Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión

ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN AÑO 2015 INFORME

Autor Dirección de Operación Fecha Creación 31-07-2015 Correlativo CDEC-SING C0065/2015 Versión 1.0

CDEC-SING C0065/2015 Clasificación: Para Observaciones Coordinados

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Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión - Año 2015 Página 2 de 67

CONTROL DEL DOCUMENTO

REGISTRO DE CAMBIOS

Fecha Versión Autor Descripción del Cambio

31-07-2015 1.0 Departamento de Sistemas Eléctricos Informe Preliminar

REVISADO POR:

Nombre Cargo

Daniel Salazar J. Director de Operación y Peajes

Raúl Moreno T. Subdirector de Operaciones

Gretchen Zbinden V. Jefe Departamento de Sistemas Eléctricos

REALIZADO POR:

Nombre Cargo

Sebastián Barckhahn F. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos

Germán Concha V. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos

Johanna Monteiro Z. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos

Eugenio Quintana P. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos

Eduardo Verdugo C. Ingeniero Departamento de Sistemas Eléctricos

DISTRIBUCIÓN

Copia Destinatario

1 Sres. Encargados CDEC-SING

2 Superintendencia de Electricidad y Combustibles


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CONTENIDO

CONTROL DEL DOCUMENTO 2

CONTENIDO 3

1. INTRODUCCIÓN 5

2. RESUMEN EJECUTIVO 6

3. CARACTERIZACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN, CRITERIOS DE ANÁLISIS Y MITIGACIÓN APLICADOS 21

3.1 Horizonte de evaluación 21 3.2 Escenarios 21 3.2.1 Topología del sistema 21 3.2.2 Modificaciones a la topología vigente 22 3.2.3 Compensación del factor de potencia en instalaciones de clientes 24 3.2.4 Escenarios de disponibilidad de unidades y combustibles 24 3.2.5 Previsión de demanda 24 3.2.6 Despacho tipo para estado normal 24 3.2.7 Elementos de control disponibles 25 3.3 Contingencias a analizar 25 3.4 Efectos de interés 26 3.5 Alternativas de mitigación de efectos 26

4. RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES 29

4.1 Zona Mejillones-Capricornio 29 4.1.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 29 4.1.2 Fallas en barras y transformadores de la Zona Mejillones-Capricornio 31 4.2 Zona Norte 31 4.2.1 Casos considerando topología año 2015 32 4.2.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas año 2015 32 4.2.3 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 2016 34 4.2.4 Casos considerando topología del año 2016 34 4.2.5 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas 34 4.2.6 Fallas en barras y transformadores de la Zona Norte 35 4.3 Zona Sur-Cordillera 36 4.4 Casos considerando topología del año 2015 36 4.4.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 36 4.4.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas 37 4.4.3 Fallas en barras y transformadores de la Zona Sur-Cordillera 43 4.5 Casos considerando topología del año 2016 44 4.5.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 44 4.5.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas 45 4.5.3 Fallas en barras y transformadores de la Zona Sur-Cordillera 48 4.6 Sensibilidad escenario zona sur cordillera con interconexión Sadi 49 4.6.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 49 4.6.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas 50


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4.6.3 Fallas en barras de la Zona Sur-Cordillera 52 4.7 Zona Centro 52 4.7.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas 52 4.7.2 Casos con mantenimientos o desconexiones programadas 54 4.7.3 Fallas en barras y transformadores de la Zona Centro 57

5. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL 59

5.1 Plan de implementación de restricciones y recomendaciones 59 5.2 Verificación en tiempo real 59

6. ANEXOS 60

6.1 Anexo 1. Despacho, demanda y líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias 60 6.1.1 Despacho 60 6.1.2 Líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias 61 6.2 Anexo 2: Consideraciones generales de la NT 62 6.2.1 Contingencias 62 6.2.2 Efectos de Interés 62 6.3 Anexo 3. Esquema de aplicación práctica 66 6.4 Anexo 4: Resultados obtenidos 67


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Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2015 Pág. 5 de 67

1. INTRODUCCIÓN

En este documento se describe el análisis y los resultados asociados al Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión (ERST) encomendado en el Título 6-5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente1 (NT).

El Estudio tiene como objetivo identificar las restricciones en el Sistema de Transmisión con las cuales la Dirección de Operación (DO) adoptará medidas preventivas para garantizar la Seguridad y Calidad de Servicio (SyCS) del Sistema Interconectado (SI). Para esto, se analizan diferentes estados de operación, para un conjunto de contingencias simples probables de ocurrir, que resulten ser las más críticas y que en particular corresponden a aquellas establecidas en el Capítulo N°5 de la NT.

El desarrollo del ERST se basa en los criterios establecidos en la NT y utiliza la información y experiencia adquirida por la DO durante la operación del SING, considerando en forma complementaria, los resultados de otros Estudios elaborados por la DO, en especial aquellos contemplados en el Capítulo N°6 de la NT.

Específicamente, dado el aumento de demanda proyectada para el horizonte de evaluación (2015 y 2016), los cambios topológicos asociados a la conexión de nuevas instalaciones y la entrada en servicio de una gran cantidad de unidades de generación del tipo ERNC en la Zona Norte y Centro del sistema, es necesario detectar los efectos sistémicos asociados a estos cambios Dentro de los cambios topológicos considerados en el período de evaluación, destacan los de la Zona Sur-Cordillera por la entrada en servicio del sistema de transmisión del proyecto SITRAMEL, y los de la Zona Norte y Centro, asociados a la ampliación de las SSEE Lagunas y Encuentro.

De manera adicional a lo ya indicado, se revisan las condiciones de operación del sistema considerando la Interconexión del SING con el SADI mediante la línea 345 kV Salta-Andes, en un modo de exportación de 200 MW desde el SING al SADI, utilizando para ello una unidad generadora dedicada para ello2.

En conformidad a lo establecido en la NT, este Estudio será actualizado anualmente, o antes si se producen incorporaciones o modificaciones importantes en las instalaciones del SING, que puedan afectar los resultados y/o conclusiones incorporadas en el mismo.

1 NTSyCS publicada en Junio de 2015 mediante Res. EXTA N° 297/2015.

2 De acuerdo a lo establecido en Decreto de Exportación N°7/2015 de fecha 19 de Junio de 2015.


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2. RESUMEN EJECUTIVO

En términos generales, el desarrollo del ERST contempla un proceso compuesto por las siguientes etapas:

a) Análisis de contingencias.

b) Detección de efectos.

c) Identificación de restricciones y/o recomendaciones, según corresponda.

En cuanto al tipo de contingencias a analizar y el estado en que ocurren, se considera la ocurrencia de Contingencias Simples en Estado Normal, para las cuales, en caso de detectar condiciones de operación fuera de los estándares de SyCS o proclives a una desconexión incontrolada de instalaciones, se identifican las restricciones y/o establecen recomendaciones que deberán ser incorporadas a nivel de la programación de la operación. En la Figura 1 del Anexo 3. Esquema de aplicación práctica, se presenta un diagrama esquemático que representa el proceso de análisis de contingencias, detección de efectos e identificación de restricciones y/o recomendaciones, según corresponda.

El ERST considera los escenarios previstos para la operación del SING en el período de evaluación3, tanto en situaciones de disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión como en los casos más frecuentes de mantenimiento programado de las instalaciones. Considerando los alcances establecidos en la NT, se detectan las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING en términos de: sobrecargas, estabilidad angular transitoria, estabilidad angular a perturbación pequeña4, estabilidad de tensión y condiciones de sub o sobretensión.

Con los resultados obtenidos se identifican restricciones y se establecen recomendaciones, ambas orientadas al cumplimiento de los estándares de SyCS o a evitar condiciones proclives a un apagón total o parcial del SING. Estas recomendaciones deberán ser implementadas a nivel de la programación de la operación y/o de la operación en tiempo real, según corresponda. En términos generales, dichas restricciones y/o recomendaciones consideran:

a) Control de la generación.

b) Aplicación de Desconexión Manual de Carga DMC) para evitar subtensión o sobrecarga.

c) Reemplazo de determinados TT/CC.

d) Evaluar la implementación de protecciones por sobrecarga en ciertas instalaciones.

e) Implementar o modificar Esquemas de Desconexión Automática de Generación EDAG) por sobrecarga.

f) Implementar Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) por subtensión o sobrecarga.

g) Analizar la definición de una capacidad transitoria y/o una redefinición de la capacidad permanente informada para determinadas líneas de transmisión.

