,4222Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,6827
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,5269
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Parámetros de Línea Chonchi - Quellón
Descripción Valor
Tramo 1Longitud de la Línea km --
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km --
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km --
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km --
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km --
Tramo 2
Longitud de la Línea km 0,830
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,7434
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3952Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,8869
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,5296
Tramo 3
Longitud de la Línea km 57,54
Resistencia de Secuencia Positiva Ω/km 0,2616
Reactancia de Secuencia Positiva Ω/km 0,3713
Resistencia de Secuencia Cero Ω/km 0,4051
Reactancia de Secuencia Cero Ω/km 1,5058
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4. DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO DEL SUBSISTEMA
Sistema EquivalenteSE Melipulli 220 kV
Central Trapén
SE Los Molinos110 kV
SE El Empalme110 kV
SE Colaco110 kV
SE Calbuco110 kV
SE Ancud110 kV
SE Degañ23 kV
Central Degañ
SE Chiloé110 kV
52H1
52H2
52H3
52H1
52H1
52HT
52H2
52H3
52H2
52HT1
52H1
52H152H1 52H2
52HT1
52ET1
SE Castro110 kV
SE Pid Pid110 kV
SE Degañ110 kV
Banco de
Autotransformadores220/110 kV
52HT1
52ET1
52HT1
52ET1
13,62 km
52HT1 52ET1
14,81 km
22,58 km
21,92 km
34,67 km
32,78 km 8,07 km
0,16 km
52HT1 52ET1
SE Calbuco23 kV
52JL1 52JT11
52HT11
63,99 km
52H1
SE Chonchi110 kV
52HT1
52ET1
SE Quellón110 kV
SE Quellón23 kV
Centrales de SE Quellón
PMGD Central Don
Red MT
52HT1 52ET1
17,89 km
58,37 km
Lado Continente
Lado Isla
43,00 km
52JT1
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5. Estudio de Flujos de Carga
Los análisis asociados al Estudio de Flujo de Potencia, se han basado en el cumplimientode lo establecido en la NTSyCS. Se verificará el correcto cumplimiento de los estándares
operacionales establecidos en el Capítulo N° 5 de dicha norma.
En este contexto, se realizan simulaciones del SIC en régimen estacionario, considerando
las condiciones operacionales del sistema Melipulli - Quellón que se describen más abajo,
para los escenarios definidos por STS, sobre la base de datos del SIC entregada por dicha
empresa.
5.1. Actualización Bases de Datos para Estudios
Para el análisis se ha incorporado la línea expresa Melipulli – Ancud, tramo Melipulli -
Colaco a la base de datos de Power Factory entregada por STS.
5.1.1. Proyección de Demandas
Se actualizaron las demandas máximas y mínimas de las siguientes subestaciones, según la
información entregada por STS para el presente Estudio.
El Empalme
Calbuco
Colaco Ancud
Degañ
Pid Pid
Castro
Chonchi
Quellón
Las demandas para el resto de las subestaciones se mantuvo de acuerdo al modelo
DigSilent entregado.
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5.1.2.
Escenario de generación mínima
Para el análisis de los escenarios con generación mínima local en la condición topológica
actual, se ha considerado lo siguiente:
Central Los Molinos: Fuera de servicio
Central Degañ: 8,50 MVA
Central Dongo: 6,30 MVA
Centrales que confluyen a la SE Quellón: 5,03 MVA
Para el análisis de los escenarios con generación mínima local en la condición topológica
proyectada, se ha considerado lo siguiente:
Central Los Molinos: Fuera de servicio
Central Degañ: Fuera de servicio
Central Dongo: Fuera de servicio
Centrales que confluyen a la SE Quellón: Fuera de servicio
5.2.
Definición de EscenariosEl estudio estático verificará que el comportamiento operacional del sistema se encuentre
dentro de los estándares que se ha impuesto la NTSyCS, para la condición operacional
proyectada para el sistema Melipulli - Quellón.
Escenario 1: Caso Base: Condición de operación actual.
o Transformador T11 alimentando entre las SSEE Melipulli y Colaco.
o Transformador T55 alimentando desde la SE Ancud hasta la SE Quellón.
Escenario 2: Condición de operación proyectada
o Transformador T11 alimentando entre las SSEE Melipulli y Colaco.
o SSEE Ancud, Degañ, Pid Pid, Castro, Chonchi y Quellón alimentadas desde la SE
Chiloé 220/110 kV.
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Cada uno de estos escenarios será analizados para las siguientes condiciones de
generación y demanda:
o Demanda Máxima y Generación Máxima.
o
Demanda Mínima y Generación Máxima.o Demanda Máxima y Generación Mínima.
o Demanda Mínima y Generación Mínima.
Para todos los escenarios de operación se considera a las Centrales Trapén, Degañ, Dongo
y Quellón operando según los siguientes criterios:
o Dentro de su carta de operación
o Potencia aparente nominal
5.3. Criterios del Estudio
5.3.1.
Consideraciones NormativasA continuación se presentan los estándares definidos para el control de tensión y la
transferencia de potencia por elementos serie definidos en el Capítulo Nº 5 de la NT de
SyCS. Cada uno de estos estándares, tal cual se detalla seguidamente, se refiere a un
desempeño mínimo exigible a Clientes regulados del sistema, en condiciones de régimen
permanente.
Artículo 5-25El SI deberá operar en Estado Normal con todos los elementos e instalaciones del Sistema
de Transmisión y compensación de potencia reactiva disponibles, y suficientes márgenes y
reserva de potencia reactiva en las unidades generadoras, compensadores estáticos y
sincrónicos, para lo cual el CDC y los CC, según corresponda, deberán controlar que lamagnitud de la tensión en las barras del SI esté comprendida entre:
a) 0,97 y 1,03 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión
nominal igual o superior a 500 [kV].
b) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión
nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].
c) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión
nominal inferior a 200 [kV].|
Artículo 5-29En Estado de Alerta el CDC y los CC deberán controlar que la magnitud de la tensión en las
barras del SI esté comprendida entre:a) 0,96 y 1,04 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión
nominal igual o superior a 500 [kV].
b) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión
nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].
c) 0,91 y 1,09 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión
nominal inferior a 200 [kV].
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Artículo 5-26
Para mantener las tensiones permanentemente dentro de la banda de variación permitida
en el presente título, el CDC podrá instruir a los Coordinados la operación, conexión y/odesconexión de:
a) Bancos de condensadores shunt.
b) Condensadores síncronos.
c) Reactores shunt.
d) Compensadores estáticos de potencia reactiva.
e) Bancos de transformadores y autotransformadores con cambiadores de tap.
f) Unidades generadoras con capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva.
Artículo 5-32
La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cadaElemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o máxima corriente
admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión, el Límite por
Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DO deberá mantener
debidamente actualizada esta información en la página WEB del CDEC.
Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente la máxima
transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en riesgo el
sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas determinadas por los
extremos receptor y el emisor de la instalación de transmisión.
EL CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo la
corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100 % de la Capacidad de
Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta.
5.3.2. Código de colores para cumplimiento Normativo
Los respaldos de la información tabulada en los siguientes cuadros se presentan en el
Apartado 5.4. En los Anexos A y B, se muestran los diagramas unilineales asociados a cada
uno de los casos analizados.
Para efectos de determinar el nivel de cumplimiento con los estándares impuestos por la
NT de SyCS, en las tablas siguientes se destacan las celdas que no cumplen con losestándares ó se encuentran cerca del incumplimiento, empleando el siguiente código de
colores:
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Código
Transferencias en Elementos Series (Líneas y Transformadores)
Transferencia entre un 90% y 100% de la capacidad nominalTransferencia superior al 100% de la capacidad nominal
Incumplimientos de condición n-1
Transferencias aceptables
Tensiones en Barras Excede límite superior de banda de tensión
Bajo límite inferior de banda de tensión
Dentro de la Norma
IMPORTANTE: como criterio para establecer si instalaciones con redundancia de vínculocumplen con el criterio de seguridad n-1, se considerará que la razón entre la potencia
transferida por ambos elementos serie y la menor de las potencias nominales entre estos
elementos debe ser inferior a 88%. Este criterio contempla que:
En condición de alerta del sistema el voltaje debe variar como máximo hasta 0,93
pu
Los errores inherentes a la modelación del sistema de potencia en estudio son
inferiores a un 5%.
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5.4. Resultados del Estudio5.4.1. Perfiles de voltaje en las barras del sistema Melipulli - Quellón
Tabla 3.1: Voltajes en kV y en pu en las barras entre las SSEE Melipulli y Colaco
Tabla 3.2: Voltajes en kV y en pu en las barras entre las SSEE Ancud y Quellón
V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu]
Melipulli B1 220 kV 227,696 1,04 227,697 1,04 227,694 1,04 227,694 1,04 227,699 1,04 227,701 1,04 225,499 1,03 227,589 1
Melipulli B2 220 kV 227,697 1,04 227,697 1,04 227,697 1,04 227,697 1,04 227,697 1,04 227,697 1,04 225,497 1,03 227,585 1
Melipulli B1 110 kV 113,033 1,03 113,034 1,03 113,511 1,03 113,511 1,03 113,800 1,04 113,801 1,04 113,605 1,03 113,245 1
Melipulli B2 110 kV 114,797 1,04 0,000 0,00 116,322 1,06 0,000 0,00 113,830 1,04 0,000 0,00 114,043 1,04 0,000 0Los Molinos B1 110 kV 112,738 1,03 112,738 1,03 112,598 1,02 112,599 1,02 114,103 1,04 114,104 1,04 113,299 1,03 112,939 1
El Empalme B1 110 kV 111,450 1,01 111,450 1,01 111,308 1,01 111,309 1,01 113,666 1,03 113,667 1,03 112,858 1,03 112,495 1
El Empalme B1 23 kV 23,3 1,01 23,30 1,01 23,268 1,01 23,268 1,01 23,47 1,02 23,474 1,02 23,303 1,01 23,23 1
Calbuco B1 110 kV 110,834 1,01 110,835 1,01 110,692 1,01 110,692 1,01 113,418 1,03 113,419 1,03 112,608 1,02 112,244 1
Calbuco B1 23 kV 23,148 1,01 23,148 1,01 23,117 1,01 23,117 1,01 23,199 1,01 23,199 1,01 23,381 1,02 23,304 1
Colaco B1 110 kV 110,896 1,01 110,896 1,01 110,753 1,01 110,754 1,01 113,489 1,03 113,490 1,03 112,679 1,02 112,315 1
Colaco B2 110 kV 113,006 1,03 0,000 0,00 112,575 1,02 0,000 0,00 112,930 1,03 0,000 0,00 112,773 1,03 0,000 0
Colaco B1 23 kV 23,248 1,01 23,249 1,01 23,217 1,01 23,217 1,01 23,233 1,01 23,233 1,01 23,357 1,02 23,281 1
Elemento
Dem. Máx. Gen. Máx. Dem. Máx. Gen. Mín. Dem. Mín. Gen. Máx. Dem. Mín. Gen. Mín.
Actual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado
V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu] V [kV] V [pu]
Melipulli B1 220 kV 227,696 1,04 227,697 1,04 227,694 1,04 227,694 1,04 227,699 1,04 227,701 1,04 225,499 1,03 227,589 1
Chiloé 220 kV 0,000 0,00 226,493 1,03 0,000 0,00 222,210 1,01 0,000 0,00 228,746 1,04 0,000 0,00 227,001 1
Chiloé 110 kV 114,508 1,04 115,980 1,05 109,117 0,99 116,476 1,06 111,646 1,02 114,743 1,04 113,976 1,04 116,138 1
Ancud B1 110 kV 111,133 1,01 114,959 1,05 107,289 0,98 115,461 1,05 113,986 1,04 114,318 1,04 109,773 1,00 115,721 1
Ancud 23 kV 22,849 0,99 23,248 1,01 22,044 0,96 23,351 1,02 23,468 1,02 23,138 1,01 22,590 0,98 23,425 1
Ancud B2 110 kV (Reg) 115,391 1,05 114,959 1,05 112,811 1,03 115,461 1,05 109,468 1,00 114,319 1,04 116,390 1,06 115,721 1
Colaco B2 110 kV 113,006 1,03 0,000 0,00 112,575 1,02 0,000 0,00 1 12,930 1,03 0,000 0,00 112,773 1,03 0,000 0
Degañ 110 kV 114,516 1,04 115,988 1,05 109,115 0,99 116,471 1,06 111,658 1,02 114,755 1,04 113,976 1,04 116,137 1
Degañ 23 kV 23,246 1,01 23,158 1,01 23,081 1,00 22,897 1,00 23,051 1,00 24,339 1,06 23,256 1,01 23,131 1
Pid Pid 110 kV 111,890 1,02 113,422 1,03 105,747 0,96 111,120 1,01 111,307 1,01 114,451 1,04 111,722 1,02 113,672 1
Pid Pid 23 kV 23,061 1,00 23,392 1,02 21,733 0,95 22,895 1,00 22,938 1,00 23,603 1,03 23,195 1,01 23,438 1
Castro 110 kV 111,614 1,02 113,153 1,03 105,321 0,96 110,193 1,00 111,435 1,01 114,583 1,04 111,348 1,01 113,274 1
Castro 23 kV 23,884 1,04 23,289 1,01 22,498 0,98 22,661 0,99 23,051 1,00 23,714 1,03 23,033 1,00 23,438 1
Chonchi 110 kV 111,657 1,02 113,205 1,03 104,898 0,95 108,016 0,98 112,519 1,02 115,652 1,05 110,568 1,01 112,436 1
Chonchi 23 kV 23,288 1,01 23,615 1,03 21,859 0,95 22,540 0,98 23,425 1,02 24,082 1,05 23,136 1,01 23,434 1
Quellón 110 kV 112,027 1,02 113,577 1,03 104,384 0,95 104,725 0,95 114,365 1,04 117,466 1,07 109,309 0,99 111,205 1
Quellón 23 kV 23,066 1,00 23,095 1,00 23,001 1,00 23,025 1,00 23,524 1,02 23,575 1,03 23,758 1,03 23,241 1
Dem. Mín. Gen. Mín.Dem. Máx. Gen. Máx. Dem. Máx. Gen. Mín. Dem. Mín. Gen. Máx.
