Electronet Ltda CESI AUDIENCIA PÚBLICA ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL Santiago, 19 de Diciembre de 2006

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AUDIENCIA PÚBLICA ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL

Santiago, 19 de Diciembre de 2006

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ESQUEMA DE PRESENTACIONES

RESUMEN Y CONCLUSIONES DETERMINACIÓN DEL VALOR ANUAL DE TRANSMISIÓN

POR TRAMO (VATT) Valorización de Instalaciones Costos de Operación, Mantenimiento y Administración

ESTUDIO DE EXPANSIÓN DEL STT Diagnóstico y Formulación de Alternativas de Expansión Evaluación Económica de Alternativas Verificación del Cumplimiento de la Norma Técnica de

Calidad y Seguridad de Servicio

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Audiencia Pública Estudio de Transmisión Troncal

RESUMEN Y CONCLUSIONES


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ETAPAS DEL ESTUDIO

Determinación del Valor Anual de Transmisión por Tramo del STT existente

Estudio de Expansión del STT

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Determinación del VATT

Determinación del V.I. por Tramo.

Determinación de Vida Util y del A.V.I. por Tramo.

Determinación del C.O.M.A. por Tramo.

V.A.T.T= AVI + COMA

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Determinación del V.I. por Tramo. Validación Instalaciones Existentes

• Construcción del Inventario• Validación del inventario• Criterios de asignación de costos de instalaciones a tramos:

Líneas: asignación directa Subestaciones: paños, trafos, instalaciones comunes de patio,

instalaciones comunes de subestación Instalaciones comunes a varios tramos

Precios de Mercado.• Encuestas de precios de equipos y materiales importados• Encuestas de precios de insumos nacionales: materiales, construcción,

montaje• Ingeniería, inspección, puesta en servicio• Costos ambientales pertinentes

Valorización Instalaciones. Terrenos y servidumbres

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Determinación del A.V.I. por Tramo: Vida útil económica Estadística de instalaciones nacionales: no representativa Imposibilidad de estudio técnico que pronostique vida útil

económica de instalaciones repuestas a nuevo Estadística a nivel internacional: Estudio CIGRE

• 180.000 Kilómetros circuito de líneas de transmisión• 300.000 componentes de subestaciones• Pertenecientes a 13 países de Europa y América

Resultados de la Vida útil:• líneas: 50 años• equipos mayores y primarios: 40 años• protecciones electromecánicas: 30 años• Protecciones numéricas: 15 años

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Determinación del VATT Determinación del C.O.M.A. por Tramo.

Estructuración de empresa modelo• Transmisión troncal centralizada una sola empresa• Referencia: Transelec• Estructuración de empresa modelo troncal tomando como referencia

una empresa de transmisión que atiende, además, subtransmisión y adicionales.

Estudio de Costos:• Costos de OyM• Costos de administración

Asignación a Tramos:• Asignación a ofic. Central, administraciones y centros zonales• De oficina central, administraciones y centros zonales a tramos

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Resultados globales del VATT en el SIC y el SING

RESULTADOS DE VI, AVI Y COMA TOTALMiles US$ Diciembre 2005

VI AVI COMASIC (1)

STT Transelec 1,043,612 105,681 22,030 STT CTNC (tramo 10 completo) 31,591 3,190 698

SING (tramo único completo) 4,858 496 240

Nota (1): no incluye tramos anteriores a Agosto de 2004

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Estudio de Expansión del STT.

Escenarios de Generación y Demanda Diagnóstico STT existente. Proyectos de Expansión presentados por los Participantes. Proyectos de Expansión preparados por el Consultor Formulación Alternativas de Expansión.

Factibilidad Técnica. Límites de Transmisión por Tramos. Esquemas DAC o DAG.

Evaluación Económica y Análisis de Sensibilidad. Plan de Expansión Recomendado.

Obras Nuevas o Ampliaciones. Verificación de la Norma de Seguridad y Calidad de Servicio.

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Escenarios de Generación y Demanda: 4 escenarios de generación y dos de demanda en el SIC

Formulación de planes: se distinguieron 4 zonas: Norte, Centro, Sur y 154 kV

Zonas Norte y Sur: evaluadas tramo a tramo. Zonas Centro y 154 kV: evaluadas globalmente. Alternativas Zona Centro: 4 alternativas:

500 kV 220 kV Mixta 500/220 kV 220 kV con desfasadores

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Resultados evaluación zona Centro

Itemes (actualizados al 1-ene-2010) Alt. 220 kV Alt. 500 kV Alt. Mixta Alt. DesfasadoresInversión 153.8 226.9 168.8 140.9COMA Actualizado 11.9 13.8 12.5 10.6Valor Residual -93.4 -147.3 -101.4 -85.5Costo ST en el período 72.3 93.5 79.9 66.0Costos de Op. Y Falla 19.9 0.0 8.2 13.5Total 92.2 93.5 88.1 79.5

Alternativa recomendada se mantiene en los otros tres escenarios de generación y en el otro escenario de demanda

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Resultados Zona Norte: Quillota-Nogales-Diego de Almagro: Sólo se justifica:

• Tercer circuito Maitencillo-Cardones• Tercer circuito Pan de Azúcar-Los Vilos-Nogales

Resultados zona Sur: Solo se justifica un tercer circuito de 220 kV en el tramo

Cautin-Valdivia. Resultados zona del sistema de 154 kV Itahue-Alto Jahuel

Se justifica transformarlo a 220 kV

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Chena

Maitencillo

P.Azúcar

L.Vilos

Quillota

C.Navia

Cardones

A.Jahuel

P.Cortés

Ancoa

Rancagua

Itahue

Temuco

Charrúa

Valdivia

B.Blanco

P.Montt

Nogales

C.Pinto

Polpaico

(Ene-09)

(Ene-13)

(Oct-08)

(Abr-10)

(Jul-09)

(Ene-10)

(Ene-10)(Jul-10)

(Feb-11)

(Jul-09)Paine

Tinguiririca

S.Fernando

Teno

(Feb-10)

(May-09)

Cautín

(Jun-13)

(Oct-09)

(Jun-10)

D.Almagro

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Recomendación de expansiones

PLAN DE DESARROLLO ZONA NORTE QUILLOTA – DIEGO DE ALMAGRO

Fecha

Obras de transmisión Clasificación Empresa responsabl

e

VI (mills US$)

Ene – 09 8 Subestación Cardones 220 kV Ampliación de obra existente

CTNC

8,2

Ampliación paño de línea de 220 kV a Maitencillo

9 Línea Cardones – Maitencillo 1x220 kV.

Tendido de conductor tercer circuito

10

Subestación Maitencillo 220 kV

Ampliación por línea de 220 kV a Cardones

Ene – 13 11

Línea Pan de Azúcar – Los Vilos 2x220 kV Obra a ser licitada por canon

Adjudicatario Licitación

57,7

13

Subestación Pan de Azúcar 220 kV

Ampliación por línea de 220 kV a Los Vilos

14

Subestación Los Vilos 220 kV

Ampliación paño de línea de 220 kV a Pan de Azúcar

12

Línea los Vilos – Nogales 2x220 kV Obra a ser licitada por canon

Adjudicatario licitación

14

Subestación Los Vilos 220 kV

Ampliación paño de línea de 220 kV a Nogales

15

Subestación Nogales 220 kV

Ampliación paño de línea de 220 kV a Los Vilos

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Fecha Obras de transmisión Clasificación Empresa responsable VI (mills US$)

Línea Alto Jahuel – Cerro Navia 2x220 kV, tramo tap Chena – Cerro Navia. Reemplazo conductor Flint por conductor de alta temperatura

5 Subestación Chena 220 kV 1 paño de línea de 220 kV para segundo circuito El Rodeo

Ampliación de obra existente

Chilectra

6 Línea Alto Jahuel – Chena 220 kV: Tendido del conductor del segundo circuito en el tramo El Rodeo – Chena de 20 km aproximadamente


Transelec

Ene-10 7 Línea Alto Jahuel – Cerro Navia 2x220 kV, tramo Alto Jahuel – tap Chena, circuito 1, 27 km aproximadamente: Reemplazo conductor Flint por conductor de alta temperatura


Transelec5,8

Subestación Polpaico. Ampliación 2 paños de línea de 220 kV a Subestación Nogales

10 Línea Nogales – Polpaico 2x220 kV, 75 km aproximadamente, Capacidad de 1500 MVA/circuito

Jul-10 11 Línea Alto Jahuel – Cerro Navia 2x220 kV, tramo Alto Jahuel – tap Chena, circuito 2., 27 km aproximadamente, Reemplazo conductor Flint por conductor de alta temperatura


Transelec5,8

Transelec

17,9

11,2

Transelec20,2

Subestación Seccionadora Nogales 220 kV: 6 paños de linea+seccionador y acoplador

Transelec

2,0

54,7

Feb-11 12 Subestación Polpaico 500/220 kV.: Ampliación segundo banco de autotransformadores de 750 MVA de capacidad trifásica, 500/220 kV



Transelec

Abr-10 8 Obra a ser licitada por canon

Adjudicatario licitación

9

PLAN DE DESARROLLO ZONA CENTRAL ALTERNATIVA DESFASADORES

4 Línea de entrada a Alto Jahuel 2x500 kV de 9,5 km aproximadamente. Ampliación de obra existente

Jul-09 2 Subestación Polpaico 220 kV: 2 autotransformadores desfasadores de 350 MVA, y sus paños


3 Subestación Alto Jahuel 500 kV: Ampliación patio 500 kV en 2 paños de línea: para líneas a Ancoa y a Lo Aguirre.

2,6Oct-08 Ampliación de obra

existenteTranselec1

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Fecha Obra de transmisión Clasificación Empresa responsable VI (mills US$)

2 Subestación arranque Tuniche 154 kV: Modificación del arranque para conectar cada circuito Tuniche – Rancagua a cada circuito Alto Jahuel – Punta de Cortés.


Transelec

3 Subestación seccionadora Tinguiririca 220 kV energizada en 154 kV:

BP y BT, acoplador y seccionador. 5 paños de línea de 220 kV: 2 a Punta de Cortés + 2 a Itahue + 1 a Subestación San Fernando.

4 Línea Tinguiririca – San Fernando 220 kV energizada en 154 kV Ampliación de obra existente

Transelec0,4

Subestación Punta de Cortés 220/154 kV: Instalación banco de autotransformadores monofásicos con unidad de reserva, 220/154 kV.

Patio 220 kV: Completar esquema BP y BT con acoplador y seccionador.Patio 154 kV: BP y BT con acoplador; 2 paños autotransformador de 220 kV y 154 kV; 1 paño de línea de 154 kV nuevo para línea a Tilcoco.