3 El horizonte de evaluación considerado es el comprendido entre Agosto de 2015 y Diciembre de 2016. 4 Equivalente a la estabilidad caracterizada por el nivel de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas del SI.


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A efectos de facilitar la lectura y comprensión de los resultados del análisis desarrollado, éstos fueron consolidados en planillas de cálculo que permiten una búsqueda simple de los escenarios y contingencias de interés, con sus respectivas conclusiones en términos de los efectos de las distintas contingencias analizadas y las restricciones o recomendaciones propuestas.

Finalmente, el presente ERST incorpora un Plan de Implementación de Restricciones y Recomendaciones que considera las siguientes etapas:

a) Análisis de resultados y observaciones por parte de los Coordinados.

b) Revisión conjunta DO-Coordinados, de las restricciones y recomendaciones propuestas y alcances asociados a su implementación.

c) Análisis de detalle para efectos de implementación.

d) Aplicación o implementación definitiva de las restricciones o recomendaciones, según corresponda.

Las principales conclusiones relativas al análisis desarrollado en este Estudio se presentan a continuación.

Cabe destacar que en los casos con mantenimiento de líneas de transmisión, las medidas indicadas en el presente estudio deben ser revisadas a través de un Estudio de Corto Plazo, el cual considere un análisis de las condiciones particulares sobre las cuales se espere realizar el trabajo de mantenimiento, considerando las demandas del momento y generación disponible, además de otros mantenimientos que se pudieran estar realizando de manera simultánea.

1. Zona Mejillones-Capricornio

a) Se mantiene vigente la Política de Operación de la Zona5, que establece la operación del sistema con la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en S/E Antofagasta. Si bien esta configuración permite evitar problemas de sobrecarga en la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, se observa que los flujos de potencia por el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV, se encuentran cada vez más al límite de su capacidad (88 MVA).

b) Considerando la Política de Operación Vigente, y dada las demandas previstas en el horizonte de evaluación, se observa lo siguiente:

En estado Normal el flujo por el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV alcanzaría valores cercanos al de su capacidad nominal. En esta condición, podrían existir condiciones de operación donde sería necesario el despacho de las unidades disponibles de la Central Diesel Inacal, fuera de orden económico, y/o la aplicación de una DMC.

No es posible operar con la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta cerrada en el extremo Antofagasta, lo que impide el cierre del anillo de Mejillones-Capricornio-Antofagasta. De operar cerrada la Línea en cuestión, se presenta una condición operacional donde ante ciertas contingencias se presenta una sobrecarga de los Transformadores Capricornio 220/110/13.8 kV, Mejillones 220/110/13.8 kV y de la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta, y tensiones fuera del rango establecido en la NT en SS/EE 220 kV Mejillones y 110 kV Antofagasta, Alto Norte y Michilla. Lo anterior ocurre independiente del monto de generación de la Central PAM, que inyecta su generación en la Barra Mejillones 110 kV.

5 Informada en Abril del año 2010, mediante carta CDEC-SING B-0408/2010


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c) Dado que los flujos por la zona, considerando lo estipulado en la Política de Operación, se encuentran cercanos a la capacidad de los elementos de ésta, se deben analizar otras condiciones de operación de la zona, de modo de verificar la capacidad de suministro de la zona y contar con alternativas en el corto plazo. Para ello se analizan varias alternativas, dentro de las cuales se encuentran:

Restablecer la operación en paralelo de los transformadores Capricornio 220/110/13.8 kV y Mejillones 220/110/13.8 kV, para lo cual se debe analizar el aumento de la capacidad de transformación o la implementación de un EDAC por sobrecarga y la habilitación de protecciones por sobrecarga en dichas instalaciones. Adicionalmente, se tendría que realizar cambio de los TTCC de las líneas kV 110 Antofagasta-Alto Norte y Capricornio-Antofagasta, esto para evitar que ante la ocurrencia de ciertas contingencias, se presentan sobrecargas en las líneas mencionadas, las que actualmente se encuentran limitadas por TTCC. Al respecto, el Coordinado E-CL, el año 20136 informó acerca de proyectos que pretendían reforzar la zona, mediante la instalación de transformadores en paralelo en las SSEE Capricornio y Mejillones. Sin embargo, ha pospuesto de manera reiterativa dichas ampliaciones, sin tener a la fecha certeza respecto a si serán o no ejecutadas.

Mantener la operación radial en la zona, aumentando la capacidad del Transformador Capricornio 220/110/13.8 kV. En relación a este punto, el Coordinado E-CL7 ha informado un proyecto consistente en su primera etapa en la instalación de un nuevo Transformador, gemelo al actual, en paralelo con el existente y en una segunda etapa la construcción de la barra de 220 kV de S/E Capricornio. La fecha en que dicho proyecto se llevaría a cabo no se encuentra definida8, indicando E-CL que el proyecto se encuentra postergado y que será reevaluado durante el año 2015. Sin embargo, dada la estimación de demanda para el año 2015 y 2016, es necesario revisar los plazos asociados a la conexión de dicho transformador.

Alternativas de desarrollo de largo plazo abordadas en el Estudio “Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING”.9

d) Si bien en el año 2016, la puesta en servicio del interruptor seccionador de la S/E Antofagasta y de la central Uribe Solar (que se conectaría en la barra de 110 kV de la S/E Uribe y podría inyectar hacia Esmeralda o Antofagasta) ayudarían a descongestionar el flujo por el Transformador Capricornio 220/110/13.8 kV, esto no soluciona el problema estructural de la zona. Dado lo anterior, a pesar de estos proyectos, no se prevé que la Política de Operación de la Zona sufra modificaciones.

e) Se observa que la carga del Transformador Desalant 110/6.6 kV, la cual se encuentra en torno a los 14 MVA, está en el límite de la capacidad nominal de este equipo, 14 MVA. Por lo tanto, se recomienda que, en caso que este Cliente aumente su demanda, revise la factibilidad de aumentar la capacidad de transformación, en conjunto con las restricciones de transmisión de la zona.

f) La demanda proyectada alimentada desde el Transformador Tap Off La Negra 110/23 kV es cercana a los 23 MVA, superior a la capacidad nominal de este equipo (20 MVA). Dado esto, se observa que el consumo suministrado desde esta instalación no podría seguir aumentando sin la realización de

6 Carta de E-CL GTR 2013 0174. 7 Carta de E-CL GTR-2013-0174.

8 Carta de E-CL N°088/2014.

9 El estudio “Abastecimiento Seguro de Ciudades del SING”, fue desarrollado por el Departamento de Planificación y se encuentra publicado en el sitio web del CDEC-SING en la siguiente ruta: Inicio->Informes y Estudios->Informes de Planificación->Revisión Anual Troncal->Periodo Tarifario 2011-2014.


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un cambio del equipo o el aumento de capacidad de existente, en conjunto con las restricciones de transmisión de la zona.

g) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de la zona (fallas de Severidad 8), las principales consecuencias consisten en la pérdida de consumos alimentados desde ellos, debido a la desconexión de los transformadores de Mejillones 220/115/13.8 kV y Capricornio 220/110/13.8 kV que alimentan en forma radial a las cargas aguas abajo.

h) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de una sección de barra10 de las subestaciones de la zona (fallas de Severidad 9), la desconexión de la Barra Mejillones 220 kV, provoca la desconexión de las Líneas 220 kV Chacaya-Mejillones y 220 kV Mejillones-O’Higgins, lo cual impacta en las tensiones de las barras de la Zona de Zaldívar-Escondida, quedando las tensiones post contingencias en el rango del Estado de Emergencia, en el caso de estar la Central Atacama despachada. En el caso de que la Central Atacama no se encuentre despacha (caso que solo se puede dar si la demanda del sistema es baja), las tensiones post contingencias quedan fuera del rango del Estado de Emergencia. En el año 2016, con el seccionamiento de la Línea 220 kV Atacama-Domeyko en la S/E O’Higgins, el seccionamiento de la Línea 220 kV Angamos-Laberinto en la S/E Kapatur y la conexión de la Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins, la desconexión de la Barra Mejillones 220 kV no provoca efectos sistémicos relevantes en el sistema, más allá de la pérdida de los consumos alimentados desde la S/E Mejillones, independiente de si la Central Atacama se encuentra despachada o no.

