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COMPLEMENTO REVISIÓN 2013 ESTUDIO DE TRANSMISIÓN
TRONCAL CUATRIENIO 2011-2014
“Modificación Conexión ATR3 en S/E Charrúa”
Dirección de Peajes
CDEC-SIC
24 de diciembre de 2013
Complemento Propuesta de Desarrollo y Expansión STT 24 de diciembre de 2013
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 2 - Informe Complementario
ÍNDICE DE CONTENIDO
1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................................. 3
2 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ...................................................................................................................... 4
3 ANÁLISIS DE LA PROPUESTA......................................................................................................................... 5
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES ............................................................................................................................................... 5 3.1.1 PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE LA FALLA EN UNA SECCIÓN DE BARRA .................................................................... 5 3.1.2 PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE LOS FLUJOS POR EL TRAMO CHARRÚA 550/220 KV ........................................... 5 3.1.3 PÉRDIDA DE CONSUMO ESTIMADA.......................................................................................................................................... 5 3.1.4 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE CONSUMOS ........................................................................................................................... 6 3.1.5 COSTO DE FALLA DE CORTA DURACIÓN ................................................................................................................................. 6 3.2 CASOS ANALIZADOS ................................................................................................................................................................... 6 3.3 RESULTADOS OBTENIDOS .......................................................................................................................................................... 6 3.3.1 PERIODO 2016-2017 ............................................................................................................................................................. 7 3.3.2 PERIODO 2018 EN ADELANTE ................................................................................................................................................ 7
4 RECOMENDACIÓN.............................................................................................................................................. 9
5 ANEXO ................................................................................................................................................................. 10
Complemento Propuesta de Desarrollo y Expansión STT 24 de diciembre de 2013
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 3 - Informe Complementario
1 INTRODUCCIÓN
El presente documento se enmarca en el proceso de revisión del Estudio de Transmisión
Troncal que anualmente realiza la Dirección de Peajes (DP) del CDEC-SIC, en el que se emite
una propuesta de expansión del Sistema de Transmisión Troncal (STT) con aquellas obras que
deben iniciar su construcción en el periodo inmediatamente siguiente, y cuyo informe final fue
enviado a la Comisión Nacional de Energía (CNE) el día 30 de octubre del presente año.
Por otro lado, hacia el final del desarrollo de la Revisión, la empresa Transelec, mediante carta
O-218 del 28 de octubre de 2013, presentó al CDEC-SIC una propuesta de modificación de la
conexión del tercer banco de autotransformadores, cuya finalidad consiste en mejorar la
confiabilidad de la S.E. Lo anterior, debido a que al operar el tramo de transformación Charrúa
500/220 kV con transferencias del orden de 1500 MW, y en el caso de que se produzca una
contingencia en la sección de barra en que se encuentran conectados dos de los tres bancos de
autotransformadores, ambos saldrían de servicio con posible pérdida de vínculo debido a la
desconexión por sobrecarga del transformador conectado a la otra sección de barra de la S.E.
Considerando la fecha en la que se recibió la propuesta de Transelec, no fue posible incluirla
en el informe final de la revisión anual 2013 realizado por la DP.
No obstante lo anterior, se ha decidido complementar el informe de Revisión para que sea
considerado por la CNE en la emisión del correspondiente Plan de Expansión del STT.
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2 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
La solución propuesta por Transelec consiste en la modificación del esquema de conexión del
ATR N°3 500/220 kV, pasando de una configuración de doble barra más barra de
transferencia, a una configuración de doble interruptor, de modo que permita mantener en
servicio el equipo ante la falla de alguna de las dos secciones de barra de 500 kV, y así evitar la
salida de más de un transformador ante una contingencia como esa.
El proyecto tendría un plazo de ejecución de 20 meses a partir de su adjudicación y un valor
de inversión estimado en USD 6,3 millones.
Mayor detalle de la descripción del proyecto se puede encontrar en la propuesta completa
entregada por Transelec, la que se adjunta como anexo a este informe.
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3 ANÁLISIS DE LA PROPUESTA
El proyecto propuesto por Transelec ha sido evaluado en términos económicos a partir de la
determinación del valor de la Energía No Suministrada (ENS) esperada ante la salida de la
sección de barra en la S.E. Charrúa, en la que se encuentren conectados dos de los tres
transformadores, valor que es contrastado con la anualidad del valor de transmisión por
tramo (inversión y COMA del proyecto).
3.1 Consideraciones generales
A continuación se describen las principales consideraciones utilizadas en el desarrollo de esta
evaluación.
3.1.1 Probabilidad de ocurrencia de la falla en una sección de barra
Para el desarrollo de la evaluación económica del proyecto en cuestión se utilizó la
probabilidad de falla de una sección de barra entregada por Transelec. Esta probabilidad se
determinó en base a la estadística de falla de instalaciones similares en el SIC y equivale a una
falla cada 22 años.