6 Subestación Alto Jahuel 220 kV: 2 paños de línea de 220 kV para líneas Alto Jahuel – Punta de Cortés.


Transelec

Subestación Paine 220 kV: Reemplazo Transf.. 154/66 kV por 220/66 kVSe recupera transformador de 154/66 kV existente.

8 Línea Tinguiririca – Punta de Cortés: Retiro de servicio para transformación a 220 kV. Cambio de conductor y aumento de la aislación.


Transelec

9 Línea Alto Jahuel – Tuniche 154 kV: Aumento de aislación de ambos circuitos para operación en 220 kV


Transelec

10 Línea Punta de Cortés – Tuniche 2x220 kV (empalma en el arranque Tuniche con las líneas Alto Jahuel – Tuniche transformadas a 220 kV)


Transelec

May-08 1

CGE Transmisión

5 Transelec

7

12 Línea Punta de Cortés – Tilcoco 1x154 kV: Nueva línea para empalmar con arranque Tilcoco-Rengo 154 kV.

TranselecAmpliación de obra existente

TranselecAmpliación de obra existente

Alimentación a Rancagua 154 kV.11



27,4

May-09

PLAN DE DESARROLLO ZONA ITAHUE – ALTO JAHUEL

Oct-08 Obra a ser licitada por canon.

Adjudicatario licitación8,0

Subestación Punta de Cortés 220 kV energizada en 154 kV: 2 paños de línea de 220 kV para circuitos de 154 kV a Subestación AJ + Interconexión con la barra de 154 kV existente de CGE Transmisión.

2,7TranselecAmpliación de obra

existente

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Fecha Obra de transmisión Clasificación Empresa responsable VI (mills US$)

13 Subestación Punta de Cortés 220 kV: Ampliación en 2 paños de línea de 220 kV para energizar en 220 kV línea a Subestación Tinguiririca.


Transelec

14 Subestación San Fernando 220 kV: Instalación de banco de autotransformadores monofásicos, 220/154 kV, capacidad 300 MVA trifásicos, con cambiador de derivaciones bajo carga.


CGE Transmisión

15 Subestación Teno 220 kV: Instalación de autotransformador 220/154 kV, capacidad 200 MVA trifásicos, con cambiador de derivaciones bajo carga.


CGE Transmisión

16 Línea Tinguirica – Teno 2x220 kV: Cambio de aislación para 220 kV y operación en 220 kV.


Transelec

18 Subestación Itahue 220 kV: Ampliación en 2 paños de 220 kV para líneas a Subestación Tinguiririca.


Transelec

Línea Itahue – Teno 2x220 kVAumento de aislación para operación en 220 kV.

6,3

Jun-10

19 Transelec



17 Línea Arranque Teno – Teno 220 kV: Modificación para 220 kV y operación en 220 kV.

Feb-10

PLAN DE DESARROLLO ZONA ITAHUE – ALTO JAHUEL

Transelec

4,1

4,3

Oct-09

Fecha Obras de transmisión Clasificación Empresa responsable VI (mills US$)

Jun – 13 1 Línea Cautín – Valdivia 1x220 kV.Subestación Cautín 220 kV. Ampliación por línea de 220 kV a ValdiviaSubestación Valdivia 220 kV. Ampliación por línea de 220 kV a Cautín

PLAN DE DESARROLLO ZONA SUR CAUTÍN – PUERTO MONTT

Obra a ser licitada por canon

Adjudicatario licitación2

338,2

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VI (mills US$) %

Obras Nuevas a Licitar por Canon 158,6 57%Ampliaciones Obras Existentes 118,9 43%Total 277,5 100%

INVERSIONES RECOMENDADAS A INICIAR EN PERÍODO 2007 - 2010

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Conclusiones

Se desarrolló ETT, cumpliéndose adecuadamente las etapas previstas Proceso transparente de aprobación por etapas del estudio Intervención activa de los participantes

Se lograron los objetivos, aunque los tiempos fueron muy ajustados Zona Centro fue la más compleja del estudio de expansión

Solución implica obras inmediatas Pero no se comprometen inversiones que podrían no ser las

mejores soluciones frente a escenarios no analizados (Aysén) En el resto de las zonas, las soluciones son evidentes y varias

dependen de los escenarios de generación que se presenten

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Conclusiones

Aspectos destacables Aplicación práctica de lo dispuesto en la ley y en las

bases Definición de criterios explícitos

• Para la asignación a tramos de instalaciones comunes

• Para la calificación de nuevas obras como ampliación o como obra nueva

• Aplicación de la Norma Técnica • Otros criterios

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VALOR DE INVERSIÓN


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Cálculo de VI – Estructura básica del modelo

Parte SubestacionesComunes de S/E

Comunes de patio

Paños de líneaMontajes

Paños transfer y seccionam

Precios Unitarios

Paños de trafos

TerrenosPaños de equipos

Transformadores

Equipos (BCE, SER, Reactores)

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$S/E

Total 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Comunes de S/E 20 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Comunes de patio 27 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 1 2 2 3 1 1 1

Paños de línea 77 1 2 2 3 4 4 4 6 4 10 2 8 9 3 3 2 2Montajes

Paños transfer y seccionam 33 1 2 2 1 2 2 2 4 2 4 6 1

Precios Unitarios

Paños de trafos 22 1 2 8 1 5 5

Terrenos

Paños de equipos 48 6 3 3 4 11 5 5 7 2

Transformadores 13 1 2 3 1 3 3

Equipos (BCE, SER, Reactores) 35 1 1 2 2 1 7 1 11 5 2

273 10 4 9 14 14 7 8 10 13 48 4 21 40 33 10 4 4

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Costos de paños de líneas: equipamientoÍtem Descripción Unid. Cant.

Precio Unit.

Precio Parcial

1 EQUIPOS PRIMARIOS1.1 Interruptores1.1.1 Interruptor de poder tripolar 245 kV, 3150 A, 50 kA, SF6 autopuffer (DELLE

ALSTHOM FL-245) c/u 1 $ 54,406 $ 54,4061.2 Desconectadores tripolares de barras y/o de trasferencia1.2.1 Desconectador trifásico 245 kV, 200 A, Apertura Central (BRUSH POWER

ELECTRIC A 1008) c/u 2 $ 15,869 $ 31,7371.3 Desconectadores tripolares de línea c/puesta a tierra1.3.1 Desconectador trifásico 245 kV, 200 A, Apertura Central c/cuchillas de PaT

(BRUSH POWER ELECTRIC A 1008) c/u 1 $ 19,269 $ 19,2691.4 Transformadores de corriente1.4.1 Transformador de Corriente monofásico 245 kV, razón 300-600-1200/5-5-5

A (ALSTHOM IH 245-32) c/u 3 $ 13,732 $ 41,1971.5 Transformadores de potencial1.5.1 Transformador de Potencial monofásico 245 kV, razón 230:V3/0,115:V3-

0,115 kV (BALTEAU UEZ 220PT) c/u 3 $ 14,877 $ 44,6301.5.2 Guardamotores trifásicos c/u 1 $ 44 $ 441.6 Pararrayos1.7 Trampas de onda1.7.1 Trampa de onda 220 kV (HAEFELY P) c/u 1 $ 13,046 $ 13,0461.8 Condensadores de acoplamiento1.8.1 Condensador de Acoplamiento 220 kV (ALSTHOM KHC-245/04) c/u 1 $ 4,806 $ 4,8061.9 Aisladores pedestal1.9.1 Aisladores pedestal (NGK CC-1050-A) c/u 18 $ 572 $ 10,299

SUBTOTAL MATERIALES $ 219,4352 Seguro (% costo materiales s/camión) % - 0.00% $ 03 MONTAJE Gl. - - $ 165,7404 CABLEADO Gl. - - $ 45,4715 COMUNES DE PAÑO Gl. - - $ 107,1726 PROTECCIÓN Y CONTROL Gl. - - $ 66,3037 TRANSPORTE TERRESTRE t.km 10669 $ 0.16 $ 1,739

$ 605,860TOTAL COSTO DIRECTO

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Costos de paños de línea: comunes de pañoÍtem Descripción Unid. Cant.

Precio Unit.

Precio Parcial

1 Marcos de línea (Pilar= 3, Barral= 2)1.1 Base1.1.1 Hormigón H25 elaborado m3 25.8 $ 1,055 $ 27,2141.1.2 Hierro torsionado para armadura kg 930 $ 0 $ 01.2 Estructura de acero galvanizado para marcos kg 7220 $ 6 $ 46,1151.3 Conexionado de puesta a tierra1.3.1 Cable de Cu desnudo duro 2/0 AWG m 129 $ 2 $ 308

1.3.2Soldadura por termofusión de cable 2/0 AWG a estructura de acero Cjto. 24 $ 15 $ 356

1.3.3Soldadura por termofusión en "T" para cable 4/0 AWG a 2/0 AWG

Cjto. 6 $ 15 $ 892 Conexionado de alta tensión2.1 Cable AASC FLINT 740,8 MCM m 330 $ 4 $ 1,4372.2 Aislador de Disco de Porcelana, Antipolución, tipo Bola

y Rótula, para cadenas de anclaje y suspensión, 120 kN, Diámetro del Disco 254 mm, Paso 146 mm, Acoplamiento IEC-120, Clase 16 Pza. 238 $ 31 $ 7,263

2.3 Conjunto de anclaje tipo a compresión, 120 kN Cjto. 14 $ 355 $ 4,9672.4 Conector de Al.Al. tipo "T" para cable AASC FLINT

740,8 MCM pasante y derivado Cjto. 10 $ 33 $ 3272.5 Conector de Al.Al. tipo "Paralelo" para cable AASC

FLINT 740,8 MCM pasante Cjto. 6 $ 33 $ 1962.6 Bulonería, herrajes, etc. kg 90 $ 4 $ 3343 Tableros de control y protección3.1 Gabinete metálico para tablero de control local,

incluyendo cableado y accesorios menores c/u 1 $ 3,179 $ 3,1793.2 Gabinete metálico para bastidor de protecciones,

incluyendo cableado y accesorios menores c/u 1 $ 3,179 $ 3,1793.3 Gabinete metálico para tablero de relés auxiliares,

incluyendo cableado y accesorios menores c/u 1 $ 3,179 $ 3,1793.4 Gabinete metálico para armarios repartidores de

cables, incluyendo cableado y accesorios menores c/u 1 $ 424 $ 424SUBTOTAL MATERIALES $ 98,564

4 Seguro (% costo materiales s/camión) % - 0.00% $ 0TOTAL MATERIALES Y SEGURO $ 98,564

MATERIALES

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Costos de paños: obras civiles y montajes

Ítem Tarea Unid. Cant. hh Unit.hh

ParcialChofer Maestro de 1° Maestro de 2° Ayudante

Camión volcador

Cargadora frontal

Grúa pesada

Grúa liviana

1 Excavación m3 25.8 3.2 82 0.02 Hormigonado m3 25.8 0.0 0 0.0

3Armado estructura, incluyendo conexionado a malla de tierra t 7.2 0.0 0 0.0

4 Interconexión de equipos en alta tensión día 4 65.6 263 10.0 20.0 40.0 10Total horas ayudante equivalentes 345 0.0 1.3 1.1 1.00 0.00 0.00 0.00 40.00

Ítem Descripción Unid. Cant.Precio Unit.