2. Zona Norte

En la Zona Norte del SING, se espera la conexión de una gran cantidad de proyectos de generación de ERNC, siendo para el 2015 36 MW y para el 2016 370 MW. Dado lo anterior, se presentan restricciones de operación distintas en el sistema, las cuales se resumen a continuación.

2.1. Escenario Año 2015: Generación ERNC en la zona en torno a 80 MW.

a) En la actualidad, se encuentra vigente la Política de Operación “Programación y operación de las transferencias de potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte, con restricciones de seguridad”11, la cual recoge y resume las acciones que debe llevar a cabo el CDC, considerando las condiciones actuales de operación del SING en lo que respecta a las restricciones de transmisión, y las exigencias de la NT vigente.

b) En los próximos meses, se espera un aumento de la capacidad de las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1, 220 kV Crucero-María Elena y 220 kV María Elena-Lagunas, debido al cambio de TTCC en los extremos Lagunas, Crucero y María Elena. Con esto, la capacidad de transmisión actual de cada una de las Líneas mencionadas estará limitada por la capacidad de su conductor.

c) Con respecto al punto anterior, se han revisado las capacidades de transferencia indicadas en la Política de Operación vigente, estimando que las restricciones de transmisión asociadas a las líneas mencionadas, se mantendrán, quedando limitadas por la capacidad de la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1, debido a que en el horizonte de evaluación considerado en el presente Estudio, no existen proyectos asociados al aumento de capacidad de este circuito.

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En la Zona sólo se consideran las fallas en las Barras de nivel de tensión 220 kV. 11

Según documento D-SDO-01-V06 “Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte con Restricciones de Seguridad”.


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d) En el caso de disponibilidad total de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte (sin mantenimientos), se debe considerar lo estipulado en la Política de Operación de la Zona12. Esto es, controlar la transferencia por las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1 y Línea 220 kV María Elena-Lagunas y las Líneas 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 y N°2, de manera de evitar sobrecargas en ellas. El nivel de transferencia máximo varía dependiendo de las condiciones de demanda de la Zona Norte, temperatura ambiente, despacho de las centrales ERNC y del despacho de la unidad CTTAR.

e) En caso que el límite máximo de transferencia de potencia se vea superado, a fin de restablecer los niveles de transferencia máximo permitidos, como primera acción de control, es necesario despachar las unidades disponibles en la Zona Norte. Adicionalmente, si lo anterior no fuera suficiente para alcanzar los límites establecidos, se debe aplicar DMC para controlar las transferencias entre la Zona Centro y la Zona Norte. Para el caso de operación de la zona en presencia de mantenimientos de alguna de las líneas que abastecen la Zona Norte, se recomienda que estas se realicen estando la unidad CTTAR en servicio y/o coincidentes con el despacho de las centrales ERNC de la zona, ya que de otra forma significaría aplicar una DMC en condiciones de alta temperatura.

f) En el caso de realizar un mantenimiento en las líneas de interés13, estando la unidad CTTAR indisponible y con bajo o nulo aporte de las centrales ERNC de la zona, ante la ocurrencia de una contingencia en alguna de las líneas que permanecen en servicio, se detectan sobrecargas en las líneas que continúan en servicio. Dado lo anterior, se concluye que los mantenimientos de las líneas mencionadas deben realizarse con la Unidad CTTAR en servicio, o coincidentes con el despacho de las centrales ERNC, o con una baja de demanda en los consumos de la Zona, lo que deberá ser analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP).

g) Durante el mantenimiento de alguna de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte, se debe controlar el flujo por las líneas que se encuentren en servicio, a un valor que dependerá de la temperatura ambiente que se presente y del despacho de las centrales ERNC. Se estima que para una temperatura ambiente de 35°C, y considerando la unidad CTTAR en servicio, el flujo estaría limitado a un valor en torno a los 330 MW.

h) En lo que respecta a las capacidades máximas permanentes en función de la temperatura, para todas las líneas que abastecen la Zona Norte, se observa que en la actualidad, para altas temperaturas, la limitación en las transferencias de potencia está fijada por la capacidad reducida de la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1.

i) La incorporación de nuevas centrales de generación ERNC en la Zona Norte durante el año 2015, las cuales en conjunto representan una generación de aproximadamente 80 MW, lo cual alivia las transferencias hacia dicha Zona en las horas de mayor temperatura ambiente. Con ello, además se mejoran las bajas tensiones que se presentaban ante contingencias en el estudio del año anterior y se estima una disminución en la cantidad de consumos que se pudieran llegar a desconectar ante la eventual aplicación de una DMC en la zona.

j) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de los transformadores de la zona (fallas de Severidad 8), no se tienen efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la

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Según documento D-SDO-01-V06 “Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte con Restricciones de Seguridad”. 13 Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV María Elena-Lagunas, Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi Cto. N°1 y Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi Cto. N°2.


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desconexión de los consumos abastecidos desde las Subestaciones Cóndores, Parinacota, Iquique, Arica y Pozo Almonte, según sea la contingencia que ocurra.

k) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas en una sección de barra de las subestaciones de la zona (fallas de Severidad 9), la falla más crítica se encuentra en la desconexión de la Barra Tarapacá 220 kV, lo que provocaría la pérdida de los consumos abastecidos desde las Subestaciones Cóndores y Parinacota, además de la pérdida de generación de la unidad CTTAR. En lo que respecta a la falla en la sección N°1 de Barra de Lagunas 220 kV, el efecto es la desconexión de los consumos abastecidos desde esta sección de barra, además de la desconexión de generación ERNC conectada al norte de S/E Pozo Almonte, sin efectos sistémicos relevantes. Respecto de la falla en la Barra Pozo Almonte 220 kV, la principal consecuencia es la desconexión de los consumos abastecidos desde las SS/EE Pozo Almonte, Iquique y Arica y además de la desconexión de las unidades ERNC que inyectan su energía en S/E Pozo Almonte, sin efectos relevantes para el sistema. Las tensiones de la zona se pueden controlar mediante los elementos de compensación reactiva presentes, esto es, los condensadores y reactores de las SS/EE Cóndores, Lagunas y/o Parinacota.

2.2. Escenario Año 2016: Generación ERNC en la zona en torno a 450 MW.

Para el año 2016, la principal diferencia respecto del año 2015 es el monto de generación ERNC que estará presente en la Zona, del orden de 450 MW, lo cual modificará significativamente las transferencias desde la Zona Centro a la Zona Norte mientras dichas unidades se encuentren aportando su generación al sistema. Al respecto, además de las consideraciones señaladas para el año 2015, se deben tomar las siguientes medidas:

a) En el caso de disponibilidad total de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte (sin mantenimientos), para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada y ante la contingencia en uno de los circuitos de las Líneas 220 kV Lagunas-Collahuasi, se puede producir la sobrecarga del circuito que queda en servicio. Por ello, es necesario controlar la transferencia por la Línea indicada, restringiendo la generación de la Zona Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, o alternativamente, implementando un EDAG por Contingencia Específica.

b) Durante el mantenimiento de alguna de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte, se debe controlar el flujo por las líneas que se encuentren en servicio a un valor que dependerá de la temperatura ambiente que se presente, el despacho de las centrales ERNC de la zona y del despacho de la unidad CTTAR, de manera de preservar en todo momento el criterio N-1 en las líneas de interés, lo que deberá ser analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP).

c) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de los transformadores de la zona (fallas de Severidad 8), se mantienen los efectos sistémicos descritos para el año 2015.

d) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas en una sección de barra de las subestaciones de la zona (fallas de Severidad 9), se mantienen los efectos sistémicos descritos para el año 2015, no alcanzando a operar el esquema de EDAC por Subfrecuencia. En particular, ante una falla en Barra N°1 Lagunas 220 kV se producen efectos similares a los del año 2015, además de la desconexión la generación ERNC que se conecta en la Barra N°1 de S/E Lagunas, lo cual no tiene efectos sistémicos relevantes.