Elemento
Proyectado ProyectadoActual Actual ActualProyectado ProyectadoActual
8/17/2019 Informe Estudio de Flujo de Potencia Por Conexión de La SE Chiloé, Rev D
18/49
Revisión D
18
5.4.2.
Potencias activa y reactiva y porcentaje de carga de los elementos serie del sistema Melipulli - Quellón
Tabla 3.3: Potencias activas y reactivas y porcentaje de carga de los elementos serie entre las SSEE Ancud y Quellón
P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de
Linea Melipulli - Chiloé
Linea Melipulli- Chiloé TR1 0,000 0,000 0,00 3,606 -2,760 3,79 0,000 0,000 0,00 68,556 4,586 57,32 0,000 0,000 0,00 -30,626 -5,291 25,92 0,000 0,000 0,00 30,741 -13,244
Linea Melipulli- Chiloé TR2 0,000 0,000 0,00 3,606 -2,539 3,68 0,000 0,000 0,00 68,542 4,753 57,32 0,000 0,000 0,00 -30,629 -5,081 25,89 0,000 0,000 0,00 30,738 -13,036
Linea Melipulli- Chiloé TR3 0,000 0,000 0,00 3,606 -2,526 3,67 0,000 0,000 0,00 68,541 4,763 57,45 0,000 0,000 0,00 -30,629 -5,068 25,89 0,000 0,000 0,00 30,737 -13,023
Linea Melipulli- Chiloé TR4 0,000 0,000 0,00 3,606 -0,630 4,13 0,000 0,000 0,00 68,424 6,256 57,83 0,000 0,000 0,00 -30,652 -3,249 25,68 0,000 0,000 0,00 30,711 -11,220
Linea Melipulli- Chiloé TR5 0,000 0,000 0,00 3,605 3,383 5,44 0,000 0,000 0,00 6 8,175 9,382 58,08 0,000 0,000 0,00 -30,701 0,618 25,62 0,000 0,000 0,00 3 0,657 -7,387
Linea Melipulli- Chiloé TR6 0,000 0,000 0,00 3,604 5,421 6,65 0,000 0,000 0,00 68,037 10,878 58,31 0,000 0,000 0,00 -30,728 2,577 25,78 0,000 0,000 0,00 30,629 -5,447
Linea Melipulli- Chiloé TR7 0,000 0,000 0,00 3,603 7,103 11,61 0,000 0,000 0,00 67,922 12,102 59,39 0,000 0,000 0,00 -30,751 4,198 26,99 0,000 0,000 0,00 30,606 -3,843
Chiloé T1 0,000 0,000 0,00 3,593 13,369 14,94 0,000 0,000 0,00 67,479 16,577 76,44 0,000 0,000 0,00 -30,839 10,276 34,74 0,000 0,000 0,00 30,523 2,174
Línea Chiloé - Degañ 26,427 -7,030 34,90 2 6,425 -6,969 34,44 0,419 -2,724 3,69 -8,338 -2,792 11,04 3 2,330 -5,522 42,94 3 2,375 -5,109 41,75 -2,391 0,542 3,15 -2,391 0,544
Degan T1 -26,427 7,030 69,20 -26,425 6,969 69,46 - 0,419 2,724 7,26 8,338 2,792 22,73 -32,330 5,522 84,49 -32,375 5,109 82,11 2,391 -0,542 6,31 2,391 -0,544
Central Degan U1-10 17,600 0,000 80,00 17,600 0,000 80,00 8,800 0,000 40,00 -- -- -- 17,600 0,000 80,00 17,600 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --
Central Degan U11-21 17,600 0,000 80,00 17,600 0,000 80,00 -- -- -- -- -- -- 17,600 0,000 80,00 17,600 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --
Línea Chiloé - Ancud
Línea Chiloé - Ancud TR1 6,469 -12,504 22,90 10,135 0,855 16,60 -26,157 -9,108 46,25 10,135 0,848 16,52 33,885 -10,214 60,45 4,061 0,722 6,83 -26,934 1,421 43,59 4,061 0,715
Línea Chiloé - Ancud TR2 -6,469 12,504 24,54 -10,135 -0,855 16,56 26,157 9,108 46,85 -10,135 -0,848 16,49 -33,885 10,214 60,95 -4,061 -0,722 6,76 26,934 -1,421 43,57 -4,061 -0,715
Línea By-pass Reg. 0,000 0,000 0,00 10,123 1,052 16,60 0,000 0,000 0,00 10,123 1,047 16,52 0,000 0,000 0,00 4,059 0,932 6,83 0,000 0,000 0,00 4,059 0,930
Regulador Ancud 6,445 -12,323 37,79 0,000 0,000 0,00 -26,253 -9,043 77,97 0,000 0,000 0,00 3 3,720 -10,259 92,57 0,000 0,000 0,00 -27,020 1,515 71,10 -- -- --
Ancud T1 10,125 -1,856 68,18 10,123 1,052 65,14 10,126 -1,613 70,35 10,123 1,047 64,85 4,060 -2,169 29,73 4,059 0,932 26,74 4,059 -1,937 30,16 4,059 0,930
BB/CC Ancud 0,000 -2,961 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -2,756 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -3,123 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -2,894 -- 0,000 0,000 --
Línea Colaco-Ancud
Línea Colaco-Ancud TR1 -3,840 -9,969 13,09 0,000 0,000 0,00 -37,857 -11,236 48,57 0,000 0,000 0,00 28,650 -12,409 38,28 0,000 0,000 0,00 -32,065 0,901 39,38 0,000 0,000
Línea Colaco-Ancud TR2 -3,822 -10,357 13,57 0,000 0,000 0,00 -37,617 -11,191 48,71 0,000 0,000 0,00 28,799 -12,545 38,49 0,000 0,000 0,00 -31,908 0,783 39,38 0,000 0,000