Precio Parcial

1 Camión volcador h 0.00 $ 60.11 $ 02 Cargadora frontal h 0.00 $ 55.38 $ 03 Grúa pesada h 0.00 $ 204.23 $ 04 Grúa liviana h 40.00 $ 55.38 $ 2,2155 Equipos menores - 2.00% $ 44

Total equipos $ 2,259


Precio Parcial

1 MATERIALES Y SEGURO TERRESTRE Gl. - - $ 98,5642 MANO DE OBRA (hh ayudante equivalente) hh 345 $ 18.42 $ 6,3483 EQUIPOS Gl. - - $ 2,259

TOTAL MATERIALES, SEGURO, MANO DE OBRA Y EQUIPOS $ 107,172

RESUMEN

MANO DE OBRA RENDIMIENTOS

EQUIPOS

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Costos de paños de línea: protección y control


Precio Parcial

1 Protecciones1.1 21-21N Schlumberger PDPS y PDTS Cjto. 1 $ 8,768 $ 8,7681.2 21-21N /50BF/67N SEL 421 c/u 1 $ 8,768 $ 8,7681.3 50BF GE SBC23A c/u 1 $ 2,174 $ 2,1741.4 Teleprotección Alstom DIP5000 c/u 1 $ 14,877 $ 14,8772 Equipos de control2.1 Relés auxiliares c/u 20 $ 109 $ 2,1803 Equipos de medición3.1 Medidor de energía Scientific Columbus Jem 10 c/u 1 $ 5,722 $ 5,7224 Equipos de comunicaciones4.1 Equipo OP bicanal Alstom ALSPA 1790 B c/u 2 $ 6,408 $ 12,8174.2 Filtro de acoplamiento Italtel c/u 2 $ 1,945 $ 3,891

SUBTOTAL MATERIALES $ 59,1965 Seguro (% costo materiales s/camión) % - 0.00% $ 0

TOTAL MATERIALES Y SEGURO $ 59,196

MATERIALES

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Costos de paños de línea: transportesPeso Unit.

[kg]Peso Parcial

[kg]Origen Origen

Peso total [kg]

Local 57,690Santiago 8420

2200 56760 Local Puerto 25561 930 Local Los Andes 01 7220 Santiago 68666

Gl. 10 Santiago 1.00000

1 348 Puerto

6.0 1428 Puerto50 700 Puerto

5 50 Puerto

5 30 Puerto1 90 Santiago

350 350 Santiago

350 350 Santiago

350 350 Santiago

50 50 Santiago68666

TRANSPORTE A OBRA

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Resumen por elemento valorizado

S-16

PRECIO TOTALMILES US$

1 INGENIERÍA BÁSICA $ 482 INGENIERÍA DE DETALLE POR EL CONTRATISTA, COSTO BASE $ 1693 TERRENO $ 384 OBRAS CIVILES $ 4205 EQUIPOS Y MATERIALES $ 2306 TRANSPORTE TERRESTRE $ 27 MONTAJE $ 48 PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO (incluído en 12)9 GASTOS GENERALES CONTRATISTA $ 130

10 UTILIDAD DEL CONTRATISTA $ 3011 IMPREVISTO (incluido en 9)12 INSPECCION TECNICA DE LA EMPRESA DE TRANSMISION (iicluida en $ 11013 GESTION Y ADMINISTRACION DE LA EMPRESA DE TRANSMISION14 GASTOS GENERALES EMPRESA TRANSMISION15 INTERESES INTERCALARIOS $ 81

V.I. $ 1,262

ÍTEM DESCRIPCION

S/ E Ciruelos, Instalaciones comunes de patio 220 kVVALOR DE INVERSION – V.I.

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Costos de Líneas

Modelo semejante al de componentes de subestaciones, aunque de menor tamaño: 39 planillas de líneas 1 planilla de precios unitarios

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Precios Unitarios 1286 componentes

transformadores: poder, medida reactores interruptores desconectadores protecciones pararrayos, trampas de onda, condensadores de acoplamiento aisladores conductores, cables, mufas acero para estructuras baterías, cargadores, cables obras civiles: hormigón, cámaras, canaletas, mampostería conectores, prensas cuadros de alarmas, paneles de distribución, reles, ductos equipos OP, antenas, equipos transmisores grupos generadores equipos de aire acondicionado elementos de puestas a tierra

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Precios Unitarios

Para cada componente se tiene: costo en obra peso para transporte

Además, hay precios de: mano de obra de distintos tipos, transportes regulares y especiales vehículos de distintos tipos usados en construcción costos de excavación y montaje de estructuras costos de ingeniería, inspección, montaje de faenas, etc.

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Precios Unitarios

Costos unitarios en base a estudios de valores de mercado, considerando:• equipamiento acorde a estándares IEC, incluyendo repuestos cuando

corresponde• se considera disponibilidad en el mercado • descuentos por volumen y homogeneidad de condiciones de pago,

garantía, atrasos, etc.

Se encuestó por tipo de proveedor: • equipos y materiales importados (equipos primarios y equipos mayores,

conductores, aislación, ferretería): encuesta entre proveedores seleccionados, y su comparación con licitaciones competitivas recientes

• equipos y materiales nacionales: información de internet, catálogos• costos unitarios de contratistas de construcción y montaje: encuesta a

empresas constructoras.• costos unitarios de ingeniería: análisis de licitaciones

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Precios Unitarios

Protecciones: mucho equipo no existe en el mercado; se especificó la funcionalidad más relevante

Terrenos de subestaciones: registrados CDEC

Servidumbres de líneas: valores registrados CDEC

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Cálculo de Montajes (ej. Interruptor tripolar)


Precio Parcial

1 Base1.1 Hormigón H25 elaborado m3 4.3 $ 1,055 $ 4,5361.2 Hierro torsionado para armadura kg 51 $ 0 $ 02 Soporte y accesorios de montaje2.1 Estructura de soporte de acero galvanizado kg 1050 $ 7 $ 7,1492.2 Ductos metálicos o de PVC a canaletas de cables Gl. - $ 60 $ 602.3 Bulonería, herrajes, etc. kg 60 $ 4 $ 2223 Conexionado de alta tensión

3.1Conector recto de aleación de aluminio para conexión de 1 cable a terminal de paleta de aluminio c/u 6 $ 33 $ 196

4 Conexionado de puesta a tierra4.1 Cable de Cu duro desnudo 2/0 AWG m 10 $ 2 $ 244.2 Cable de Cu duro desnudo 41/0 AWG m 8 $ 3 $ 264.3 Plancha de acero diamantada para operador de 1,2 x 0,8 m espesor 6 mm c/u 1 $ 127 $ 1274.4 Plancha de acero diamantada para operador de 0,8 x 0,8 m espesor 6 mm c/u 3 $ 85 $ 2554.5 Soldadura por termofusión de cable 2/0 AWG a estructura de acero Cjto. 4 $ 15 $ 594.6 Soldadura por termofusión en "T" para cable 4/0 AWG a 2/0 AWG Cjto. 8 $ 15 $ 1194.7 Soldadura por termofusión en "T" para cable 4/0 AWG a 4/0 AWG Cjto. 3 $ 15 $ 444.8 Prensa de sujeción de 1 cable de Cu 4/0 AWG a estructura de acero c/u 3 $ 4 $ 12

Subtotal materiales $ 12,8305 Seguro (% costo materiales s/camión) % - 0.00% $ 0

Total materiales y seguro terrestre $ 12,830

MATERIALES

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continuación

Ítem Tarea Unid. Cant. hh Unit. hh Parcial Chofer Maestro de 1° Maestro de 2° AyudanteCamión liviano

1 Excavación (rendimiento medio) m3 55.3 3.2 176 0.02 Hormigonado m3 55.3 0.0 0 0.03 Armado estructura soporte t 1.1 0.0 0 0.04 Montaje del equipo, incluyendo conexionado a malla de tierra c/u 1 111.0 111 10.0 20.0 40.0 40.0

Total horas ayudante equivalentes 287 0.0 1.3 1.1 1.0 0.00


Precio Parcial

1 Camión volcador h 0.00 $ 60.11 $ 02 Cargadora frontal h 0.00 $ 55.38 $ 03 Grúa liviana h 10.00 $ 55.38 $ 5544 Equipos menores % - 2.00% $ 11

Total equipos $ 565


Precio Parcial

1 MATERIALES Y SEGURO TERRESTRE Gl. - - $ 12,8302 MANO DE OBRA (hh ayudante equivalente) hh 287 $ 18.42 $ 5,2893 EQUIPOS Gl. - - $ 565

TOTAL MATERIALES, SEGURO, MANO DE OBRA Y EQUIPOS $ 18,684

RESUMEN

EQUIPOS

MANO DE OBRA RENDIMIENTOS

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continuaciónPeso Unit.

[kg]Peso Parcial

[kg]Origen Origen

Peso total [kg]

Local 95112200 9460 Local Santiago 1160

1 51 Local Puerto 30Los Andes 0

1 1050 Santiago 107010 20 Santiago 1.0000001 60 Santiago

5 30 Puerto

Gl. 30 Santiago

10701

TRANSPORTE A OBRA

Santiago

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Asignación de componentes de subestacionesAsignación a tramos

Comunes de S/E En función de la energía por patio

Comunes de patio En función del número de paños

Paños de línea directo al tramo

Paños transfer y seccionam En función del número de paños

paños de transformadores de poder: directos al tramoPaños de trafos paños de trafos de equipamiento: al item Equipos Comunes

Paños de equipos al item Equipos Comunes

transformadores de poder: directos al tramoTransformadores trafos de equipamiento: al item Equipos Comunes

Equipos (BCE, SER, Reactores) al item Equipos Comunes

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Asignaciones de componentes

Asignación de componentes de líneas: directo al tramo Asignación de Equipos Comunes: según VI de líneas, sin

servidumbre Asignación de COMA: según VI de tramos

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Fórmulas de indexación

Indicadores: CPI Aluminio Cobre Fierro IPC

Se corrió el modelo de costos para calcular las elasticidades asociadas a cada índice

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COSTOS DE OPERACIÓN MANTENIMIENTO Y ADMINISTRACIÓN


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INTRODUCCION: POR QUÉ VALORIZAR RECURSOS EMPRESA DE TRANSMISIÓN MODELAMIENTO DE EMPRESA DE TRANSMISIÓN

TRONCAL

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EMPRESA TRONCAL O EMT ESTRUCTURACIÓN DE UNA EMPRESA OBJETIVOS DE ESTA EMPRESA DE TT

• EXPLOTACION STT• PLANIFICACIÓN• DESARROLLO

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EMPRESA DE REFERENCIA TRANSELEC S.A.