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3. Zona Sur-Cordillera

3.1. Zona Sur-Cordillera - Escenario año 2015

a) Actualmente, en condiciones normales de operación, sin líneas en mantenimiento, no existen restricciones en la Evacuación Máxima de las unidades de Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos.

b) Para los análisis realizados, dada la previsión de aumento de demanda sistémica y en particular de la Zona de Minera Escondida-Zaldívar, se estima que se encuentre en servicio un ciclo completo de la Central Gasatacama. En este escenario, se observa que en condiciones de operación de Estado Normal, en la zona Escondida-Zaldívar se presentan tensiones cercanas al límite inferior establecido en NT, en torno a 0.93 pu, en el caso de no estar en servicio el equipo SVC de 120 MVAr de S/E Domeyko.

c) En esta zona, se ha hecho cada vez más crítica la desconexión intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones. Se verifica que para el escenario de despacho considerando un ciclo completo de la Central Gasatacama, en la zona Escondida-Zaldívar y Mejillones, se obtienen tensiones en el límite del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia (en torno a 0.91 pu) considerando además que el equipo SVC de S/E Domeyko se encuentra en servicio. Esto se hace más crítico en los casos de mantenimiento o desconexiones programadas de líneas en la Zona, o en los casos donde la Central Atacama no se encuentra despachada.

d) En relación a los problemas de tensión presentes en la Zona Escondida-Zaldívar, actualmente existe la posibilidad de operar en vacío la Línea 345 kV Central Salta-Andes, siendo éste un recurso para el control de tensión en dicha zona.

e) Respecto a los Bancos de Compensación Reactiva de SS/EE Lixiviación y OLAP, los que en su conjunto suman 28.6 MVAR, y al equipo SVC de 120 MVAr de S/E Domeyko, se recomienda que permanezcan conectados de manera permanente, incluso en el escenario en que las unidades de Central Atacama se encuentren despachadas.

f) Adicionalmente, es necesario regularizar los factores de potencia de los consumos de la zona según las exigencias de la NT. Para esto, la DP ha definido los Puntos de Control de acuerdo a lo indicado en la NT, encontrándose en etapa de revisión y análisis los factores de potencia de la zona.

g) Adicionalmente, se recomienda analizar las condiciones de operación futuras del SING en el caso de eventuales retrasos en la puesta en servicio de los proyectos informados a la DO, en cuanto a los refuerzos del sistema de transmisión SITRAMEL y el equipo SVC de S/E Domeyko, de modo de verificar la necesidad de implementar un EDAC por Subtensión, en el caso que se concluya que las condiciones de subtensión permanezcan fuera de los estándares de la NT, debido a los aumento de demanda de la Zona no acompañados con los refuerzos en el sistema de transmisión necesarios. De esta manera, sin el equipo SVC de S/E Domeyko para el año 2015, la demanda máxima estimada que se puede abastecer en la Zona Escondida es en torno a los 450 MW.

h) Para el caso de mantenimiento del equipo SVC de S/E Domeyko, se consideró el despacho de un ciclo completo de la Central Gasatacama. Ante este escenario, se observa que ante una contingencia en las Líneas 220 kV Chacaya-Mejillones y Mejillones-O’Higgins, las tensiones de la Zona de Minera Escondida-Zaldívar, quedan fuera del rango del estado de Emergencia establecido en la NT. Debido a lo anterior, para este mantenimiento se recomienda, junto con el despacho de


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un ciclo completo de la Central Gasatacama, la conexión en vacio de la Línea de 345 kV Salta-Andes conectada en S/E Andes. Si lo anterior no es posible, de debe programar este mantenimiento con baja demanda en la Zona en análisis, limitando el consumo de Minera Escondida a un estimado de 450 MW.

i) En el caso de mantenimientos de líneas de la zona se debe considerar lo siguiente:

Para escenarios de operación específicos con alta generación en S/E Chacaya y condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la zona Sur-Cordillera que evacuan la energía generada en S/E Chacaya, se debe restringir la inyección neta en la S/E Chacaya de modo de evitar la presencia de sobrecargas en el Sistema de Transmisión. Cabe destacar que estas restricciones de inyección de generación deben ser revisadas y ajustadas de ser necesario, mediante un ECP que considere las condiciones del sistema en el momento de realizar el mantenimiento.

En Estado Normal (sin contingencia), para varios de los mantenimientos de líneas de la zona14, se observa que en condiciones de despacho de un ciclo completo de la Central Atacama y con el equipo SVC de S/E Domeyko en servicio, se tienen tensiones en el límite del rango establecido en la NT para el estado de emergencia. Por lo tanto, dichos mantenimientos deben ser realizados de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada. En este caso, además es factible utilizar como recurso para realizar el control de tensión, la conexión de la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.

Para determinados escenarios de despacho y ante ciertas contingencias se evidencian oscilaciones electromecánicas con bajo amortiguamiento, principalmente asociados a la Central Atacama, ante lo cual se deben adoptar medidas operacionales basadas en la limitación de la generación de la central. Específicamente, el mantenimiento de un circuito de la Línea 220 kV Atacama-Encuentro requiere limitar la inyección de Central Atacama a valores inferiores a 500 MW brutos.

Para determinados mantenimientos de líneas de transmisión de la zona Sur-Cordillera, la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones fuera del límite del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia en la Zona, por lo que se recomienda post-contingencia incrementar la tensión en la Zona mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Angamos y las unidades que inyectan en Subestación Chacaya. Adicionalmente, es posible conectar la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes. Finalmente, y en caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).

j) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de la zona (fallas de severidad 8) la desconexión más crítica corresponde a la desconexión del transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kV, que implica la desconexión de los consumos de clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda (Elecda Antofagasta). En el caso de la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar-Escondida, no se observan efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la zona, sin impactos relevantes para el sistema. Finalmente, en el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de las SS/EE El Tesoro o Zaldívar, dada la previsión de demanda en

14 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones, Línea 220 kV Mejillones-O'Higgins, Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2 y la Línea 220 kV Atacama-Domeyko N°1 o N°2.


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dichas subestaciones, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado, desconectándose la totalidad de dichos consumos.

k) En lo que respecta a las desconexiones intempestiva de una sección de barra en las subestaciones de la zona (fallas de severidad 9), las desconexiones de mayor impacto corresponden a las Secciones de Barra Chacaya 220 kV, Atacama 220 kV o Angamos 220 kV, las que tienen como consecuencia la desconexión de las unidades generadoras conectadas a las respectivas secciones de barra y que dependiendo de los niveles de generación, implica la operación de hasta el sexto escalón del esquema EDAC (en el caso de desconexión de una sección de la Barra Chacaya 220 kV). En el caso de la desconexión de alguna sección de Barra de las subestaciones Laberinto u O’Higgins, se presentan bajas tensiones en la zona de Escondida, las cuales en el peor de los casos se mantienen dentro de los rangos del estado de Emergencia estipulado en NT. Con respecto a la desconexión de la sección N°1 de barra de S/E Nueva Zaldívar, esta contingencia, dependiendo de la demanda del proyecto OGP1 de Minera Escondida, puede significar la sobrecarga de las Líneas de 220 kV Mejillones-O’Higgins y Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko, estimándose que demandas sobre 150 MW en OGP1 gatillarían lo indicado.

3.2. Zona Sur-Cordillera - Escenario Año 2016

a) En condiciones normales de operación, sin líneas en mantenimiento, se observa que:

Se debe limitar la generación de las unidades de Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos, ya que ante la ocurrencia de fallas en las líneas 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, o Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins presentaría sobrecargas. Esta limitación es independiente de la generación de las unidades de las Centrales Kelar o Atacama.

Lo anterior se debe principalmente al cambio topológico en el sistema de transmisión introducido por el proyecto SITRAMEL, que reduce la impedancia equivalente del corredor de transmisión que va desde Chacaya hasta Domeyko, pero mantiene la capacidad térmica de las líneas que lo componen.

Con el SVC de S/E Domeyko en servicio, no se producen problemas de tensiones en la zona, incluso después de la falla de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones y en ausencia de generación de las unidades de las Centrales Kelar y Atacama.

b) En el caso de mantenimientos de líneas de la zona se debe considerar lo siguiente:

En el caso del mantenimiento del SVC Domeyko, y después de una contingencia de la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko, las tensiones quedan en torno a 0.92 pu en la Zona de Escondida-Zaldívar. Se recomienda realizar el mantenimiento con algunas de las unidades de la Central Atacama o Kelar en servicio, con la Línea de 345 kV Salta-Andes conectada en vacío en la S/E Andes o coincidente con baja demanda en la Zona.