Línea Colaco-Ancud TR3 -3,812 -10,448 8,79 0,000 0,000 0,00 -37,493 -11,037 31,28 0,000 0,000 0,00 28,876 -12,494 24,73 0,000 0,000 0,00 -31,827 0,844 25,26 0,000 0,000
Línea Colaco-Ancud TR4 -3,772 -10,905 15,09 0,000 0,000 0,00 -37,003 -10,895 51,65 0,000 0,000 0,00 29,184 -12,616 40,95 0,000 0,000 0,00 -31,509 0,752 41,56 0,000 0,000
Línea Colaco-Ancud TR5 -3,736 -11,242 19,97 0,000 0,000 0,00 -36,597 -10,717 66,42 0,000 0,000 0,00 29,440 -12,675 52,78 0,000 0,000 0,00 -31,247 0,724 53,28 0,000 0,000
Línea Colaco-Ancud TR6 -3,727 -11,277 7,44 0,000 0,000 0,00 -36,493 -10,688 77,02 0,000 0,000 0,00 29,505 -12,676 62,09 0,000 0,000 0,00 -31,180 0,727 58,38 -- -- --
Línea Chiloé - Pid Pid
Línea Chiloé - Pid Pid TR1 19,804 6,422 29,10 19,783 6,178 28,60 25,995 6,745 39,19 48,793 8,374 67,41 -2,547 4,566 8,33 -2,586 4,224 7,76 24,035 -0,348 33,36 24,017 1,920
Línea Chiloé - Pid Pid TR2 19,586 6,925 34,59 19,572 6,711 34,00 25,597 6,963 46,52 47,612 7,755 75,75 -2,563 5,280 10,15 -2,599 4,982 9,48 23,745 0,065 39,53 23,736 2,372
Línea Chiloé - Pid Pid TR3 19,531 7,048 34,76 19,519 6,840 34,16 25,497 7,013 46,64 47,319 7,595 80,01 -2,567 5,458 10,59 -2,604 5,171 9,92 23,672 0,166 39,53 23,665 2,482
Pid Pid T1 13,920 1,997 90,34 13,919 1,932 89,05 13,926 2,271 95,90 13,921 2,030 91,00 7,404 1,915 49,39 7,404 1,900 48,01 7,404 0,674 47,83 7,404 1,903
BB/CC Pid Pid 0,000 -1,206 -- 0,000 -1,241 -- 0,000 -1,071 -- 0,000 -1,189 -- 0,000 0,000 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -1,220 -- 0,000 0,000 --
Línea Pid Pid - Castro 5,524 5,237 11,06 5,516 5,106 10,78 1 1,414 4,815 18,69 3 2,936 5,305 47,56 -9,980 3,818 15,34 -10,015 3,564 14,85 1 6,156 -0,354 22,88 1 6,150 0,746
Castro T1 8,857 2,295 58,92 8,858 2,313 58,15 8,859 2,340 62,53 8,858 2,334 59,75 5,590 1,386 37,15 5,590 1,380 36,12 5,590 1,386 37,18 5,590 1,382
Línea Castro - Chonchi
Línea Castro - ChonchiTR1 -3,346 3,232 7,74 -3,354 3,093 7,49 2,519 2,705 6,57 23,840 2,996 38,80 -15,594 2,707 25,32 -15,628 2,478 24,61 10,511 -1,499 16,94 10,507 -0,383
Línea Castro - ChonchiTR2 -3,351 3,521 13,40 -3,358 3,391 12,99 2,516 2,963 11,46 23,717 3,136 64,11 -15,646 2,940 41,93 -15,677 2,731 40,76 10,487 -1,234 27,85 10,484 -0,107
Chonchi T1 4,050 0,087 13,91 4,048 0,036 13,71 4,065 0,311 14,90 9,859 -0,078 34,99 - 1,431 0,780 5,71 - 1,436 0,752 5,54 4,377 -0,897 15,49 4,379 0,312
BB/CC Chonchi 0,000 -1,230 -- 0,000 -1,265 -- 0,000 -1,084 -- 0,000 -1,153 -- 0,000 0,000 -- 0,000 0,000 -- 0,000 -1,214 -- 0,000 0,000 --
Central Dongo U1-U2 6,000 0,000 80,00 6 ,000 0,000 80,00 6 ,000 0,000 80,00 -- -- -- 6,000 0,000 80,00 6 ,000 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --
Línea Chonchi - Quellón
Línea Chonchi- Quellón TR1 -7,414 3,752 22,65 -7,418 3,682 22,27 -1,559 2,934 9,69 13,548 3,325 39,26 -14,348 2,404 39,30 -14,367 2,247 38,22 6,052 -0,053 16,63 6,049 -0,122
Línea Chonchi- Quellón TR2 -7,419 3,780 15,10 -7,423 3,710 14,89 -1,560 2,960 8,66 13,532 3,347 23,93 -14,364 2,428 23,77 -14,381 2,273 23,13 6,049 -0,025 10,27 6,047 -0,093
Quellón T1 -7,536 5,824 50,82 - 7,536 5,819 50,18 -1,590 4,831 29,13 13,211 4,943 80,52 -14,682 4,302 80,16 -14,683 4,292 79,99 5,992 2,012 34,57 5,992 2,019
Central Chiloé U1-U5 6,000 0,000 80,00 6,000 0,000 80,00 -- -- -- -- -- -- 6,000 0,000 80,00 6,000 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --
Central Chiloé U6-U9 4,800 0,000 80,00 4 ,800 0,000 80,00 4 ,800 0,000 80,00 -- -- -- 4,800 0,000 80,00 4 ,800 0,000 80,00 -- -- -- -- -- --
Central Quellón II 10,000 0,000 89,99 10,000 0,000 89,99 10,000 0,000 89,99 -- -- -- 10,000 0,000 89,99 10,000 0,000 89,99 -- -- -- -- -- --
Actual Proyectado Actual
Elemento
Dem. Máx. Gen. Máx. Dem. Máx. Gen. Mín. Dem. Mín. Gen. Máx. Dem. Mín. Gen. Mín.