• TRANSELEC OPERA, MANTIENE Y ADMINISTRA 59 DE 60 TRAMOS STT.

• TRAMO - TSIC 10 - PERTENECE A COMPAÑÍA TRANSMISORA DEL NORTE CHICO CTNC.

• TRANSELEC OPERA Y MANTIENE INSTALACIONES NO TRONCALES.

• RELACIÓN ENTRE INSTALACIONES TRONCALES Y NO TRONCALES A NIVEL DE VNR INFORMADO POR CDEC.

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TAMAÑO EMPRESA DE TT. DIMENSIONAR LA EMPRESA MODELO.

• ACTIVOS DEL STT.• INVENTARIO HECHO AL DETERMINAR EL V.I. • PERSONAL PARA EXPLOTACIÓN.

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ESTRUCTURA DE PERSONAL PARA LA EMT PERSONAL PARA OPERACIÓN PERSONAL PARA MANTENIMIENTO PERSONAL PARA LA ADMINISTRACIÓN PERSONAL PARA ADMINISTRACIÓN SUPERIOR

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ANÁLISIS DE LAS TRES ACTIVIDADES

OPERACIÓN MANTENIMIENTO

ADMINISTRACION.

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OPERACIÓN : ACTIVIDAD PROPIA DE LA EMPRESA. CENTRO DE DESPACHO DE TRANSMISIÓN.

Supervisión General del Sistema Interconectado de Transelec. CENTROS DE OPERACIÓN ZONALES.

Sistema SCADA unitario. Descentralización de la Operación: Supervisión y telemando.

CENTROS DE OPERACIÓN: Comando en cada una de las 18 SS/EE del STT.

SUPERVISIÓN Y DIRECCIÓN TÉCNICA CENTRALIZADA. Unidad Central altamente especializada.

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DIAGRAMA ORGANIZACIÓN OPERACIÓN.

ORGANIZACIÓN OPERACIÓN CENTRALUNIDAD SUPERIOR

Jefe

CONTROL DE LA OPERACIÓN CENTRO DESPACHO DE TRANSMISIÓN (CDT) SISTEMAS ELÉCTRICOS

Jefe Control Operación Jefe Despacho de Carga Jefe Sistemas Eléctricos

Despachador de Carga

Centros de Operación Zonal Analista Senior Sistemas Eléctricos

Analista Control Operación COZ CENTRO

Operador COZ Centro Analista Sistemas Eléctricos

ORGANIZACIÓN OPERACIÓN TERRENO

PERSONAL

Jefe COZ Norte 1

Operador COZ Norte 6

PERSONAL

Jefe COZ Sur 1

Operador COZ Sur 6

OPERACIÓN COZ SUR

OPERACIÓN COZ NORTE

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COMA

MANTENIMIENTO: ACTIVIDAD “TERCERIZABLE”. EQUIPOS DE SUBESTACIÓN LÍNEAS SISTEMAS DE CONTROL Y PROTECCIONES. TELECOMUNICACIONES

PROGRAMACIÓN USO CONTRATISTAS. SUPERVISIÓN UNIDADES DESCENTRALIZADAS. RECURSOS PROPIOS.

SUPERVISIÓN TÉCNICA ESPECIALIZADA.

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COMA

UTILIZACIÓN DE CONTRATISTAS. Características:

• Volumen contratado• Especialización• Cobertura.

Contrato MANTENIMIENTO EQUIPOS Contrato MANTENIMIENTO LÍNEAS Contrato MANTENIMIENTO TELECOMUNICACIONES. Contrato MANTENIMIENTO SISTEMA SCADA.

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MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE CONTROL Y PROTECCIONES. PERSONAL PROPIO. JUSTIFICACIÓN.

• ALTA ESPECIALIZACIÓN• INSTRUMENTAL ACTUAL• CAPACITACIÓN EN FABRICAS

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ORGANIZACIÓN MANTENIMIENTO:MANTENIMIENTO

DEPARTAMENTO TÉCNICO MANTENIMIENTO

Jefe Departamento

LÍNEAS DE TRANSMISIÓNSISTEMAS DE CONTROL Y

PROTECCIONESEQUIPOS ELÉCTRICOS DE

SUBESTACIONES TELE COMUNICACIONES

Jefe Líneas de Transmisión Jefe Sistemas de Control Jefe Equipos Eléctricos Jefe Telecomunicaciones

Analista Estudios Líneas Analista Sistemas de Analista Estudios Equipos Especialista

Telecomunicaciones

Control

Analista Sistema SCADA

TERRENO: Administrador Zonal

MANTENIMIENTO DE LÍNEAS TRANSMISION

MANTENIMIENTO EQUIPOS DE SUBESTACION

MANTEMINIENTO SISTEMAS DE CONTROL Y PROTECCIONES

Supervisor Mantenimiento Líneas

Supervisor Mantenimiento Equipos

Supervisor Mantenimiento Sistemas de Control.

Inspector Mantenimiento Líneas

Inspector Mantenimiento Equipos

Técnico Mantenimiento Sistemas de Control

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COMA

ADMINISTRACIÓN Estructura descentralizadas:

• Personal Administrativo y Servicios. Dirección básica empresa troncal. ESTRUCTURA CENTRALIZADA

• Directorio• Gerencia General• Otras Gerencias

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COMA

ORGANIZACIÓN SUPERIOR:DirectorioGerente GeneralGerente de Planificación Estratégica

Jefe Unidad Planificación EstratégicaAnalista Planificación EstratégicaIngeniero Planificación EstratégicaAsesor RRPP y Comunicación

FiscalAsesor jurídicoAbogado

Gerente de Finanzas y TesoreríaAnalista Financiero Jefe Departamento ContabilidadContador GeneralAdministrador Activo FijoAnalista ContableJefe Departamento Control de GestiónAnalista Control de GestiónTesoreroAnalista Tesorería

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COMA

RECURSOS HUMANOS:

Gerente RRHH y AdministraciónAsesor InformáticaIngeniero InformáticaAdministrador de SistemasSoporte InformáticoJefe Departamento Recursos HumanosAnalista Desarrollo Recursos HumanosAnalista Recursos HumanosAnalista RemuneracionesJefe Depto Adquisiciones y Servicios GralesAnalista Adquisiciones y Servicios GeneralesTécnico Servicios GeneralesComprador NacionalComprador InternacionalMayordomoRecepcionista Asistente Administrativo

SecretariaSecretaria GerenciaSecretaria Gerencia General

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COMA

GERENCIA COMERCIAL:

Gerente ComercialJefe Departamento ComercialEjecutivo de ContratosAnalista ComercialJefe Departamento Regulación y Mercado EléctricoIngeniero Senior Mercado EléctricoIngeniero Mercado Eléctrico

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COMA

RESUMEN EL PERSONAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO SE HA

DIMENSIONADO A PARTIR DE LOS REQUERIMIENTOS DADOS POR LAS NECESIDADES DE OPERAR Y MANTENER LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

EL PERSONAL DE LAS UNIDADES CENTRALIZADAS ESPECIALES DE EMPRESAS DE TRANSMISIÓN, TALES COMO REGULACIÓN Y COMERCIAL, SE ESTABLECE EN CONSIDERACIÓN A LAS NECESIDADES FUNCIONALES ESPECÍFICAS.

FINALMENTE, LA PLANTA ADMINISTRATIVA Y DIRECTIVA SE DETERMINA EN FUNCIÓN DEL TAMAÑO DE LA EMT RESULTANTE.

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COMA

DETERMINACIÓN COMA: ES LA SUMA DE LOS COSTOS:

• PERSONAL• INFRAESTRUCTURA• MATERIALES • OTROS GASTOS DE UNA EMT QUE REALIZA

LABORES DE TRANSMISIÓN TRONCAL.

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COMA

COSTOS DE PERSONAL.

LA PLANTA DE LA EMT SE VALORIZA DE ACUERDO CON COSTOS UNITARIOS DE REMUNERACIONES OBTENIDA DE UNA ENCUESTA DE REMUNERACIONES.

ENCUESTA UTILIZADAS ERNST & YOUNG. MUESTRA REPRESENTATIVA DE EMPRESAS:

• Generación, Transmisión y Distribución• Tecnología Equivalente.• Facilidad para homologar cargos.• Incluye otros “Costos Empresa”.

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COMA

INFRAESTRUCTURA. La infraestructura asociada:

• Edificios• Amoblado• Equipamiento de Oficinas: Muebles; Informática nivel

Usuario. Los valores unitarios utilizados obtenidos de fuentes

validadas, tales como encuestas o consulta con especialistas, así como de fuentes del propio consultor.

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COMA

RESUMEN RESULTADOS COMA

COMA TOTAL 22,728,627

Remuneraciones 8,252,759

Costos de Actividades COMA 14,475,868

Operación y Mantenimiento SCADA 218,689 Costo de capital sistema SCADA 524,217 Costo de capital vehículos de operación 186,592 Movilización personal subestaciones 299,761 Aseo edificios de comando 188,845 Mantenimiento edificios de comando 140,445 Operación vehículos 170,783 Mantenimiento vehículos 24,303 Materiales para la operación (software DigSilent) 60,573 Software PLP y CPLEX 10,233 Materiales para la operación (vestimenta operarios) 25,276 Equipos VHF 49,491 Indemnización por daños a predios 48,607 Telecomando S/E Diego de Almagro (Inversión) 2,104

Mantenimiento de instalaciones de transmisión Preventivo y Correctivo 3,250,858 Corte de árboles 784,409 Sistemas de Control 302,114 Telecomunicaciones (Servicio y Mantenimiento) 660,967 Lavado y Limpieza aislación 358,472 Instrumentos y Equipos Especiales para Mantenimiento 191,877 Bodegaje materlales 58,922

Costos de Personal Propio (equipamiento) 353,168 Costos de Infraestructura Administrativa 249,420 Gastos en Informática 677,386 Costo de capital del sistema SAP 169,054 Pasajes y viáticos 160,000 Capacitación 123,713 Servcios báscios (electricidad, gas, agua, teléfono) 556,838 Patentes municipales 491,062 Contribuciones 62,866 Aseo y mantenimiento edificios y Júniors 136,864 Operación y mantenimiento vehículos 12,247 Resguardo y Vigilancia de instalaciones 255,509 Asesoría en seguridad 12,000 Financiamiento CDEC 153,110 Panel de expertos 76,187 Estudio transmisión troncal (Costos directos) 87,213 Estudio transmisión troncal (Contraparte eficaz) 43,606 Alojamiento y alimentación personal operación 203,577 Dieta directorio 242,000 Seguros 2,342,576 Otros costos 509,935