Para escenarios de operación específicos, en particular con máximo despacho de las unidades de S/E Chacaya y en condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión que evacuan la generación desde la S/E Chacaya (Líneas 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos o Línea 220 kV Chacaya-Crucero), se debe restringir la inyección neta en la S/E Chacaya. Cabe destacar que estas restricciones de inyección neta de potencia deben ser revisadas y ajustadas de ser necesario, mediante un ECP que considere las condiciones del


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sistema en el momento de realizar el mantenimiento, pero se estiman del orden de entre 600 MW y 700 MW netos.

Una solución operativa que permitiría a las centrales que inyectan en la S/E Chacaya operar sin restricciones, sería la adecuación del EDAG por contingencia específica (EDAGxCE) existente en la S/E Chacaya y que hoy en día se encuentra deshabilitado.

c) Considerando el sistema de transmisión de Central Kelar, ante mantenimiento de uno de los circuitos de la Línea 220 kV Kelar-Kapatur, la inyección conjunta de las unidades de la Central Kelar no deberá superar el valor que se obtenga de aplicar la Política de Operación “Despacho Máximo en el SING”, esto dado que ante una contingencia en el circuito que se mantiene en servicio, se producirá la desconexión del total de las unidades de la Central Kelar.

d) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de la zona (fallas de severidad 8) la desconexión más crítica corresponde a la desconexión del transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kV, que implica la desconexión de los consumos de clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda (Elecda Antofagasta). En el caso de la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar-Escondida, no se observan efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la zona, sin impactos relevantes para el sistema. Finalmente, en el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de S/E El Tesoro o Zaldívar, dada la previsión de demanda para esas subestaciones, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado, desconectándose la totalidad de la S/E.

e) En lo que respecta a las desconexiones intempestiva de una sección de barra en las subestaciones de la zona (fallas de severidad 9), las desconexiones de mayor impacto corresponden a las Secciones de Barra Chacaya 220 kV, Atacama 220 kV o Angamos 220 kV, las que tienen como consecuencia la desconexión de las unidades generadoras conectadas a las respectivas secciones de barra y que dependiendo de los niveles de generación, implica la operación de hasta el sexto escalón del esquema EDAC (en el caso de desconexión de una sección de la Barra Chacaya 220 kV). Dada la incorporación del sistema de transmisión de SITRAMEL, la contingencia en la sección N°1 de S/E Nueva Zaldívar no produce efectos relevantes en el sistema.

3.3. Zona Sur-Cordillera 2016 con Interconexión al SADI

a) En el caso de que la exportación de generación hacia el SADI se realice con la unidad CTM3 dedicada, generado en torno a 200 MW, se observa lo siguiente:

En estado normal, el flujo por la Línea 220kV Mejillones-O’Higgins llega a valores cercanos a su capacidad térmica.

Ante la ocurrencia de fallas en las líneas 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, o Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins presentaría sobrecargas en hasta un 20%. Para aliviar dicha sobrecarga se debe disminuir la generación de la unidad CTM3 y por lo tanto limitar el nivel de exportación.

En el caso de algunos mantenimientos de líneas de la zona, y después de ciertas contingencias, las sobrecargas de la Línea 220kV Mejillones-O’Higgins aumentan y además se producen sobrecargas en la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones y en algunos tramos del corredor entre O’Higgins y Domeyko. Esto se debe principalmente al cambio topológico en el sistema de transmisión introducido por el proyecto SITRAMEL, que reduce la impedancia equivalente del


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corredor de transmisión que va desde Chacaya hasta Domeyko, pero mantiene la capacidad térmica de las líneas que lo componen.

Una solución operativa que permitiría a las centrales que inyectan en la S/E Chacaya operar sin restricciones, sería la adecuación del EDAG por contingencia específica (EDAGxCE) existente en la S/E Chacaya y que hoy en día se encuentra deshabilitado.

Si el SVC Domeyko se encuentra en servicio, no se observan problemas de tensión en la Zona Escondida-Zaldívar.

b) En el caso de que la exportación de generación hacia el SADI se realice con la Central Kelar dedicada generando en torno a 200 MW, no se detectan problemas de sobrecarga en el sistema de transmisión del SING.

c) En el caso de que la exportación de generación hacia el SADI se realice con la central Gasatacama dedicada generando en torno a 200 MW, si no existen mantenimiento en la zona, no se presentan sobrecargas en las líneas de transmisión. En el caso de algunos mantenimientos de algunas líneas de la Zona, se detectan problemas de sobrecarga en la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko, por lo que en este caso, se debería limitar la inyección neta en la S/E Atacama y por ende la exportación hacia el SADI.

d) En todos los casos de exportación de generación, se observa que la amortiguación ante contingencias simples en el SING se encuentra bajo lo exigido por la NT, verificándose un modo de oscilación de potencia en torno a los 0.3 Hz en la Línea 345 kV Salta-Andes de interconexión. Alternativas de solución a esto podrían ser abordadas mediante un Estudio de Sintonización de PSS (estabilizadores de potencia) que la DO contempla desarrollar a comienzos del 2016.

e) La falla del enlace de interconexión con el SADI, se estudió para dos escenarios de transferencias: uno de importación de 170 MW desde el SADI, y otro de exportación de 200 MW hacia el SADI con la unidad CTM3 dedicada. Así, se observa lo siguiente:

Para el caso de importación desde el SADI, la falla produce una baja de frecuencia que hace operar hasta el segundo escalón de EDAC.

Para el caso de exportación hacia el SADI con la unidad CTM3, la falla hace que la frecuencia llegue a los 50.9 Hz, sin producir desconexiones de ningún tipo.

En ambos casos, el hecho de que la unidad U16 se encuentre en servicio es primordial para absorber las fluctuaciones de potencia activa producidas por la pérdida del enlace de interconexión.

f) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de una sección de barra en las subestaciones de la zona (fallas de severidad 9), se estudió la desconexión de la sección N°1 de S/E Chacaya lo que implica la desconexión de generación de las unidades CTA, CTM1 y CTM2.

Para el caso de importación desde el SADI, la falla produce importantes oscilaciones de potencia en la transferencia de la Línea 345 kV Salta-Andes, las que pueden llegar a un máximo de 500 MW, lo que podría implicar la desconexión de la Línea de acuerdo a los ajustes de sus protecciones. Finalmente es el sistema SADI quien aporta la energía faltante en el SING, estabilizándose la transferencia por la Línea 345 kV Salta-Andes en torno a 400 MW.

Para el caso de exportación hacia el SADI, la falla produce importantes oscilaciones de potencia en la transferencia de la Línea 345 kV Salta-Andes, las que pueden llegar a un máximo de 500 MW, lo que podría implicar la desconexión de la Línea de acuerdo a los ajustes de sus


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protecciones. Finalmente es el SADI es quien aporta la energía faltante, invirtiéndose el flujo de la Línea 345 kV Salta-Andes.

4. Zona Centro

a) Por condiciones de seguridad, es necesario limitar la Inyección de Generación de Central Tocopilla, considerando para ello el EDAG por sobrecarga implementado en la S/E Central Tocopilla15. Según lo establecido en la Política de Operación vigente, en el caso normal de operación de la zona, se debe limitar la transferencia por las Líneas 220 kV Central Tocopilla-Crucero N°1 y N°2 (Líneas 6A y 7A) para evitar una sobrecarga en caso de una contingencia en uno de los circuitos. Considerando operativo el EDAG de la zona, se debe limitar la transferencia a 245 MW por circuito, y en el caso que el EDAG no esté operativo, se debe limitar la transferencia a 210 MW por circuito.

b) Adicionalmente, se debe limitar la transferencia de potencia por las Líneas 110 kV Central Tocopilla-A N°1 y N°2, 110 kV Central Tocopilla-Central Diesel Tamaya N°3 y N°4, 110 kV Central Diesel Tamaya-Salar y 110 kV Central Diesel Tamaya-S/E A a 65 MW por línea16, esto con el fin de evitar que las protecciones de distancia 21/21N de las líneas 110 kV operen de manera indeseada frente a fallas externas17.

c) Considerando el escenario topológico previo a la entrada en operación de la Central Cochrane18 (Año 2015), considerando que la unidad CTTAR y los ciclos de GasAtacama se encuentran fuera de servicio, no se detectan sobrecargas en el sistema de transmisión, esto debido a la ampliación de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro y la conexión de la Línea de 3 puntas Angamos-Laberinto-Encuentro. Considerando el escenario del año 2016 y la unidad CTTAR fuera de servicio, no se verifican problemas de sobrecarga en el circuito adyacente, esto debido a la incorporación de Central Cochrane y la ampliación de la Línea Crucero-Encuentro. Dado lo anterior, se verifica que la Política de Operación de la Zona Centro vigente19 debe ser actualizada considerando los cambios topológicos y la entrada de nuevas unidades en el horizonte de evaluación del Estudio, lo que será realizado posterior a la publicación del presente Estudio.