ProyectadoActual Proyectado Actual Proyectado
8/17/2019 Informe Estudio de Flujo de Potencia Por Conexión de La SE Chiloé, Rev D
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Revisión D
19
Tabla 3.4: Potencias activas y reactivas y porcentaje de carga de los elementos serie entre las SSEE Melipulli y Colaco
P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [ MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [ MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [MVAr] % de Carga P [MW] Q [ MVAr] % de
Melipulli T11 -41,444 28, 271 84,46 - 41, 444 28,271 84,46 31, 418 13,239 57, 40 31,418 13, 239 57,40 -57,501 22, 527 103,97 - 57, 501 22,527 103, 97 14, 975 2,256 25, 74 14,974 2, 247
Melipulli T55 3,923 8,342 15,52 0,000 0,000 0,00 38,600 15,228 69,86 0,000 0,000 0,00 -28,180 14,002 52,98 0,000 0,000 0,00 32,574 1,017 55,40 0,000 0,000
Línea Melipulli - Colaco
Línea Melipulli - Colaco TR1 3,878 8,051 9,92 0,000 0,000 0,00 38,478 11,610 43,77 0,000 0,000 0,00 -28,268 11,871 34,13 0,000 0,000 0,00 32,480 -1,305 36,09 0,000 0,000
Línea Melipulli - Colaco TR2 3,876 8,107 10,85 0,000 0,000 0,00 38,443 11,607 47,86 0,000 0,000 0,00 -28,290 11,891 37,32 0,000 0,000 0,00 32,457 -1,290 39,46 0,000 0,000
Línea Melipulli - Colaco TR3 3,876 8,110 7,42 0,000 0,000 0,00 38,441 11,605 32,52 0,000 0,000 0,00 -28,291 11,891 25,37 0,000 0,000 0,00 32,455 -1,290 26,80 0,000 0,000
Línea Melipulli - Colaco TR4 3,875 8,181 10,03 0,000 0,000 0,00 38,421 11,601 43,80 0,000 0,000 0,00 -28,303 11,916 34,18 0,000 0,000 0,00 32,442 -1,271 36,08 0,000 0,000
Línea Melipulli - Colaco TR5 3,874 8,211 8,26 0,000 0,000 0,00 38,402 11,599 32,79 0,000 0,000 0,00 -28,315 11,926 25,73 0,000 0,000 0,00 32,429 -1,263 26,80 0,000 0,000
Línea Melipulli - Colaco TR6 3,857 9,221 8,45 0,000 0,000 0,00 38,110 11,514 32,85 0,000 0,000 0,00 -28,493 12,270 25,81 0,000 0,000 0,00 32,233 -0,991 26,77 0,000 0,000
Línea Melipulli - Colaco TR7 3,852 9,452 8,51 0,000 0,000 0,00 38,041 11,486 32,87 0,000 0,000 0,00 -28,536 12,347 25,84 0,000 0,000 0,00 32,187 -0,928 26,76 0,000 0,000
Línea Melipulli - Colaco TR8 3,851 9,530 8,88 0,000 0,000 0,00 38,018 11,476 32,98 0,000 0,000 0,00 -28,550 12,372 25,99 0,000 0,000 0,00 32,171 -0,907 26,76 0,000 0,000
Línea Melipulli - Colaco TR9 3,840 9,959 11,97 0,000 0,000 0,00 37,864 11,238 44,41 0,000 0,000 0,00 -28,646 12,406 35,00 0,000 0,000 0,00 32,070 -0,904 36,02 0,000 0,000
Línea Melipulli - Los Molinos
Línea Melipulli - Los Molinos TR1 -41,621 22, 571 39,58 - 41, 621 22,571 39,58 31, 310 10,715 27, 55 31,310 10, 715 27,55 -57,754 14, 087 49,22 - 57, 754 14,086 49, 22 14, 917 1,757 12, 49 14,916 1, 769
Línea Melipulli - Los Molinos TR2 -41,842 22, 380 56,70 - 41, 842 22,380 56,70 31, 203 10,878 39, 46 31,203 10, 878 39,46 -58,097 13, 530 70,46 - 58, 097 13,529 70, 46 14, 895 2,184 17, 89 14,894 2, 193
Tra Trapen -72,866 12,913 75,54 -72,866 12,913 75,54 0,218 1,469 1,52 0,218 1,469 1,52 -72,883 12,670 74,61 -72,883 12,669 74,61 0,221 1,487 1,53 0,220 1,478
MS Trapen 74,000 0,000 79,57 74,000 0,000 79,57 -- -- -- -- -- -- 74,000 0,000 79,57 74,000 0,000 79,57 -- -- -- -- -- --
Línea Los Molinos - El Empalme 30,945 9,416 38,82 30,945 9,416 38,82 30,946 9,428 38,87 30,946 9,428 38,87 14,665 0,735 17,37 14,665 0,735 17,37 14,666 0,770 17,49 14,666 0,788
El Empalme T1 12,173 5,442 68,55 12,173 5,442 68,55 12,174 5,445 68,64 12,174 5,445 68,64 6 ,129 1,287 31,57 6,129 1,287 31,57 6,129 1,290 31,80 6 ,129 1,291
Línea El Empalme - Calbuco 7,356 1,663 12,37 7,356 1,663 12,37 7,356 1,666 12,39 7,356 1,666 12,39 3,568 -0,046 5,72 3,568 -0,046 5,72 3,568 -0,035 5,76 3,568 -0,029
Calbuco T1 7,323 2,444 39,91 7,323 2,444 39,91 7,323 2,445 39,96 7,323 2,445 39,96 3,561 0,800 18,64 3,561 0,800 18,64 3,561 0,799 18,57 3,561 0,800
Línea El Empalme - Colaco
Línea El Empalme - Colaco TR1 11,164 2,456 13,90 11,164 2,456 13,90 11,164 2,460 13,91 11,164 2,460 13,91 4,918 0,013 5,84 4,918 0,013 5,84 4,918 0,024 5,88 4,918 0,030
Línea El Empalme - Colaco TR2 11,145 2,754 9,90 11,145 2,754 9,90 11,145 2,757 9,91 11,145 2,757 9,91 4,914 0,353 4,16 4,914 0,353 4,16 4,914 0,360 4,19 4,914 0,364
Colaco T1 11,129 3,181 75,02 11,129 3,181 75,02 11,129 3,183 75,12 11,129 3,183 75,12 4,911 0,851 31,87 4,911 0,851 31,87 4,911 0,850 31,80 4,911 0,851
Elemento
Dem. Máx. Gen. Máx. Dem. Máx. Gen. Mín. Dem. Mín. Gen. Máx. Dem. Mín. Gen. Mín.
Actual ProyectadoActual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado
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Revisión D
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5.4.3.
Posición de los cambiadores de TAP de los transformadores de poder del sistema Melipulli -Quellón
Tabla 3.5: Posición de los cambiadores de TAP de los transformadores entre las SSEE Melipulli y Colaco
Tabla 3.6: Posición de los cambiadores de TAP de los transformadores entre las SSEE Ancud y Quellón
Actual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado
Tap Tap Tap Tap Tap Tap Tap Tap
Melipulli T11 -4 -4 -2 -2 -3 -3 -1 0
Melipulli T55 -2 -- -4 -- -2 -- -1 --
Tra Trapen 0 0 0 0 0 0 0 0
El Empalme T1 -3 -3 -3 -3 0 0 0 0
Calbuco T1 -1 -1 -1 -1 1 1 0 0
Colaco T1 -2 -2 -2 -2 1 1 0 0
Dem. Máx. Gen. Máx. Dem. Máx. Gen. Mín. Dem. Mín. Gen. Máx. Dem. Mín. Gen. Mín.