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COMA

Actividades de OPERACIÓN 1,949,918 Operación y Mantenimiento SCADA 218,689 Costo de capital sistema SCADA 524,217 Costo de capital vehículos de operación 186,592 Movilización personal subestaciones 299,761 Aseo edificios de comando 188,845 Mantenimiento edificios de comando 140,445 Operación vehículos 170,783 Mantenimiento vehículos 24,303 Materiales para la operación (software DigSilent) 60,573 Software PLP y CPLEX 10,233 Materiales para la operación (vestimenta operarios) 25,276 Equipos VHF 49,491 Indemnización por daños a predios 48,607 Telecomando S/E Diego de Almagro (Inversión) 2,104

Mantenimiento de instalaciones de transmisión Preventivo y Correctivo 3,250,858 Corte de árboles 784,409 Sistemas de Control 302,114 Telecomunicaciones (Servicio y Mantenimiento) 660,967 Lavado y Limpieza aislación 358,472 Instrumentos y Equipos Especiales para Mantenimiento 191,877 Bodegaje materlales 58,922


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COMA

Operación y Mantenimiento SCADA 218,689 Costo de capital sistema SCADA 524,217 Costo de capital vehículos de operación 186,592 Movilización personal subestaciones 299,761 Aseo edificios de comando 188,845 Mantenimiento edificios de comando 140,445 Operación vehículos 170,783 Mantenimiento vehículos 24,303 Materiales para la operación (software DigSilent) 60,573 Software PLP y CPLEX 10,233 Materiales para la operación (vestimenta operarios) 25,276 Equipos VHF 49,491 Indemnización por daños a predios 48,607 Telecomando S/E Diego de Almagro (Inversión) 2,104

Actividades de MANTENIMIENTO 5,607,618 Mantenimiento de instalaciones de transmisión Preventivo y Correctivo 3,250,858 Corte de árboles 784,409 Sistemas de Control 302,114 Telecomunicaciones (Servicio y Mantenimiento) 660,967 Lavado y Limpieza aislación 358,472 Instrumentos y Equipos Especiales para Mantenimiento 191,877 Bodegaje materlales 58,922


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COMA

ADMINISTRACIÓN

Actividades de ADMINISTRACIÓN 6.918.333 Costos de Personal Propio 353.168 Costos de Infraestructura Administrativa 249.420 Gastos en Informática 677.386 Costo de capital del sistema SAP 169.054 Pasajes y viáticos 160.000 Capacitación 123.713 Servicios básicos (electricidad, gas, agua, teléfono) 556.838 Patentes municipales 491.062 Contribuciones 62.866 Aseo y mantenimiento edificios y Júniors 136.864 Operación y mantenimiento vehículos 12.247 Resguardo y Vigilancia de instalaciones 255.509 Asesoría en seguridad 12.000 Financiamiento CDEC 153.110 Panel de expertos 76.187 Estudio transmisión troncal (Costos directos) 87.213 Estudio transmisión troncal (Contraparte eficaz) 43.606 Alojamiento y alimentación personal operación 203.577 Dieta directorio 242.000 Seguros 2.342.576 Otros costos 509.935

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COMA

CÁLCULO DEL COMA POR TRAMO El cálculo del COMA entrega valores para las siguientes

agregaciones:• Oficina central• Administración Coquimbo• Administración Metropolitana• Administración Maule• Administración Bio bio• Administración Araucanía• Centro de Operación Zonal Norte• Centro de Operación Zonal Centro• Centro de Operación Zonal Sur

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COMA

CÁLCULO DEL COMA POR TRAMO – Continuación Prorrateo Comunes: los elementos comunes de una

subestación se prorratean entre los patios de esa subestación, mientras que los elementos comunes de patio, más la parte común de subestación prorrateada, se distribuye entre los paños en función del número de paños de línea y de transformación de poder .

Comunes del Sistema: se ha determinado los tramos entre los que corresponde asignar los equipos comunes de cada subestación.

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CÁLCULO DEL COMA POR TRAMO – Continuación La asignación de los costos asignados a Oficinas

Centrales y Administraciones a los tramos del sistema se hace por un procedimiento similar al de asignación de costos de equipos comunes: en primer término se determina entre qué instalaciones se debe repartir el costo, para luego repartirlas en función de los VI de los tramos. Las mismas planillas auxiliares y complementarias citadas en la asignación del VI, se emplean en la asignación del COMA a tramos.

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COMA

COMA TRAMO MAINTENCILLO-CARDONES (SIC) Tramo TSIC 10 propiedad de CTNC. El costo real eficiente de operar, mantener y

administrar el tramo señalado, es el mismo en que incurriría la empresa predominante, la EMT del STT del SIC, como si el tramo fuera propio.

Luego, el COMA del tramo Maintencillo-Cardones queda determinado por el criterio general de asignación a tramos del COMA de la EMT que se ha seguido en este estudio.

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COMA

COMA TRAMO UNICO SISTEMA SING. Aplicación de costos unitarios del SIC a diversas

actividades de mantenimiento. En relación con actividades de operación y control de

equipos de las SSEE Encuentro y Crucero, se ha aplicado una prorrata de 1/3 considerando que los cuatro paños troncales de ambas SSEE representan esa proporción de los 12 paños totales que Transelec Norte, posee en ellas.

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COMA

COMA SING: TOTAL US$ 240.139.-Prorrata Monto en $

1 16.000.0001 400.0001 11.710.802

Control 0,33 26.848.0000,33 6.000.0000,33 30.000.000

1 2.705.000Movilización 0,33 4.820.000

0,33 7.200.000Camioneta 0,33 2.160.000Ropa 0,33 1.000.000Otros 0,33 8.200.000Personal 0,4 32.160.000

0,33 20.820.000Operadores 0,33 77.100.000

0,33 24.144.0000,5 14.400.0000,33 9.600.000

$123.510.469.-AdministrativoTOTAL (aplicando prorratas)

Jefe Superior

Alimentación + alojamiento

Jefe Operación

Supervisor de ControlInspector Equipos y Líneas

Mantenimiento correctivo + repuestos

AdministraciónTelecomunicacionesTelecontrol paños

ActividadMantenimiento equipos preventivoMantenimiento Preventivo Líneas

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Diagnóstico y Formulación de Alternativas de Expansión


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Escenarios de expansión de la generación

PROYECTOS COMUNES ESCENARIOS DE GENERACIÓN

Junio 2006 Central Nueva Aldea 3 Licor Negro 20.0 Junio 2006 TG Los vientos, Las Vegas 110 kV 120.8 Enero 2007 Central Ciclo Abierto Campanario 125.0 Abril 2007 Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Ciclo Abierto Diesel) 240.0 Abril 2007 Central Hidroeléctrica Quilleco 70.0 Junio 2007 Central hidroeléctrica Chiburgo 19.4 Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55.0 Diciembre 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho (Ralco caudal ecológico) 32.0 Marzo 2008 Cierre Ciclo combinado GNL San Isidro II (Operado con diesel) 313.0 Junio 2008 Ciclo combinado GNL San Isidro II (operado con GNL) 358.0 Junio 2008 Ciclo combinado GNL San Isidro II (Fuego adicional) 377.0 Octubre 2008 Eólica Concepción módulo 1 20.0 Octubre 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155.0 Octubre 2009 Eólica Concepción módulo 2 20.0 Octubre 2009 Central Hidroeléctrica Confluencia 145.0 Octubre 2009 Central Carbón Maitencillo I 200.0 Abril 2010 Central Carbón I V Región 250.0 Mayo 2010 Turbina GNL Polpaico I 125.0 Junio 2010 Central Ciclo Combinado GNL Quintero I 385.0 Octubre 2010 Central Carbón Coronel I 250.0 Enero 2011 Turbina GNL Quintero I 125.0 Abril 2011 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 1 40.0 Abril 2011 Central Geotérmica en Chillán Etapa 1 25.0 Junio 2011 Central Carbón Pan de Azúcar I 250.0 Octubre 2011 Central Ciclo Combinado GNL Quintero II 385.0 Junio 2012 Central Ciclo Combinado GNL VI Región I 385.0 Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403.0

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Escenarios de expansión de la generación 1 y 2ESCENARIO 1

Octubre 2012 Central Carbón Pan de Azúcar II 250.0 Abril 2013 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 2 40.0 Abril 2013 Central Geotérmica en Chillán Etapa 2 25.0 Junio 2013 Central Carbón Puerto Montt I 250.0 Enero 2014 Central Ciclo Combinado GNL VI Región II 385.0 Junio 2014 Central Carbón Coronel II 250.0 Abril 2015 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 40.0 Abril 2015 Central Geotérmica en Chillán Etapa 3 25.0 Junio 2015 Central Carbón II V Región 250.0 Octubre 2015 Central Ciclo Combinado GNL VI Región III 385.0

ESCENARIO 2

Octubre 2012 Central Carbón Pan de Azúcar II 250.0 Abril 2013 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 2 40.0 Abril 2013 Central Geotérmica en Chillán Etapa 2 25.0 Junio 2013 Central Carbón II V Región 250.0 Enero 2014 Central Ciclo Combinado GNL VI Región II 385.0 Junio 2014 Central Carbón Coronel II 250.0 Abril 2015 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 40.0 Abril 2015 Central Geotérmica en Chillán Etapa 3 25.0 Junio 2015 Central Carbón Puerto Montt I 250.0 Octubre 2015 Central Ciclo Combinado GNL VI Región III 385.0

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Escenarios de expansión de la generación 3 y 4ESCENARIO 3

Octubre 2012 Central Carbón Puerto Montt I 250.0 Abril 2013 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 2 40.0 Abril 2013 Central Geotérmica en Chillán Etapa 2 25.0 Junio 2013 Central Carbón Pan de Azúcar II 250.0 Enero 2014 Central Ciclo Combinado GNL VI Región II 385.0 Junio 2014 Central Carbón Coronel II 250.0 Abril 2015 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 40.0 Abril 2015 Central Geotérmica en Chillán Etapa 3 25.0 Junio 2015 Central Carbón II V Región 250.0 Octubre 2015 Central Ciclo Combinado GNL VI Región III 385.0