d) Considerando el escenario topológico previo a la entrada en operación de la Central Cochrane20 (Año 2015), se detecta que ante indisponibilidad o ausencia de despacho en Central Atacama, existen ciertos escenarios en los que ante una contingencia en la Línea 220 kV de 3 puntas Angamos-Laberinto-Encuentro, y estando en mantenimiento alguno de los circuitos de la Línea 220 kV Encuentro-Crucero, se podrían producir sobrecargas en el circuito que se mantiene en servicio, aun considerando la ampliación de esta línea.

e) Los principales cambios topológicos previstos para el horizonte de evaluación que subsanan la problemática existente en la Zona Centro corresponden a:

15

El EDAG por sobrecarga en Central Termoeléctrica Tocopilla fue implementado el año 2008, de acuerdo a lo indicado en Cartas CDEC-SING B-1421/2008 y CDEC-SING B-1715/2008. 16

Establecido en Carta CDEC-SING B-1421/2008. 17 Falla en líneas de transmisión adyacentes a las de interés, asociadas a los consumos Chuquicamata y Calama. 18

Marzo de 2016, según Tabla N°3 Detalle de Proyectos de Generación. 19

Según documento D-SDO-04-V02 “Política de Operación: Restricciones de Seguridad en la Zona Centro”. 20

Marzo de 2016, según Tabla N°3 Detalle de Proyectos de Generación.


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Las obras de ampliación de S/E Encuentro, de acuerdo a lo establecido en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, período 2012-201321. De acuerdo a lo informado por el Coordinado Transelec S.A., dichos trabajos finalizarán en septiembre de 2015.

La entrada en operación de la Central Cochrane y su sistema de transmisión asociado, para Marzo de 2016, de acuerdo a lo indicado en Título ¡Error! No se encuentra el origen de la

referencia. ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..

f) Sin perjuicio de lo indicado anteriormente para la Zona Centro, se detecta que ante ciertos escenarios de operación, y debido a la cantidad de nuevos proyectos que se conectan en la S/E Encuentro, dicha barra podría presentar problemas de sobrecarga en ciertos tramos dada su capacidad22. Un análisis detallado de esta problemática será realizado posterior a la publicación de este Estudio, lo cual podría significar una nueva Política de Operación específica para dicha barra.

g) Para el caso de mantenimiento de alguna de las líneas de 220 kV de la Zona que abastecen los consumos de Chuquicamata y Calama y en el caso de ocurrir una contingencia simple en alguna las líneas de 220 kV la Zona, los problemas principales detectados consisten en tensiones en las barras de SS/EE Chuquicamata y Salar fuera de los rangos establecidos para el estado de emergencia en la NT, en torno a los 0.8 pu, lo cual puede ocasionar un desprendimiento masivo de cargas en los consumos de Chuquicamata y Calama, lo que sería controlado por el EDAG por sobrefrecuencia vigente, evitando así la condición de apagón total que fuera detectada en ausencia de dicho control. Adicionalmente, se podrían producir sobrecargas en el sistema de 110 kV que abastece esa zona y las unidades de la Central Tocopilla conectadas al sistema de 110 kV podrían ver sobrepasada su capacidad de aporte de potencia reactiva. Dado lo anterior, se recomienda que los mantenimientos de estas líneas sean realizados en condiciones de baja demanda de los consumos afectados y definidas las condiciones de operación especificas de su realización en el respectivo ECP.

Para el caso de mantenimiento de alguna de las Líneas de 220 kV Central Tocopilla-Crucero 6A o 7A, se pueden producir problemas de estabilidad frente a la apertura del otro circuito de esta línea, situación que es dependiente del despacho de unidades en la Central Termoeléctrica Tocopilla. Para subsanar esta situación se debe analizar la alternativa de:

Restringir la generación en la barra de 220 kV de Central Termoeléctrica Tocopilla con el fin de que no se sobrecarguen los ATR 220/110/13.8 kV y los Booster 110/110 kV ante falla en el circuito de la Línea 220 kV Tocopilla-Crucero que se encuentre en servicio. En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentre deshabilitado se debe restringir la generación total a un valor en torno a los 200 MVA. En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentra habilitado, al valor de restricción anterior se suma la generación disponible para ser desconectada en el EDAG (valor de despacho de unidad U14 o U15).

Operar con los ATR's de interconexión entre las barras 220 kV y 110 kV de la Central abiertos en el lado de 220 kV, controlando que el flujo por el circuito en servicio de la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero no sea mayor a 330 MW.

Las medidas anteriores corresponden a criterios generales de aplicación, sin embargo debe ser analizado a través de un ECP considerando los despachos específicos al momento de realizar la desconexión.

21

Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2012-2013 aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°310 de 2013. 22

De acuerdo a la información disponible en la página WEB del CDEC-SING, la capacidad de la Barra de S/E Encuentro corresponde a 428 MVA.


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h) Dado el alto nivel de generación ERNC en S/E Calama, 160 MW durante el año 2015 y 220 MW durante el año 2016, debido a las centrales ya existentes (Central Eólica Valle de los Vientos y PFV JAMA) y a los proyectos fotovoltaicos de RIJN Capital, detallados en la sección 3.2.2 del presente Informe, en el caso de una contingencia en la Línea 220 kV Salar-Calama, se produce la desconexión de este polo de generación y los consumos regulados que se conectan a S/E Calama. Adicionalmente, dependiendo del nivel de generación de las Centrales mencionadas anteriormente, se podría producir la operación del EDAC por subfrecuencia.

i) En S/E Rande se conectarán los proyectos fotovoltaicos Finis Terrae y Blue Sky, con un monto total de 245 MW, los que inyectarán su generación a S/E Encuentro mediante la Línea de un circuito 220 kV Rande-Encuentro. En este caso, una contingencia en la Barra de 220 kV de S/E Rande o en la Línea 220 kV Rande-Encuentro, provocaría la pérdida de este polo de generación, el que dependiendo del despacho de las Centrales mencionadas, podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia.

j) Considerando el sistema de transmisión de Central Cochrane, ante mantenimiento de uno de los circuitos de la Línea 220 kV Cochrane-Encuentro, la inyección conjunta de ambas unidades no deberá superar el valor que se obtenga de aplicar la Política de Operación “Despacho Máximo en el SING”, esto dado que ante una contingencia en el circuito que se mantiene en servicio se producirá la salida de ambas unidades.

k) En lo que respecta a las desconexiones intempestivas de transformadores de las subestaciones de la zona (fallas de severidad 8), no se tienen efectos sistémicos relevantes, afectando solamente a consumos radiales o a alguna de las unidades que se conectan directamente a éstos.

l) En lo que respecta a las desconexiones de una sección de barra de las subestaciones de la zona (fallas de severidad 9), se observa que las principales son las siguiente:

Desconexión de una sección de barra de la S/E Central Tocopilla tiene como consecuencia la desconexión de las unidades generadoras conectadas a las respectivas secciones de barra, lo que dependiendo de los niveles de generación de estas, implicaría la operación de hasta el tercer escalón del esquema EDAC por subfrecuencia.

Desconexión de una sección de barra de S/E Crucero implican la desconexión de los consumos conectados a las respectivas secciones de barra y eventualmente la desconexión de la unidad U14 o U15, por operación del EDAG por contingencia específica. Las desconexiones de las secciones de barra N°1 y N°2, no implican efectos sistémicos relevantes, salvo la desconexión de 120 MW y 160 MW de consumos, respectivamente.

Las desconexiones de Barras de las SS/EE Calama 220 kV, Rande 220 kV o alguna de las secciones de Cochrane 220 kV, implican la salida de servicio de la Generación conectada a dicha sección de Barra, las que dependiendo de su nivel de despacho, pueden provocar la operación de hasta el tercer escalón del esquema EDAC por subfrecuencia.