Elemento
Actual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado Actual Proyectado
Tap Tap Tap Tap Tap Tap Tap Tap
Chiloé T1 1 -3 1 -5 1 -1 1 -2
Degan T1 0 1 -1 2 0 -1 1 2
Ancud T1 4 4 4 4 4 4 4 4
Regulador Ancud 7 -- 8 -- 0 -- 5 --
Pid Pid T1 0 0 0 0 0 0 0 0
Castro T1 -3 0 - 3 0 0 0 0 0
Chonchi T1 0 0 0 0 0 0 0 0
Quellon T1 -1 0 -6 -6 0 2 -4 -1
Dem. Máx. Gen. Máx. Dem. Máx. Gen. Mín. Dem. Mín. Gen. Máx. Dem. Mín. Gen. Mín.
Elemento
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5.5.
Análisis de los resultados de los flujos de potencia
En general, el propósito de un Estudio de flujos de potencia es determinar que bajo las
diferentes condiciones de operación se verifique si:
Las tensiones en las barras del sistema están dentro de la banda permitida.
Las potencias que circulan por las líneas y transformadores que conforman el
sistema son inferiores o iguales a las capacidades nominales o máximas
permitidas.
Se requiere incorporar elementos que mejoren el comportamiento del sistema
en cuanto a las tensiones que se manifiestan en las barras o las potencias que
deben circular.
Los taps que se están utilizando en los transformadores de poder permiten que
las tensiones en sus barras del lado secundario estén siempre dentro de la
banda, ya sea en condiciones de demanda máxima o mínima.
Existe déficit de aportes de generación en el sistema.
A continuación se presenta un análisis para cada una de las condiciones estudiadas en
condición de demanda máxima, a la luz de las consideraciones indicadas en el listado
precedente y los criterios de evaluación consignados según NTSyCS.
5.5.1. Demanda máxima y Generación Máxima
Escenario 1. Caso Base: Condición de operación actual
Las tablas 3.1 y 3.2 muestran que todos los voltajes en las barras estudiadas están
dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la Norma Técnica.
En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que no
existe instalaciones que se encuentren sobrecargadas, siendo el transformadores
de poder N°1 de la SE Pid Pid el más cargado, con un 90,34% de carga. Según lo
informado por STS, esta condición de demanda se debe a un traspaso de carga
desde la SE Castro hacia la SE Pid Pid. Sin perjuicio de lo anterior, se recomienda
realizar las verificaciones que correspondan, con el fin de evitar la operación de las
protecciones de sobrecorriente del 52ET1 de la SE Pid Pid por sobrecarga.
Escenario 2. Condición de operación proyectada
La Tabla 3.1 muestra que todos los voltajes en las barras entre las SSEE Melipulli y
Colaco no sufren variaciones producto del cambio topológico estudiado
encontrándose dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la
Norma Técnica.
8/17/2019 Informe Estudio de Flujo de Potencia Por Conexión de La SE Chiloé, Rev D
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Revisión D
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A partir de las tablas 3.2 y 3.6, se determinó que al mantener la posición del TAP
de los transformadores de poder sin CTBC los voltajes se mantienen dentro de la
Norma Técnica. Por otra parte, los transformadores de poder con CTBC de las SSEECastro y Quellón vuelven a la posición nominal producto de las mejoras en los
perfiles de voltaje en el lado 110 kV.
En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que no
existe instalaciones que se encuentren sobrecargadas, siendo el transformadores
de poder N°1 de la SE Pid Pid el más cargado, con un 89,05% de carga. Según lo
informado por STS, esta condición de demanda se debe a un traspaso de carga
desde la SE Castro hacia la SE Pid Pid. Sin perjuicio de lo anterior, se recomienda
realizar las verificaciones que correspondan, con el fin de evitar la operación de las
protecciones de sobrecorriente del 52ET1 de la SE Pid Pid por sobrecarga.
Las líneas Melipulli – Los Molinos, Los Molinos - El Empalme El Empalme – Calbuco
y El Empalme - Colaco no presentan variaciones producto del cambio topológico
estudiado.
5.5.2. Demanda máxima y Generación mínima
Escenario 1. Caso Base: Condición de operación actual
Las tablas 3.1 y 3.2 muestran que todos los voltajes en las barras estudiadas están
dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la Norma Técnica. Sin
perjuicio de lo anterior, los voltajes de las SSEE Ancud, Pid Pid, Chonchi y Quellón
están cerca del límite inferior de voltaje.
En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que no
existe instalaciones que se encuentren sobrecargadas, siendo el transformadores
de poder N°1 de la SE Pid Pid el más cargado, con un 95,90% de carga. El aumento
en la transferencia de potencia respecto al Caso Base en Demanda Máxima y
Generación Máxima se debe a que se puso en servicio el banco de condensadores
de la SE Pid Pid. Según lo informado por STS, esta condición de demanda se debe a
un traspaso de carga desde la SE Castro hacia la SE Pid Pid. Sin perjuicio de lo
anterior, se recomienda realizar las verificaciones que correspondan, con el fin de
evitar la operación de las protecciones de sobrecorriente del 52ET1 de la SE Pid Pid
por sobrecarga.
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Escenario 2. Condición de operación proyectada
La Tabla 3.1 muestra que todos los voltajes en las barras entre las SSEE Melipulli yColaco no sufren variaciones producto del cambio topológico estudiado
encontrándose dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la
Norma Técnica. Por otra parte, la regulación de voltaje en la barra de 110 kV de la
SE Chiloé, permite mejorar significativamente el voltaje en las barras de las SSEE al
Sur de la SE Ancud, atendiendo que se ha considerado como generación mínima a
las centrales Degañ, Dongo, Chiloé y Quellón II fuera de servicio.
A partir de las tablas 3.2 y 3.6, se determinó que al mantener la posición del TAP de
los transformadores de poder sin CTBC, los voltajes se mantienen dentro de la
Norma Técnica. Por otra parte, el transformador de poder de la SE Ancud (sin
CTBC) opera en TAP nominal producto de las mejoras en los perfiles de voltaje enel lado 110 kV.
En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que no
existe instalaciones que se encuentren sobrecargadas, siendo el transformadores
de poder N°1 de la SE Pid Pid el más cargado, con un 91,00% de carga. Según lo
informado por STS, esta condición de demanda se debe a un traspaso de carga
desde la SE Castro hacia la SE Pid Pid. Sin perjuicio de lo anterior, se recomienda
realizar las verificaciones que correspondan, con el fin de evitar la operación de las
protecciones de sobrecorriente del 52ET1 de la SE Pid Pid por sobrecarga.