ESCENARIO 4

Octubre 2012 Central Carbón II V Región 250.0 Abril 2013 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 2 40.0 Abril 2013 Central Geotérmica en Chillán Etapa 2 25.0 Junio 2013 Central Carbón Puerto Montt I 250.0 Enero 2014 Central Ciclo Combinado GNL VI Región II 385.0 Junio 2014 Central Carbón Coronel II 250.0 Abril 2015 Central Geotérmica en Calabozo 220kV Etapa 3 40.0 Abril 2015 Central Geotérmica en Chillán Etapa 3 25.0 Junio 2015 Central Carbón Pan de Azúcar II 250.0 Octubre 2015 Central Ciclo Combinado GNL VI Región III 385.0

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Previsiones de Demanda

El efecto neto sobre la demanda total de la Previsión Alternativa considera los proyectos indicados y disminuciones en el crecimiento de la demanda de otras subestaciones del SIC.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016Total 38365.2 40897.3 43596.6 46473.9 49541.2 52810.9 56296.5 60012.0 63972.8 68195.0 72695.9Crecimiento 6.80% 6.60% 6.60% 6.60% 6.60% 6.60% 6.60% 6.60% 6.60% 6.60% 6.60%

Total 38365.2 41309.4 43733.9 47422.9 51192.3 54516.6 58114.6 61950.2 66038.9 70397.5 75043.7Crecimiento 6.80% 7.67% 5.87% 8.44% 7.95% 6.49% 6.60% 6.60% 6.60% 6.60% 6.60%

Pascua Lama Pan de Azúcar 220 kV 26.7 40.0 98.3 140.0 140.0 140.0 140.0 140.0 140.0 140.0Cerro Casale (Aldebarán)Cardones 220 kV 1.7 140.0 200.0 200.0 200.0 200.0 200.0 200.0 200.0Ampliación PelambresQuillota 220 kV 24.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0 42.0Expansión Los BroncesPolpaico 220 kV 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0Reducción Codelco SalvadorDiego de Almagro 110 kV -11.0 -11.0 -11.0 -24.0 -24.0 -24.0 -24.0 -24.0Expansión ENAP Ref. BioBioHualpén 220 kV 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0Expansión El SoldadoCerro Calera 110 kV #1 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0Andacollo Hipógeno Pan de Azúcar 220 kV 70.0 70.0 70.0 70.0 70.0 70.0 70.0Expansión Andina Polpaico 220 kV 2.2 14.3 26.3 27.9 29.0 166.8 170.5 170.0 169.0 168.5

0.0 130.9 175.9 373.7 563.9 675.0 799.8 803.5 803.0 802.0 801.5130.9 45.0 197.7 190.3 111.1 124.8 3.7 -0.5 -1.0 -0.5

PREVISIÓN ALTERNATIVA GWh

PREVISIÓN BASE GWh

PROYECTOS MW

Electronet LtdaCESI

Obras en Ejecución

Linea El Rodeo - Chena 2x220 kV, tendido del primer circuito y empalme con línea Alto Jahuel - El Rodeo existente

Octubre

Nueva línea Charrúa – Cautín 2x220 kVJulio

Energización en 500 kV Ancoa - El Rodeo –Polpaico y Subestación Polpaico 500/220 kV, 750 MVA

Junio

Ampliación y modificación barra de 220 kV de Subestación Charrúa

Mayo2008

Cambio de conductor línea 2x154 kV Itahue –San Fernando

Octubre

CER +70/-40 MVAr Puerto MonttJulio2007

Subestación Cautín y ampliación Subestación Seccionadora Valdivia

Octubre2006

Instalación de interruptores de 154 kV en Punta de Cortés

Diciembre2005

OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL EN CONSTRUCCIÓN

Linea El Rodeo - Chena 2x220 kV, tendido del primer circuito y empalme con línea Alto Jahuel - El Rodeo existente

Octubre

Nueva línea Charrúa – Cautín 2x220 kVJulio

Energización en 500 kV Ancoa - El Rodeo –Polpaico y Subestación Polpaico 500/220 kV, 750 MVA

Junio

Ampliación y modificación barra de 220 kV de Subestación Charrúa

Mayo2008

Cambio de conductor línea 2x154 kV Itahue –San Fernando

Octubre

CER +70/-40 MVAr Puerto MonttJulio2007

Subestación Cautín y ampliación Subestación Seccionadora Valdivia

Octubre2006

Instalación de interruptores de 154 kV en Punta de Cortés

Diciembre2005

OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL EN CONSTRUCCIÓN

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Distribución de la Nueva Capacidad

1260 MW2011 A 2015

1 CICLO COMBINADO 385 MW

1 TURBINA DE GAS 125 MW

3 TÉRMICAS A CARBÓN 750 MW

NUEVA CAPACIDAD AL NORTE DE SANTIAGO

1337 MW2008 A 2010

2 CICLOS COMBINADOS 762 MW



1260 MW2011 A 2015

1 CICLO COMBINADO 385 MW



NUEVA CAPACIDAD AL NORTE DE SANTIAGO

1337 MW2008 A 2010




2253 MW2011 A 2015



HIDRO Y OTRAS 598 MW

NUEVA CAPACIDAD AL SUR DE SANTIAGO

590 MW2008 A 2010

1 TÉRMICA A CARBÓN 250 MW


2253 MW2011 A 2015




NUEVA CAPACIDAD AL SUR DE SANTIAGO

590 MW2008 A 2010

1 TÉRMICA A CARBÓN 250 MW


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Efectos

Los aumentos de la capacidad instalada y su ubicación geográfica originan aumentos muy importantes en las transmisiones desde las zonas Quintero/Quillota y Ancoa/Rancagua, hacia Santiago.

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C.Navia

Quillota

Polpaico

A.Jahuel

Ancoa

P.Cortes

Chena

El Rodeo

Paine

2

1

A.Jahuel

Situación inicial del Sistema Troncal Junio 08

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Nogales

C.Navia

Quillota

Polpaico

Lo Aguirre

A.Jahuel

Ancoa

P.Cortes

Chena

El Rodeo

2 + 1

2

2

2

1

Paine

P.Cortes

Alternativa 500 kVEtapa Final

Electronet LtdaCESI

Nogales

C.Navia

Quillota

Polpaico

Lo Aguirre

A.Jahuel

Ancoa

P.Cortes

ChenaEl Rodeo

2+1

2

Paine

A.Jahuel

Alternativa 220 kV Etapa Final

Electronet LtdaCESI

Nogales

C.Navia

Quillota

Polpaico

Lo Aguirre

A.Jahuel

Ancoa

P.Cortes

Chena

El Rodeo

2

3

1

Paine

A.Jahuel

Alternativa MixtaEtapa Final

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Alternativa DesfasadoresEtapa Final

Quillota

P.Cortes

Chena

El Rodeo

Paine

Polpaico

Ancoa

2

2

A.Jahuel

C.Navia

A.Jahuel

Nogales

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Zonas al Norte de Quillota y al Sur de Temuco

Por su topología eminentemente radial y sin desarrollos que hagan necesario algún tipo de enmallamiento del sistema troncal, las soluciones técnicas y económicas se basan en la construcción de circuitos adicionales en paralelo con los existentes.

Los niveles de transmisión previstos no requieren líneas de tensiones superiores a 220 kV.

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Nogales

Quillota

Plan Zona Norte Etapa Final

Los Vilos

Cardones

Maitencillo

Pan de Azúcar

Diego de Almagro

Carrera Pinto

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Plan Zona SurEtapa Final

Puerto Montt

Barro Blanco

Temuco

Ciruelos

Valdivia

Charrúa

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Zona Itahue – Alto Jahuel 154 kV

Las soluciones para esta zona se basan en aprovechar el hecho que las líneas de 154 kV actuales son suceptibles de transformar a 220 kV.

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Paine

Zona Itahue – Alto Jahuel Etapa Final

Itahue

Ancoa

Punta de Cortés

Tinguiririca

Alto Jahuel

Rancagua

Tilcoco

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Criterios para definición de límites operacionales 1

Capacidades de transmisión de líneas aéreas se consideraron a 25°C con sol.

Autotransformadores 500/220 kV. Se verificó que sobrecarga no excedía de 5% después de una contingencia simple en líneas de transmisión.

Factor de potencia de las demandas: considera cumplimiento de las disposiciones de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

Mantenimiento de unidades generadoras: considerado en los despachos del Modelo SDDP.

Mantenimiento de equipos de transmisión: problema de la operación semanal/diaria.

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Criterios para definición de límites operacionales 2

Contingencias: Fallas de Severidad 4, cortocircuito 2Ø-T con apertura tripolar.

Redistribución de flujos post contingencia: Capacidad de transmisión real > Capacidad con criterio n – 1 convencional.

Reconfiguración topológica automática post contingencia. Aplicación de Esquemas DAC y DAG.

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Conclusiones

Plan de Expansión de mínimo costo. Máxima utilización de instalaciones existentes,

repotenciándolas cuando ello resulta económico. Conveniencia de concebir el diseño de las nuevas

subestaciones para permitir reconfiguraciones que permitan controlar sobrecargas postcontingencias, o modificaciones en la estructura del abastecimiento, evitando inversiones adicionales.

Hay libertad para definir las ampliaciones que se requieran a futuro en el Área Metropolitana.

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Sistema Interconectado del Norte Grande

Tasa de crecimiento de la Demanda:Período 2006 - 2010: 4,7 %Período 2010 - 2016: 1,2 %

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Sistema Interconectado del Norte Grande

El Sistema Troncal está compuesto por dos líneas de interconexión en 220 kV, 0,8 km, 397 MVA/circuito entre las subestaciones Crucero y Encuentro.

Las transmisiones son siempre en sentido Encuentro Crucero.

La mayor transmisión ocurre con las nuevas centrales del escenario de Generación conectadas a Encuentro y la línea de 220 kV Encuentro – Collahuasi fuera de servicio y falla de un circuito Crucero – Encuentro.

En estas condiciones no se produce sobrecarga en el circuito que permanece en servicio en todo el horizonte del estudio.

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Conclusiones

No se requieren refuerzos en el Sistema de Transmisión Troncal del SING en el horizonte de este estudio.