Finalmente para el caso de desconexión de una sección de la Barra de S/E Encuentro, se tiene que para una contingencia en la sección de N°1 de barra, se produce la pérdida de consumos y de la generación proveniente de S/E Rande, mientras que para una contingencia en la sección N°2 de barra, sólo se produce la pérdida de los consumos abastecidos desde dicha sección de barra. Las desconexiones de las secciones de barra N°1 y N°2, no implican efectos sistémicos relevantes, salvo la desconexión de 180 MW y 30 MW de consumos, respectivamente.


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5. Zona Tesoro-Esperanza-El Cobre

a) Debido a las sobrecargas que se presentaban en la Línea 220 kV Encuentro-Crucero antes de sus trabajos de ampliación, la DO instruyó desde Febrero de 201423, que la Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro operaría normalmente abierta y la Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza normalmente cerrada. Por lo tanto, los consumos de El Tesoro y Esperanza se alimentan radialmente a través de las Líneas 220 kV El Tesoro-Esperanza y 220 kV El Cobre-Esperanza.

b) Debido a la previsión de aumento de demanda de las Mineras El Tesoro y Esperanza, para fines del año 2015 y especialmente para el año 2016, en caso de mantenerse el suministro de las Mineras El Tesoro y Esperanza desde S/E El Cobre, se verifica que una contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV El Cobre-Esperanza, produciría una ligera sobrecarga (en torno a un 3% para el año 2016) en el circuito que permanezca en servicio, además de tensiones en las barras de 220 kV de las SSEE El Tesoro y Esperanza en torno a 0.94 pu para el año 2015 y 0.93 pu para el año 2016.

c) En lo que respecta a contingencias en una sección de barra de la S/E El Cobre, en caso de mantenerse el suministro de las Mineras El Tesoro y Esperanza desde S/E El Cobre, se verifica que la desconexión de la sección N°2 de S/E El Cobre, lo que implica la desconexión de las Líneas 220 kV Chacaya-El Cobre N°1, Línea 220 kV El Cobre-Laberinto y Línea 220 kV El Cobre-Esperanza N°1, tiene como consecuencia la sobrecarga del circuito N°2 de la Línea 220 kV El Cobre-Esperanza y tensiones fuera del estado de emergencia establecido en NT para las barras de 220 kV El Tesoro y Esperanza (en torno a 0.8 pu) lo que podría producir el desprendimiento de consumos por protecciones de subtensión en la Zona. Al abastecer los consumos de Minera El Tesoro desde S/E Encuentro y los consumos de Minera Esperanza, desde S/E El Cobre, esta contingencia no tiene efectos relevantes para la Zona.

d) Debido a lo expuesto en el literal b) y c), se recomienda evaluar la alternativa de volver a la topología normal de operación de esta zona, esto es, con la Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro cerrada y con Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza abierta, lo cual ayuda en gran medida a mitigar los problemas asociados al soporte de tensión de la Zona, ayuda en aliviar la transferencia de energía por las Líneas 220 kV El Cobre-Esperanza y prevenir sus posibles sobrecargas. Esto, sólo después de finalizados los trabajos de ampliación de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro.

e) Adicionalmente, debido a la previsión de aumento de demanda de Minera Gaby, se verifica para el año 2016 que la Línea 220 kV El Cobre-Gaby operaría en torno a su límite de capacidad de transferencia.

f) En lo que respecta a las desconexiones de transformadores de la zona (Fallas de severidad 8), no se tienen efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos. En el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de S/E El Tesoro, dada la previsión de demanda de Minera El Tesoro, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado, desconectándose la totalidad de dicho consumo.

23

Cartas CDEC-SING N°0168/2014 y CDEC-SING N°0309/2014.


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3. CARACTERIZACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN, CRITERIOS DE ANÁLISIS Y MITIGACIÓN APLICADOS

En este Capítulo se describen las principales características asociadas a:

El horizonte de evaluación del Estudio.

Los escenarios a ser considerados, en términos de la topología, demanda, despacho de unidades generadoras, conexión de nuevos proyectos.

Las contingencias específicas a ser analizadas, en términos de la definición de severidad establecida en la NT, el estado de operación del SI en el cual son consideradas, y otras características de detalle.

Los efectos de interés, en términos del alcance de la comparación entre los resultados provenientes del análisis de contingencias y los estándares de SyCS por estado de operación, respecto de la verificación de la seguridad global del SING.

La definición, según corresponda, de restricciones o recomendaciones en términos de las alternativas de control que serán consideradas y propuestas a fin de dar cumplimiento a lo establecido en la NT, su implementación práctica a nivel de la programación u operación en tiempo real, la necesidad de análisis de detalle, etc.

3.1 HORIZONTE DE EVALUACIÓN

Para la elaboración del presente Estudio se consideró un horizonte de evaluación comprendido entre el 1° de Agosto de 2015 y el 31 de Diciembre de 2016.

3.2 ESCENARIOS

3.2.1 TOPOLOGÍA DEL SISTEMA

El análisis comprende tanto una topología base, en la cual se considera que todos los elementos del Sistema de Transmisión se encuentran disponibles, como también una serie de topologías caracterizadas por la presencia de mantenimientos programados no simultáneos.

La topología base se caracteriza por corresponder a la condición habitual que se estima presentará el Sistema de Transmisión en el horizonte de evaluación del Estudio, junto con los cambios topológicos asociada a la conexión de los proyectos indicados en el punto 3.2.1.1.

Al respecto, según la demanda prevista para la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, en el Estudio se considera como Caso Base la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en S/E Antofagasta24. Adicional a lo anterior, también se considera la operación de Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro normalmente abierta.

Sin embargo, dado los cambios en la previsión de la demanda y en la topología del sistema de transmisión, en el Estudio se evalúa la factibilidad técnica de modificar el estado actual de operación de las instalaciones mencionadas.

24

Según lo indicado en fax CDEC-SING B-0408/2010 del 01.04.2010.


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3.2.2 MODIFICACIONES A LA TOPOLOGÍA VIGENTE

Considerando el horizonte de evaluación del Estudio, de acuerdo a los antecedentes que dispone la DO y a lo informado a este CDEC por los propietarios respectivos, para el período de evaluación del Estudio se prevé la entrada de una serie de proyectos de consumo, generación y transmisión, los que se caracterizan de acuerdo a lo indicado en los siguientes puntos.

3.2.2.1 Proyectos de Consumos

En la Tabla N°1, se indican los proyectos de consumos considerados en el período de evaluación.

Tabla N°1 Proyectos de Consumos

Año Coordinado Nombre Consumo Barra Demanda

Media [MW ]

2015 Minera Escondida OGP1 OGP1 220 kV 161

N/A Inacesa-Nvo. Proyecto Inacesa 23 kV 3,5

2016 Minera Escondida EWS (54 MW) Coloso 220 kV 21,6

HPPS2 220 kV 10,8

HPPS3 220 kV 10,8

HPPS4 220 kV 10,8

3.2.2.2 Proyectos de Generación

En la Tabla N°2 y Tabla N°3, se muestra un resumen del número de proyectos, por tecnología, que se espera se conecten al sistema durante el periodo de evaluación considerado.

Tabla N°2 Número de Proyectos de Generación

Año ERNC Tecnología Convencional

N° Proyectos Potencia [MW] N° Proyectos Potencia [MW]

2015 7 248 0 0

2016 12 838,6 2 989

Tabla N°3 Detalle de Proyectos de Generación

Año Empresa Proyecto Fecha estimada

de Conexión Punto de Conexión - Potencia (MW)

2015 Sps La Huayca S.A PFV La Huayca ago-15 S/E Pozo Almonte (66 kV) 30

RIJN Capital PFV Solar Paruma oct-15 S/E Calama (220 kV) 17

RIJN Capital PFV Solar Pular oct-15 S/E Calama (220 kV) 24

Aes Gener PFV Andes Solar oct-15 S/E Andes (23 kV) 21

E-CL PFV Pampa Camarones dic-15 S/E Vitor (110 kV) 6

Enel PFV Finis Terrae - Etapa 1 dic-15 S/E Encuentro (220 kV) 120

2016

Sociedad Fotovoltaica Norte Grande 5 Spa

PFV Uribe ene-16 S/E Uribe (110 kV) 50

RIJN Capital PFV Solar Lascar ene-16 S/E Calama 220 kV 30

RIJN Capital PFV Solar Salín ene-16 S/E Calama 220 kV 30

SK Ecologia S.A PFV Arica Solar feb-16 S/E Parinacota (66 kV) 40


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Año Empresa Proyecto Fecha estimada

de Conexión Punto de Conexión - Potencia (MW)