Las líneas Melipulli – Los Molinos, Los Molinos - El Empalme El Empalme – Calbuco
y El Empalme - Colaco no presentan variaciones producto del cambio topológico
estudiado.
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5.5.3. Demanda mínima y Generación máxima
Escenario 1. Caso Base: Condición de operación actual
Las tablas 3.1 y 3.2 muestran que todos los voltajes en las barras estudiadas están
dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la Norma Técnica.
En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que el
Transformador regulador de voltaje de la SE Ancud se encuentra cargado a un
92,57% respecto a su corriente nominal ONAF (40 MVA). De acuerdo a lo indicado
por la empresa STS, este transformador cuenta con una etapa de ventilación
forzada adicional, que le permite transferir una corriente de 250A lo que equivale a
47 MVA a 110 kV. Por lo tanto, su condición de transferencia de potencia es menor
que el porcentaje indicado en la Tabla 3.4. Sin perjuicio de lo anterior, estacondición deja de ser relevante, ya que este equipo quedará fuera de servicio con
la puesta en servicio de la futura línea 220 kV Melipulli – Chiloé y la SE Chiloé
220/110 kV.
Escenario 2. Condición de operación proyectada
Las tablas 3.1 y 3.2 muestran que todos los voltajes en las barras estudiadas están
dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la Norma Técnica.
A partir de las tablas 3.2 y 3.6, se determinó que al mantener la posición del TAP
de los transformadores de poder sin CTBC los voltajes se mantienen dentro de laNorma Técnica. Por otra parte, los transformadores de poder con CTBC de las SSEE
Castro y Quellón vuelven a la posición nominal producto de las mejoras en los
perfiles de voltaje en el lado 110 kV.
En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que
existen instalaciones que se encuentren sobrecargadas.
Transformador de poder T11 de SE Melipulli con un 103,97% de carga
respecto a su corriente nominal ONAF (60 MVA): según los ajustes de
protecciones, este transformador pueden ser explotado a un 132% de su
potencia nominal ONAF (79 MVA). Por lo tanto, esta condición detransferencia de potencia no provocará una salida de servicio del
Transformador.
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Revisión D
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Los transformadores de poder de las SSEE al sur de Ancud no se encuentran
sobrecargados, siendo el T1 de la SE Degañ el más cargado con un
porcentaje de 82,11%.
Las líneas Melipulli – Los Molinos, Los Molinos - El Empalme El Empalme – Calbuco
y El Empalme - Colaco no presentan variaciones producto del cambio topológico
estudiado.
5.5.4. Demanda mínima y Generación mínima
Escenario 1. Caso Base: Condición de operación actual
Las tablas 3.1 y 3.2 muestran que todos los voltajes en las barras estudiadas están
dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la Norma Técnica.
En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que no
existe instalaciones que se encuentren sobrecargadas, siendo el regulador de
voltaje de la SE Ancud el más cargado, con un porcentaje de 71,10%.
Escenario 2. Condición de operación proyectada
Las tablas 3.1 y 3.2 muestran que todos los voltajes en las barras estudiadas están
dentro de los parámetros establecidos como aceptables por la Norma Técnica.
A partir de las tablas 3.2 y 3.6, se determinó que al mantener la posición del TAP
de los transformadores de poder sin CTBC, los voltajes se mantienen dentro de la
Norma Técnica. Por otra parte, los transformadores de poder con CTBC de las SSEE
Castro y Quellón vuelven a la posición nominal producto de las mejoras en los
perfiles de voltaje en el lado 110 kV.
En cuanto a las transferencias de potencia, las tablas 3.3 y 3.4 muestran que no
existe instalaciones que se encuentren sobrecargadas, siendo el Transformador de
poder de la SE Pid Pid el más cargado, con un porcentaje de 48,34%.
Las líneas Melipulli – Los Molinos, Los Molinos - El Empalme El Empalme – Calbuco
y El Empalme - Colaco no presentan variaciones producto del cambio topológico
estudiado.
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6.
Conclusiones
6.1.
Consideraciones generales
El objetivo general del presente Estudio es determinar en forma estática los perfiles de
tensión y las transferencias de potencia que se producirán en el Sistema Melipulli -
Quellón, a causa de la conexión de la línea 220 kV Melipulli - Chiloé. El comportamiento
dentro de las bandas establecidas por la NTSyCS demostrará que la topología y criterios de
operación propuestos para el sistema Melipulli - Quellón son técnicamente factibles.
6.2. Estudio de Flujos de Potencia
La conexión de la línea 220 kV Melipulli – Chiloé y la SE Chiloé 220/110 kV produce unamejora considerable en los perfiles de voltaje, debido a la menor caída de tensión en la
línea 220 kV proyectada y la regulación de voltaje de la barra de 110 kV de la SE Chiloé a
través del transformador de poder de dicha subestación, considerando además el
desventajoso escenario proyectado de “generación mínima”, que excluye a las centrales
Degañ, Dongo, Chiloé y Quellón II del despacho.
En cuanto a modificaciones en la posición de los cambiadores de derivación de los
transformadores sin CTBC (SSEE Ancud, Pid Pid y Chonchi), los resultados obtenidos han
demostrado que no es necesario realizar cambios en este sentido, ya que es posible
mantener una adecuada regulación de voltaje a través de CTBC del banco de
autotransformadores de la SE Chiloé y los bancos de condensadores de las SSEE Pid Pid yChonchi.
El Transformador de poder T11 de SE Melipulli presenta una condición de carga de
103,97% carga respecto a su corriente nominal ONAF (60 MVA). Los ajustes de protección
permiten explotar este transformador hasta un 132% de su potencia nominal ONAF (79
MVA). En consecuencia, la operación en el nivel de carga señalado no provocará su salida
de servicio.
Las magnitudes de tensión y transferencias de potencia en las instalaciones asociadas al
subsistema Melipulli – Colaco 110 kV no sufren variaciones respecto a lo actual con laintroducción de las nuevas instalaciones. Sin embargo, es necesario mantener las
restricciones de potencia en el paño H1 de la SE Los Molinos, con el fin de limitar la
transferencia de carga desde la Central Trapén hacia el Norte.
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En el Anexo C se efectuó análisis acerca de la necesidad de transponer la Línea Melipulli –
Chiloé 220 kV. El análisis se funda en la evaluación del factor de desbalance. Se concluye
que aún cuando el factor de desbalance queda por debajo del límite establecido por laNTSyCS, el efecto del desbalance de cargas hace recomendable efectuar la transposición
completa de la línea Melipulli – Chiloé (dos torres de transposición).