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Evaluación Económica de las

Alternativas de Expansión


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Criterio de Evaluación Económica

Comparación de alternativas de transmisión para una expansión de la generación definida

Criterio de mínimo costo presente Costos

Inversión instalaciones de transmisión Costos de O&M de las instalaciones de transmisión Valor residual de las inversiones de transmisión Costo variable de operación y de falla de larga duración

del SIC Costos de falla de corta duración por indisponibilidad de

líneas bajo análisis

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Bases de Evaluación

Tasa descuento: 10% Horizonte: abr06 a dic15 Proyección de demanda: 6.6% anual Precios combustibles: abr06

GNL = 8.5 US$/MBtu Restricciones gas: CNE, abr06

GNL como combustible alternativo en CC existentes Plan expansión generación

CC-GNL (2302 MW), TV-carbón (1950MW), TGCA-GNL (250MW), Hidro y otras (1380 MW)

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Simulación de la Operación

Modelos de simulación usados en el SIC CDEC: PLP CNE: OSE2000 Consultor: SDDP

Características modelos Misma técnica de optimización: programación dinámica

dual Optimización multiembalses Representación de la red a través de flujos linealizados

Validación SDDP: comparación de generaciones de centrales hidro entre SDDP y PLP

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Simulación de la Operación

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Evaluación

Análisis de conjuntos de obras: programa Zona Nogales – Punta de Cortés Itahue – A.Jahuel 154 kV

Análisis por tramos: anticipos individuales S/E Nogales al norte Charrúa al sur Charrúa – Ancoa – A.Jahuel

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Evaluación Nogales –Polpaico – A.Jahuel – P.Cortés

Alternativas evaluadas Alt. 220 kV Alt. 500 kV Alt. Mixta 220/500 kV Alt. Desfasadores 220 kV

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Evaluación Económica

Costos Inversión instalaciones de transmisión Costos de O&M de las instalaciones de transmisión Valor residual de las inversiones de transmisión Costo variable de operación y de falla de larga duración

del SIC menos valor de energía embalsada final (SDDP) Modelo operación respeta límites (n-1 ajustado) tales que

salida de un tramo no sobrecarga otros y no requiere desconexión de carga. No aplicable costos de falla de corta duración a indisponibilidades de transmisión

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Itemes (actualizados al 1-ene-2010) Alt. 220 kV Alt. 500 kV Alt. Mixta Alt. DesfasadoresInversión 153.8 226.9 168.8 140.9COMA Actualizado 11.9 13.8 12.5 10.6Valor Residual -93.4 -147.3 -101.4 -85.5Costo ST en el período 72.3 93.5 79.9 66.0Costos de Op. Y Falla 19.9 0.0 8.2 13.5Total 92.2 93.5 88.1 79.5

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* Cifras actualizadas al 01/ene/2010

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Sólo InversiónInversión Alternativa en 220 KV 153,768 153,768 153,768 153,768 153,768 COMA Actualizado Alternativa en 220 KV 11,862 11,862 11,862 11,862 11,862 Valor Residual Actualizado al 1/1/2010 93,372- 93,372- 93,372- 93,372- 93,372- Costos de Op. Y Falla actualizado 19,941 27,262 21,572 33,816 Total Alternativa de 220 KV 92,199 99,519 93,830 106,074 72,258

Inversión Alternativa en 500 KV 226,947 226,947 226,947 226,947 226,947 COMA Actualizado Alternativa en 500 KV 13,827 13,827 13,827 13,827 13,827 Valor Residual Actualizado al 1/1/2010 147,307- 147,307- 147,307- 147,307- 147,307- Costos de Op. Y Falla actualizado - - - - Total Alternativa de 500 KV 93,468 93,468 93,468 93,468 93,468

Inversión Alternativa Mixta 220-500 KV 168,828 168,828 168,828 168,828 168,828 COMA Actualizado Alternativa Mixta 220-500 KV 12,464 12,464 12,464 12,464 12,464 Valor Residual Actualizado al 1/1/2010 101,365- 101,365- 101,365- 101,365- 101,365- Costos de Op. Y Falla actualizado 8,218 32,452 19,032 33,461 Total Alternativa Mixta 220-500 KV 88,144 112,378 98,958 113,386 79,926

Inversión Alternativa Desfasadores 140,854 140,854 140,854 140,854 140,854 COMA Actualizado Alternativa Desfasadores 10,643 10,643 10,643 10,643 10,643 Valor Residual Actualizado al 1/1/2010 85,478- 85,478- 85,478- 85,478- 85,478- Costos de Op. Y Falla actualizado 13,481 19,540 17,263 23,505 Total Alternativa Desfasadores 79,500 85,559 83,282 89,523 66,019

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Itahue – A.Jahuel 154/220 kV

Se consideran dos alternativas de desarrollo: Transelec: transformación a 220 kV y circuito adicional Consultor: transformación a 220 kV

Las transmisiones no se ven limitada en ninguna de las dos Las pérdidas son similares en ambas Se decide la alternativa de menor inversión

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Itahue – A.Jahuel 154/220 kV

Inversión Alternativa 154 KV CONSULTOR Actualizada al 1/1/2010 59,260 COMA Actualizado Alternativa en 500 KV 5,597 Valor Residual Actualizado al 1/1/2010 31,131- Costos de Op. Y Falla actualizadoTotal Alternativa 154 KV CONSULTOR actualizado al 1/1/2010 33,726

Inversión Alternativa 154 KV TRANSELEC Actualizada al 1/1/2010 89,895 COMA Actualizado Alternativa en 220 KV 5,843 Valor Residual Actualizado al 1/1/2010 60,528- Costos de Op. Y Falla actualizadoTotal Alternativa 154 KV TRANSELEC actualizado al 1/1/2010 35,211

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Charrúa – Ancoa – A.Jahuel 500 kV

Desfasadores DesfasadoresSin Ampliación 500 Con Ampliación 500

Inversión Alternativa Desfasadores Actualizada al 1/1/2010 141.614 285.337 COMA Actualizado Alternativa Desfasadores 10.695 14.153 Valor Residual Actualizado al 1/1/2010 85.975- 209.306- Costos de Op. Y Falla actualizado 20.732 - Total Alternativa Desfasadores actualizado al 1/1/2010 87.067 90.184

Tercer circuito jun-14

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Evaluación Tramos Individuales: General

Tramos individuales: cuando no hay rutas alternativas Análisis conservador: evaluar cotas superiores de los

costos Se analizan sólo simples contingencias: acepta que doble

contingencia tienen probabilidad suficientemente baja como para no justificar ampliaciones

Tasas de indisponibilidad informadas por Transelec Si durante todo el horizonte no se alcanza la capacidad

máxima: no se simula la operación del sistema con ampliación (se desprecia efecto en reducción de pérdidas)

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Evaluación Tramos Individuales: General

Criterio económico: comparar Reducción de costo originado por el proyecto Costo anualizado del proyecto (AVI+COMA)

Reducción costos de operación a considerar Variación del costo de operación económica

• Costo despacho económico + CF larga duración • Costo redespacho por indisponibilidad transmisión

Costos déficit indisponibilidad del ST• Racionamiento al costo falla corta duración

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Evaluación Tramos Individuales: Metodología

Ahorro de costo por efecto del proyecto El proyecto elimina costo de falla y redespacho

cuando falla uno de los elementos del tramo

Δ CE = (Copc – Cops) - p . (Creds + CF)

Si tramo se satura, se evalúa el primer término (costo operación con el SDDP)

Si tramo no se satura, se evalúa segundo término (ampliación por seguridad)

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Costo racionamiento Costo falla durante la partida de generación local

Demanda total * Tiempo partida gen local * N° fallas/año * CFCD

Costo falla una vez en operación generación local

Dda racionada * (Horas indisp/año – Tpartida gen local * N° fallas/año) * CFCD

Se toma Dda racionada máxima como cota superior

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Costo redespacho: mayor costo operación por indisponibilidad líne Costo redespacho indisponibilidad forzada

Demanda total * (Tiempo indisp forzada – Tiempo partida * N°fallas/año) * (CVtg – CMg)

Costo redespacho por mantenimiento

Demanda total * Tiempo indisp mantenimiento (CVtg – CMg)

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Análisis Tramos

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Escenarios Alternativos

Análisis del caso base indican: Es muy difícil que ampliaciones se justifiquen por razones

de seguridad Circuitos adicionales se justifican cuando existen

limitaciones. % del tiempo y profundidad dependen de costo de la ampliación (10-15%)

Con estos criterios se han determinado planes de transmisión para escenarios alternativos

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VERIFICACIÓN NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE

SERVICIO


Electronet LtdaCESI

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Objetivo”

Objetivo de este actividad es verificar el cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para el Plan de Expansión adoptado para el Sistema Troncal en el periodo 2007-2015.

Monitoreando el desempeño de las magnitudes del sistema antes, durante y después de una perturbación, en particular: El perfil de las tensiones; Las eventuales sobrecargas en los circuitos; Los amortiguamientos de las oscilaciones de potencia en

las interconexiones; Las excursiones angulares de las unidades de generación;

Electronet LtdaCESI

Los estudios ejecutados comprenden básicamente: Flujos de potencia, estabilidad de tensión

(análisis de estado estacionario); Análisis modal o de pequeñas señales (estado

cuasi-estacionarios); Estabilidad transitoria frente a eventos en el

sistema Troncal (estado dinámicos del sistema).

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Análisis llevados a cabo”

Electronet LtdaCESI

La actividad de “ajustes” de flujos de potencia ha comprendido: Periodo a mediano plazo: 2006-2010; Periodo a largo plazo: 2010-2015; Las diversas alternativas de Expansión evaluadas

Han servido de base para los análisis: modales identificando las frecuencias propias del sistema

y la necesidad de implementar recursos estabilizantes; estabilidad de tensión verificando los márgenes de

reactivo disponibles en la zona antes del colapso; de estabilidad transitoria mostrando el desempeño del

Plan propuesto ante eventos de diversa magnitud.