Cabe señalar que dicho valor se encuentra respaldado en la estadística de los últimos 11 años
del SIC.
3.1.2 Probabilidad de excedencia de los flujos por el tramo Charrúa 550/220 kV
A partir de los flujos esperados obtenidos de las simulaciones realizadas con motivo de la
emisión del Informe Final de la Revisión del ETT, se determinó la probabilidad de que la
transferencia por el tramo en cuestión se encuentre dentro de ciertos rangos representativos.
Los valores de transferencias considerados corresponden a aquellos superiores a la capacidad
de sobrecarga admisible de cada uno de los equipos del tramo (1150 MW), ya que para
valores inferiores se espera que no exista pérdida de consumos al ocurrir la contingencia
analizada.
3.1.3 Pérdida de consumo estimada
La magnitud de la pérdida de consumo utilizada en la evaluación se estimó del orden de la
transferencia a través del tramo de transformación, lo que es consistente con los resultados
mostrados en el informe final “Estudio de Detalle para PDCE Charrúa – Ancoa”.
Cabe señalar que con esta consideración se está asumiendo que la ocurrencia de la
contingencia analizada, para los niveles de transferencia señalados, implica la salida por
sobrecarga del equipo de transformación que se encuentra conectado a la sección de barra
sana (no fallada), lo que resultaría equivalente a la pérdida del vínculo Charrúa – Ancoa 2x500
kV.
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3.1.4 Tiempo de recuperación de consumos
De acuerdo a los despachos de generación esperados para aquellas condiciones de operación
en que se superan los 1150 MW de transferencia por el tramo Charrúa 500/220 kV, se estima
que se podrían recuperar del orden de 1000 MW de consumo en un tiempo no superior a una
hora, considerando las centrales generadoras de partida rápida que se encontrarían
disponibles al norte de la S.E. Charrúa. El detalle de las centrales consideradas se presenta en
la siguiente tabla:
En tanto, para el resto de los consumos se estimó una recuperación del servicio en un tiempo
de tres horas.
3.1.5 Costo de falla de corta duración
Los análisis fueron realizados considerando el costo de falla de corta duración contenido en la
Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) vigente, el que corresponde a
3,240 US$/kWh. Adicionalmente, debido a la cercanía de la emisión de la versión actualizada
de dicha norma, los análisis han sido realizados también con el costo de falla de corta duración
del borrador de dicha versión de la NTSyCS, el cual corresponde a 13,230 US$/kWh.
3.2 Casos Analizados
Dado el plazo de construcción del proyecto, se estima que su puesta en servicio sería durante
el primer semestre del año 2016, por lo que el periodo de evaluación comienza en dicho año.
Por otra parte, se espera que el tercer circuito del tramo Charrúa – Ancoa 500 kV esté
operativo para el primer semestre del año 2018, lo que implicaría un aumento de los flujos
máximos esperados por el tramo, de modo que se estima conveniente realizar una evaluación
que sea válida para el periodo 2016-2017 y otra a partir de 2018.
3.3 Resultados obtenidos
A continuación se presentan los resultados obtenidos para cada uno de los casos analizados.
CentralPotencia
[MW]
Quintero TG 1 120
Quintero TG 2 120
Nehuenco 9B 100
Los Vientos 120
Olivos 93
Colihues 19
El Peñón 79
Espinos 115
Candelaria 1 122
Candelaria 2 122
Total 1010
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3.3.1 Periodo 2016-2017
Cuadro 1: Resultados período 2016-2017 (costo de falla vigente).
Cuadro 2: Resultado Resultados período 2016-2017 (costo de falla borrador NTSyCS).
3.3.2 Periodo 2018 en adelante
Cuadro 3: Resultados período 2018 en adelante (costo de falla vigente).