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ANEXO A: Resultados Flujos de Potencia Escenario ACTUAL
A.1. Demanda máxima local y Generación máxima local
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A.2. Demanda máxima local y Generación mínima local
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A.3. Demanda mínima local y Generación máxima local
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A.4. Demanda mínima local y Generación mínima local
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ANEXO B: Resultados Flujos de Potencia Escenario PROYECTADO
B.1. Demanda máxima local y Generación máxima local
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B.2. Demanda máxima local y Generación mínima local
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B.3. Demanda mínima local y Generación máxima local
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B.4. Demanda mínima local y Generación mínima local
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ANEXO C: Resultados Flujos de Potencia, análisis de transposiciónLínea Melipulli – Chiloé 220 kV sin transposición
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Línea Melipulli – Chiloé 220 kV con transposición
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Cálculo de factor de desbalance según IEC 61000-4-30
STS desea conocer el efecto de transponer o no transponer la nueva Línea 220 kV
Melipulli-Chiloé. A continuación se efectúa una evaluación basada en el factor dedesbalance.
Desbalance recomendado según IEC 61000-4-30
Según la norma IEC 61000-4-30 el factor de desbalance se calcula a través de la siguiente
expresión:
Donde UAB, UBC y UCA son los voltajes entre fases.
Según dicha norma, es recomendable que el factor se mantenga bajo un 2%.
Desbalance exigido por la NTCySC, Artículo 5-85 d)
“Para puntos de entrega a clientes en tensiones iguales o inferiores a media tensión, se
deberá cumplir que el 95 % de los valores estadísticos registrados en una semana
cualquiera del año o de siete días consecutivos, de la componente de secuencia negativa de
la tensión, no deberá exceder el 2 % de la correspondiente componente de secuencia
positiva. El valor estadístico de la componente de secuencia negativa de la tensión, será
obtenido en cada intervalo de 10 minutos, como resultado de procesar un conjunto de
mediciones efectuadas en dicho intervalo.
Para puntos de entrega en tensiones superiores a media tensión a clientes concesionarios
de servicio público de distribución, que abastezcan usuarios sometidos a regulación de
precios, se deberá cumplir que el 95 % de los valores estadísticos registrados en una
semana cualquiera del año o de siete días consecutivos, de la componente de secuencianegativa de la tensión, no deberá exceder el 1.5 % de la correspondiente componente de
secuencia positiva.”
En este contexto, la norma técnica chilena es más exigente que la norma IEC en cuanto al
desbalance aceptado para niveles de voltaje superiores a MT. Por lo tanto, se utilizará
como parámetro de evaluación la NTSyCS.
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Evaluación del Desbalance en la Línea 220 kV Melipulli-Chiloé
Al analizar el desbalance en la Línea 220 kV Melipulli-Chiloé, bajo los criterios impuestospor la normativa ya citada se obtienen los siguientes resultados:
Los resultados descritos consideran las siguientes condiciones de análisis:
a) Incluyen el desbalance propio del Sistema de 220 kV.
b) Modela las líneas de transmisión del sistema bajo análisis de acuerdo a su
condición efectiva actual en lo referente a transposición.c) No consideran cargas desbalanceadas, ya que no se dispone de información
suficiente como para incorporar al modelo de análisis.
Los valores obtenidos muestran que al introducir la nueva Línea 220 kV Melipulli-Chiloé
sin transposiciones no se excede el límite de desbalance establecido en la norma IEC
61000-4-30.
Desbalance real en el Sistema bajo análisis
Con el fin de evaluar la condición real de desbalance en el sistema bajo análisis, se han
analizado lecturas efectivas de voltaje entre fases en algunas de las subestaciones de
interés. En las mediciones efectivas de voltaje queda reflejado el efecto agregado de los
siguientes factores de desbalance:
a) Desbalance propio del Sistema, evaluado en Barras de 220 kV de SE Melipulli
b) Desbalance del Sistema bajo análisis por falta de transposición
c) Desbalance de la carga.
A continuación se muestra un resumen de voltajes entre líneas extraídos de la
información entregada por STS, que fue obtenida del sistema SCADA (08-05-2013
10:51:54). Se hace notar que las condiciones para las cuales se ha efectuado este análisisno corresponden a las condiciones de demanda máxima del Sistema bajo análisis, pero
constituyen la mejor aproximación disponible a partir de la familia de datos suministrados
por STS.
Vab kV Vbc kV Vca kV Factor de desbalance uN
Conjunto Con Transposición 223,420 222,823 222,515 0,24%
Conjunto Sin Transposición 222,874 224,753 221,120 0,94%
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Desbalance introducido por el Sistema eléctrico
El desbalance ha sido modelado, por no disponerse de medición efectiva aplicable. El
factor de desbalance calculado en la barra de 220 kV de la SE Melipulli sin considerar las
cargas asociadas a la SE Chiloé (52JL1 de la SE Melipulli abierto) es de un 0,19%.
Desbalance neto introducido por la Línea 220 kV Melipulli-Chiloé
Considerando que el desbalance total del Sistema bajo análisis corresponde al efectoagregado de diversos factores de desbalance, es posible evaluar el efecto de conectar la
nueva línea sin transposición para la peor de las condiciones de análisis disponibles.
La peor condición de análisis corresponde al voltaje desbalanceado de SE Chiloé 110 kV,
equivalente a 0,51%
El desbalance introducido por la nueva línea es de 0,94%, incluyendo el desbalance propio
del Sistema en 220 kV, SE Melipulli.
El desbalance propio del Sistema en 220 kV, SE Melipulli es de -0,19%
El factor de desbalance para la peor condición resulta entonces en 1,26%. Este valor es
inferior al límite impuesto por la Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio.
Conclusión
Los resultados obtenidos permiten concluir que aun cuando la línea 220 kV Melipulli –
Chiloé provoca un aumento considerable en el factor de desbalance actual, no se
transgrede la recomendación establecida en la NTSyCS.
El análisis efectuado considera valores de desbalance efectivos que no necesariamentecorresponden a la peor condición de análisis. Al momento en que STS evalúe la decisión
de transponer o no transponer la nueva línea debe corroborar que no existen mediciones
de voltaje que muestren peores condiciones de desbalance efectivo que las analizadas en
el presente documento.
Vab kV Vbc kV Vca kV Factor de desbalance uN
SE Chiloé 110 kV 112,700 113,700 113,200 0,51%
SE Chonchi 23 kV 23,380 23,470 23,320 0,37%
Datos SCADA
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Con todo, desbalances provocados por cargas futuras pudieran deteriorar el factor de
desbalance más allá de los límites admitidos por la normativa, considerando además que
el margen entre la exigencia de la NTSyCS y el resultado obtenido es solo de un 0,24%. Alrespecto, resulta relevante considerar que el balance de cargas rurales es intrínsecamente
complejo. Balanceando las dificultades técnicas de efectuar la transposición con los
beneficios futuros de disponer de ella, se recomienda efectuar la transposición completa
(dos torres de transposición) de la Línea 220 kV Melipulli - Chiloé.
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