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Análisis de Estado Estacionario”

Electronet LtdaCESI

El SIC por la estructura radial hacia las áreas Norte y Sur es propenso a oscilaciones de potencia activa en las líneas de transmisión;

Se requiere la identificación de los modos propios; Conocidos estos y quienes participan se puede:

Definir las unidades a ser equipadas con recursos estabilizantes (dispositivos “PSS”);

Definir los “ajustes” optimos que aportan el máximo beneficio amortiguante sobre las oscilaciones;

En una fase preliminar, sobre las diversas alternativas de Expansión ha soportado la actividad de “Definición de los Límites de Transporte”

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Análisis Modal (pequeñas señales) – 1”

Electronet LtdaCESI

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Análisis Modal / Metodología – 2”

Periodo 2006-2010, Alternat. 500kV:• 23 escenarios base en “N”• 52 escenarios en “N-1”

Identificados 307 modos conamortiguamiento < 5%, compuestos: 0.560.8Hz: Modo Norte-Sur (la

zona central no participa en esta oscilación);

0.800.9 Hz: Modo Sur - Centro; 0.901.0 Hz: Modo que involucra

unidades del Norte del Centro y del Sur (modo local);

Electronet LtdaCESI

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Análisis Modal / Simulación en el tiempo – 3”

20.0015.0010.005.000.00 [s]

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

-80.00

-120.00

Nogales - Los Vilos 220 kV - L1: Total Active Power/Terminal i in MW

Nogales - Los Vilos 220 kV - L1: Total Active Power/Terminal i in MW

No GOV, No PSS, frec.=0.63Hz, Amort.=-1.5%

Con PSS y GOV, frec.=0.67Hz, Amort.=8.1%

20.0015.0010.005.000.00 [s]

180.00

150.00

120.00

90.00

60.00

30.00

0.00

Maitencillo - Pan de Azucar 220 kV L1: Total Active Power/Terminal i in MW

Maitencillo - Pan de Azucar 220 kV L1: Total Active Power/Terminal i in MW

CDEC-SIC Comparaz

Date: 9/3/2006

Annex: /10

DIg

SIL

EN

T

Perturbación instantánea sin modificación de topología – Año 2010

Electronet LtdaCESI

20.0015.0010.005.000.00 [s]

460.00

440.00

420.00

400.00

380.00

360.00

Charrúa - Ancoa 500 kV - L1: Total Active Power/Terminal j in MWCharrúa - Ancoa 500 kV - L1: Total Active Power/Terminal j in MW

Sin PSS

Con PSS

20.0015.0010.005.000.00 [s]

230.00

220.00

210.00

200.00

190.00

180.00

Quillota - Polpaico 220 kV - L1: Total Active Power/Terminal j in MWQuillota - Polpaico 220 kV - L1: Total Active Power/Terminal j in MW

20.0015.0010.005.000.00 [s]

160.00

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

Charrua - Temuco 220 kV: Total Active Power/Terminal i in MW

Charrua - Temuco 220 kV: Total Active Power/Terminal i in MW

20.0015.0010.005.000.00 [s]

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

-40.00

Valdivia - P.Montt 220 kV L2: Total Active Power/Terminal i in MW

Valdivia - P.Montt 220 kV L2: Total Active Power/Terminal i in MW

CDEC-SIC Comparaz(2)

Date: 9/3/2006

Annex: /12

DIg

SIL

EN

T

20.0015.0010.005.000.00 [s]

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

Generador Canutillar 1: Total Active Power in MW

Generador Canutillar 1: Total Active Power in MW

20.0015.0010.005.000.00 [s]

24.00

21.00

18.00

15.00

12.00

9.00

6.00

Generador Pullinque 1: Total Active Power in MW

Generador Pullinque 1: Total Active Power in MW

20.0015.0010.005.000.00 [s]

115.00

110.00

105.00

100.00

95.00

90.00

Generador Taltal 1: Total Active Power in MWGenerador Taltal 1: Total Active Power in MW

20.0015.0010.005.000.00 [s]

198.00

195.00

192.00

189.00

186.00

183.00

Generador Colbun 1: Total Active Power in MWGenerador Colbun 1: Total Active Power in MW

CDEC-SIC Comparaz(1)

Date: 9/3/2006

Annex: /11

DIg

SIL

EN

T

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Análisis Modal / Simulación en el tiempo – 5”

Falla en la línea 220 kV Valdivia - Los Ciruelos, apertura permanente (Año 2006)

Electronet LtdaCESI

Se ha demostrado la eficacia de los recursos amortiguantes del tipo “PSS”;

Se han identificado las potenciales unidades de generación candidatas a equipar con PSS;

El Plan de Expansión del Sistema Troncal propuesto se ha se ha basado en unidades equipadas con PSSbasado en unidades equipadas con PSS debidamente “ajustadas”;

Se recomienda a la brevedad posible estudios dedicados para proceder al equipamiento y calibración de los PSS.

Las inversiones requeridas para la implementación y ajustes de los dispositivos PSS son despreciables de frente a las inversiones en obras sobre el sistema Troncal.

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Análisis Modal / Conclusiones – 5”

Electronet LtdaCESI

Debido a la estructura radial hacia las áreas Norte y Sur el SIC puede presentar problemas de estabilidad en la tensión.

Para condiciones de altos intercambios en los corredores hacia el Norte y hacia el Sur se verifican: El grado de regulación del perfil de tensiones; los márgenes de potencia reactiva disponibles en

dichas áreas en condiciones “N” y “N-1”; Se emplean para ello las curvas “V-Q” y la sensibilidad

de la tensión en las S/E con los tránsitos de potencia.

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Estabilidad de Tensión – 1”

Electronet LtdaCESI


Post-Falla: un circuito a 220kV en servicio entre PMontt – Barro Blanco (Año 2013)Curvas U-Q

Caso 1306B4S18, PMontt --> BBlanco 288 MVA en N

0.55

0.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

1.05

0.0 50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0 450.0 500.0Q[MVAr]

V [p

u]

BBlanco 220kV PMontt 220kV Osorno 66kVPVaras 66kV LUnión 66kV

Electronet LtdaCESI


Transito Maitencillo -->Cardones (Cap. Térmica 197 MVA/Terna)

0.4000

0.5000

0.6000

0.7000

0.8000

0.9000

1.0000

1.1000

190 195 200 205 210 215 220 225 230 235 240 245 250 255 260 265 270

Flujo [MVA ]

V [

pu

]

Maint CardoC.Pinto D.Almg

Post-Falla: un circuito a 220kV en servicio entre Maitencillo - Cardones, (Año 2008)

Electronet LtdaCESI


Transito Maitencillo -->Cardones (Cap. Térmica 197 MVA/Terna)

0.000

0.500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

190 195 200 205 210 215 220 225 230 235 240 245 250 255 260 265 270

Flujo [MVA ]

dV

/dP

[kV

/MW

]

Maint Cardo

C.Pinto D.Almg

Post-Falla: un circuito a 220kV en servicio entre Maitencillo - Cardones, (Año 2008)

Electronet LtdaCESI

No se observan para las evaluaciones llevadas a cabo problemas de estabilidad de tensión;

Las zonas exploradas: D.de Almagro, Pan de Azucar, Los Vilos, Concepción, Temuco, Valdivia y P.Montt, presentan en las diferentes condiciones y años, suficientes márgenes de potencia reactiva para la regulación del perfil de tensión

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Estabilidad de Tensión / Conclusiones – 5”

Electronet LtdaCESI

Se evalúa para los estados operativos con máxima transmisión en ambos sentidos del flujo en el tramo, si se cumplen los si se cumplen los requisitos especificados en la Norma Técnicarequisitos especificados en la Norma Técnica;

No se exploran otros estados operativos para determinar el límite superior del tramo;

Se ha verificado la factibilidad de esquemas de control en emergencia que intervendrían cuando simultáneamente se cumpla que: • el transporte por el corredor supere el límite calculado, y;• se detecta la presencia de una falla que demanda la

intervención del automatismo;

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Estabilidad Transitoria / Metodología – 1”

Electronet LtdaCESI

Las verificaciones se realizan sobre los estados de operaciónestados de operación (casos de estudio) con criterio “N”con criterio “N” que se juzguen críticos como para determinar algún límite técnico.

Principalmente se ha verificado el desempeño del Plan propuesto aplicando las siguientes perturbaciones, una por vez: Falla monofásica con recierre exitoso para corredores con

un solo circuito; Falla bifásica a tierra con apertura permanente del circuito,

para corredores con doble terna; Pérdida de una unidad de generación ;

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Estabilidad Transitoria / Metodología – 2”

Electronet LtdaCESI

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Estabilidad Transitoria / Simulación de eventos – 3”

20.0015.0010 .005.000 .00 [s]

210.00

180.00

150.00

120.00

90.00

60.00

30.00

Charrua - Nueva Tem uco 220 kV L1: Total Active Power/Termi nal i i n MWTem uco - Valdi v ia 2 20 kV L2 : Total Acti ve P owe r/Termi nal i i n M W

Val divi a - P.Montt 220 kV L2: Total Acti ve Power/Termi nal i i n M W

20.0015 .0010.005 .000.00 [s]

2 10.00

1 80.00

1 50.00

1 20.00

90.0 0

60.0 0

30.0 0

Al to Jahu el - Arra. Chena 220 kV L1: Total Apparent Power/Termi nal j in M VAPol pai co - Cerro Navia 220 kV - L2: Total Apparent Power/Term inal i i n MVA

20.0015.0010 .005.000 .00 [s]

200.00

100.00

0.00

-100.00

Qui ll ota - Pol pai co 220 kV - L1: Total Acti ve Power/T erm i na l j in M W

M aitenci ll o - Cardon es L1 2 20 kV: Total Acti ve Power/Termi nal j i n M W

M aitenci ll o - Pan de Azu car 220 kV L1: Tota l Act ive Power/Term inal j i n MW

20.0015 .0010.005 .000.00 [s]

20 00.00

16 00.00

12 00.00

8 00.00

4 00.00

0 .00

-4 00.00

Charrúa - Ancoa 5 00 kV - L 1: Total Ap pare nt P owe r/Term i nal i i n M VA

Ancoa - A lto Jahuel 500 kV: Total Apparent Power/Term inal i in M VA

Ancoa - P olpai co 500 kV: Total Apparent Power/Termi nal i i n MVAPol pai co - Alto Jahuel 500 kV: To tal Appa rent Power/Term ina l i in MV A

19.881 s1657.073 MVA

Frec. 0 .81Hz, Amort. 6 .2%

CDEC-SIC Vario s_3

Date : 10 /19/2006

Annex: /13

DIg

SIL

EN

T

Falla en la línea 500 kV Ancoa - Polpaico, apertura permanente (0808B2S31 )

Electronet LtdaCESI

El examen del desempeño dinámico de las diversas etapas del Plan de Expansión, ha demostrado que el sistema podría soportar las contingencias previstas en las Normas Técnicas con los recursos previstos en el Plan de Expansióncon los recursos previstos en el Plan de Expansión;

Los equipos de generación deben ser dotadosdeben ser dotados de los recursos necesarios para el control de las oscilaciones de potencia interáreas. Esta consideración ha permitido que las inversiones en el Plan de Equipamiento del Sistema Troncal de Transmisión se reduzcan sensiblementese reduzcan sensiblemente;

El empleo de los recursos de EDAG en todas las áreas del SIC y de EDAC en el Norte y Sur, ha demostrado ser una solución satisfactoria para resolver los problemas “temporales” de congestión en los corredores;

Verificaciones finales del Plan de Expansión “Estabilidad Transitoria / Conclusiones – 5”

Electronet LtdaCESI

En el desarrollo de estos estudios, se ha contemplado evaluar los casos de operación económica con los máximos máximos transportes esperados por los corredores de la red transportes esperados por los corredores de la red troncal troncal (uso económico de los corredores). Es claro que estos niveles de transporte serán admisibles si al momento esperado el sistema dispone de los recursos de control y de emergencia mencionados.

Verificaciones finales del Plan de Expansión Estabilidad Transitoria / Conclusiones - 5

Documents

Electronet Ltda CESI AUDIENCIA PÚBLICA ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL Santiago, 19 de Diciembre de 2006