Nivel
de
Transferencia
Costo Falla
[USD/MWh]
Potencia
Interrumpida
[MW]
Tiempo
Indisponibildad
[h]
Probabilidad
de
ocurrencia
ENS
[MWh]
Costo
[miles de USD]
Probabilidad
de falla
[veces/año]
Valor
Esperado de
la ENS
[miles
USD/año]
1150<Tx<1350 3,240 1200 1 10% 120 389 0.04545 17.7
1350<Tx<1500 3,240 1000 1 43% 430 1,393 0.04545 63.3
1350<Tx<1500 3,240 500 3 43% 645 2,090 0.04545 95.0
ENS Anual $175.99
VATT -$770.23
Beneficio Anual -$594.24
Nivel
de
Transferencia
Costo Falla
[USD/MWh]
Potencia
Interrumpida
[MW]
Tiempo
Indisponibildad
[h]
Probabilidad
de
ocurrencia
ENS
[MWh]
Costo
[miles de USD]
Probabilidad
de falla
[veces/año]
Valor
Esperado de
la ENS
[miles
USD/año]
1150<Tx<1350 13,230 1200 1 10% 120 1,588 0.04545 72.2
1350<Tx<1500 13,230 1000 1 43% 430 5,689 0.04545 258.6
1350<Tx<1500 13,230 500 3 43% 645 8,533 0.04545 387.9
ENS Anual $718.63
VATT -$770.23
Beneficio Anual -$51.60
Nivel
de
Transferencia
Costo Falla
[USD/MWh]
Potencia
Interrumpida
[MW]
Tiempo
Indisponibildad
[h]
Probabilidad
de
ocurrencia
ENS
[MWh]
Costo
[miles de USD]
Probabilidad
de falla
[veces/año]
Valor
Esperado de
la ENS
[miles
USD/año]
1150<Tx<1350 3,240 1200 1 10% 120 389 0.04545 17.7
1350<Tx<1500 3,240 1000 1 8% 80 259 0.04545 11.8
1350<Tx<1500 3,240 500 3 8% 120 389 0.04545 17.7
1500<Tx<1750 3,240 1000 1 13% 130 421 0.04545 19.1
1500<Tx<1750 3,240 750 3 13% 293 948 0.04545 43.1
1750<Tx<2000 3,240 1000 1 13% 130 421 0.04545 19.1
1750<Tx<2000 3,240 1000 3 13% 390 1,264 0.04545 57.4
Tx>2000 3,240 1000 1 17% 170 551 0.04545 25.0
Tx>2000 3,240 1050 3 17% 536 1,735 0.04545 78.9
ENS Anual $289.83
VATT -$770.23
Beneficio Anual -$480.40
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Cuadro 4: Resultado Resultados periodo 2018 en adelante (costo de falla borrador NTSyCS).
De los cuadros mostrados, se desprende que al considerar el costo de falla de corta duración
vigente, no resulta económicamente conveniente la ejecución del proyecto. Sin embargo, al
considerar el costo de falla de 13,230 US$/kWh, contenido en el borrador de la NTSyCS, para
el primer período de evaluación resulta un beneficio anual que se encuentra en la indiferencia
económica, en tanto a partir del año 2018, el beneficio económico resulta ser de 413 miles de
dólares al año, lo que configura un valor presente positivo del proyecto.
Nivel
de
Transferencia
Costo Falla
[USD/MWh]
Potencia
Interrumpida
[MW]
Tiempo
Indisponibildad
[h]
Probabilidad
de
ocurrencia
ENS
[MWh]
Costo
[miles de USD]
Probabilidad
de falla
[veces/año]
Valor
Esperado de
la ENS
[miles
USD/año]
1150<Tx<1350 13,230 1200 1 10% 120 1,588 0.04545 72.2
1350<Tx<1500 13,230 1000 1 8% 80 1,058 0.04545 48.1
1350<Tx<1500 13,230 500 3 8% 120 1,588 0.04545 72.2
1500<Tx<1750 13,230 1000 1 13% 130 1,720 0.04545 78.2
1500<Tx<1750 13,230 750 3 13% 293 3,870 0.04545 175.9
1750<Tx<2000 13,230 1000 1 13% 130 1,720 0.04545 78.2
1750<Tx<2000 13,230 1000 3 13% 390 5,160 0.04545 234.5
Tx>2000 13,230 1000 1 17% 170 2,249 0.04545 102.2
Tx>2000 13,230 1050 3 17% 536 7,085 0.04545 322.0
ENS Anual $1,183.48
VATT -$770.23
Beneficio Anual $413.25
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4 RECOMENDACIÓN
Con motivo de los análisis descritos, a ésta Dirección le parece recomendable la ejecución del
proyecto “Modificación conexión ATR N° 3 500/220 kV en S/E Charrúa”, con un plazo de
construcción de 20 meses y con un valor de inversión referencial de US$ 6,3 millones, sujeto a
que la actualización de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, sea emitida con
un costo de falla de corta duración equivalente a 13,230 US$/kWh.
Cabe señalar además que, en la medida que esta recomendación sea incluida en el plan de
expansión del STT del SIC, y debido a que ésta corresponde a una semi-diagonal de una
configuración de interruptor y medio, se recomienda que la obra sea realizada considerando
la posibilidad futura de completar la diagonal con alguno de los paños de 500 kV troncales
disponibles o futuros de la S.E.
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5 ANEXO
ANEXO
Proyecto de Ampliación Troncal (Transelec)
Modificación conexión ATR N° 3 500/220 kV en S.E. Charrúa
Complemento Rev. 2013 ETT
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