2016 Sociedad Parque Eólico Quillagua

PFV Quillagua I - Etapa 1 feb-16 Conexión en Tap Off a Línea 220 kV María Elena-Lagunas 23

RIJN Capital PFV Llamará-Pintados-Pica

feb-16 S/E Lagunas (220 kV) 190

Abengoa Solar Chile S.A

PV Cerro Dominador mar-16 S/E Seccionadora Cerro Dominador 100

Empresa Eléctrica Cochrane Spa

CT Cochrane mar-16 S/E Encuentro a través de Línea 2x220 kV Cochrane- Encuentro (Unidad 1)

236

Enel PFV Finis Terrae - Etapa 2 abr-16 S/E Encuentro a través de Línea 220 kV Encuentro-Rande

40

BHP Billiton CT Kelar (2TG + 1TV) may-16 S/E Kelar a través de Línea 2x220 kV Kelar-Kapatur 517

EDF PFV Bolero may-16 S/E Laberinto (220 kV) 125


CT Cochrane may-16 S/E Encuentro a través de Línea 2x220 kV Cochrane- Encuentro (Unidad 2)

236

Austrian Solar PFV Huatacondo jul-16

Estado: Aprobación punto de seccionamiento. Línea Troncal 2 x 220 kV Crucero – Lagunas

98

Crucero Este Dos Spa PFV Blue Sky 2 ago-16 S/E Encuentro a través de Línea 220 kV Encuentro-Rande

34

Crucero Este Solar Spa

PFV Blue Sky 1 oct-16 S/E Encuentro a través de Línea 220 kV Encuentro-Rande

51.6

Sociedad Parque Eólico Quillagua

PFV Quillagua I - Etapa 2 nov-16 Conexión en Tap Off a Línea 220 kV María Elena-Lagunas 27

3.2.2.3 Proyectos de Transmisión

En la Tabla N°4, se indican los proyectos de transmisión considerados en el período de evaluación.

Tabla N°4 Proyectos de Transmisión

Año Empresa Fecha

estimada de Conexión

Proyecto - Instalación

2015

Transelec

Ago-15 Ampliación SE Lagunas Condensador 60 MVAr

Cambio TTCC en paños J1 y J2 de S/E Lagunas

Ago-15 Ampliación SE Encuentro Cambio de TC en paño J5 de S/E Crucero

Sep-15 Ampliación Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro

Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro

Minera Escondida

2° semestre 2015

OGP1 Etapa Final SVC 120 MVAr

S/E OGP1

E-CL Dic-15 Ampliación S/E Antofagasta Paño seccionador Barra 110 kV S/E Antofagasta


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Año Empresa Fecha

estimada de Conexión

Proyecto - Instalación

2016

Minera Escondida Abr-16 Sistema de Transmisión de MEL

S/E Kapatur (seccionamiento Línea 220 kV Angamos-Laberinto)

Línea 2x220 kV Kapatur-O'Higgins

Bhp Billiton May-16 CT Kelar Línea 2x220 kV Kelar-Kapatur

S/E Kelar


May-16 Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro

Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro

Minera Escondida Jul-16 Proyecto EWS

Secciona Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko en S/E O’Higgins

Ampliación S/E Coloso y S/E O’Higgins

3 SSEE Bombeo en Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko

3.2.3 COMPENSACIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA EN INSTALACIONES DE CLIENTES

En relación con las exigencias de factor de potencia establecidas en la NT para los puntos de conexión de las Instalaciones de Clientes, no se considera compensación en dichas instalaciones.

Lo anterior se debe a que no se prevé la puesta en servicio de algún proyecto durante el horizonte de evaluación del Estudio, ya que a la fecha de elaboración de este informe los Coordinados no han comunicado a la DO información al respecto. En caso que se reciba información de algún proyecto de instalación de equipos para compensar el factor de potencia, la DO analizará la necesidad de revisar los resultados y conclusiones del Estudio.

3.2.4 ESCENARIOS DE DISPONIBILIDAD DE UNIDADES Y COMBUSTIBLES

A efectos de detectar las restricciones o recomendaciones de interés, no se consideran escenarios particulares de disponibilidad de combustibles o de unidades según el programa de mantenimiento mayor. Sin embargo, para los análisis se consideran los escenarios que resultan más críticos en términos de la operación del SI.

3.2.5 PREVISIÓN DE DEMANDA

Para el presente Estudio se considera la previsión de demandas informada en respuesta a la carta CDEC-SING N° 1507/2014 para el período Enero 2015 - Diciembre 2029. En el Anexo 1. Despacho, demanda y líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias, se presenta un detalle de las demandas consideradas en el presente estudio. Los análisis consideraron escenarios de operación correspondientes a estados con máxima demanda coincidente.

3.2.6 DESPACHO TIPO PARA ESTADO NORMAL

El análisis general considera un despacho base, realizado mediante el software Plexos, cuya característica principal se presentan en el Anexo 1. Despacho, demanda y líneas de transmisión afectas al análisis de contingencias, sección 6.1.1 Despacho. De acuerdo a los análisis realizados, este despacho base puede sufrir modificaciones con el objeto de identificar restricciones o recomendaciones particulares para una determinada zona.


Versión:1.0


Las modificaciones mencionadas corresponden a análisis de sensibilidad con respecto al despacho base, donde se consideran variaciones en el despacho de generación de la Central Termoeléctrica Tarapacá, Central Termoeléctrica Tocopilla, Central Termoeléctrica Mejillones, Central Atacama, además de las nuevas centrales Termoeléctricas Kelar, Cochrane y las nuevas tecnologías ERNC proyectadas en el SING. Lo anterior para detectar y determinar las restricciones en condiciones más críticas o desfavorables en cuanto a abastecimiento, transferencias por líneas o problemas de tensión en el sistema de transmisión.

Cabe destacar que en todos los despachos utilizados en los análisis, no se ha considerado la interconexión con el sistema SADI, dado que corresponde al despacho más representativo y al escenario más crítico en cuanto a control de tensión en la Zona Escondida-Zaldívar.

Adicional a lo anterior, se ha considerado un análisis de sensibilidad en la zona de influencia para el año 2016, con respecto a la interconexión del sistema SING con el sistema SADI, de manera de detectar posibles congestiones que se puedan activar por la operación interconectada de ambos sistemas.

3.2.7 ELEMENTOS DE CONTROL DISPONIBLES

El Estudio considera los elementos de control que se encuentran actualmente instalados y operativos en el SING, esto es:

EDAC por Subfrecuencia25, el cual permite controlar subfrecuencias producidas por desconexiones de generación.

EDAG por Sobrefrecuencia26, el cual permite controlar sobrefrecuencias producidas por desconexiones masivas de carga.

EDAG por sobrecarga de Central Tocopilla27, el cual permite incrementar los niveles de generación máximos a despachar en dicha central por restricciones de seguridad.

3.3 CONTINGENCIAS A ANALIZAR

En la actualidad la DO establece restricciones en el sistema, a nivel de la programación u operación en tiempo real, como medida preventiva para garantizar la SyCS del SI, para un conjunto de contingencias simples probables de ocurrir que resulten ser las más críticas, según se establece en la NT. De acuerdo al análisis expuesto en el Anexo 2: Consideraciones generales de la NT, sección 6.2.1 Contingencias, las contingencias analizadas en las distintas topologías consideradas, corresponden a aquellas de tipo simple en Estado Normal indicadas en el artículo 5-37 de la NT, considerando la topología habitual de operación, disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión como también de los principales mantenimientos programados no simultáneos.

Específicamente, la contingencia de severidad 4 se ha caracterizado como un cortocircuito bifásico a tierra con despeje instantáneo. En particular, se considera que éste ocurre al 50% de la línea o segmento, según

25

EDAC por subfrecuencia vigente se encuentra publicado en el sitio web de CDEC-SING en InicioDatos OperaciónOperación ProgramadaEDAC por Subfrecuencia. 26

EDAG por sobrefrecuencia vigente se encuentra publicado en el sitio web de CDEC-SING en InicioDatos OperaciónOperación ProgramadaEDAG por Sobrefrecuencia. 27

En octubre de 2008 se puso en servicio el EDAG de Central Tocopilla.


Versión:1.0


corresponda, con despeje simultáneo en ambos extremos mediante apertura de interruptores a 120 milisegundos de ocurrida la falla.

Adicionalmente, se analizan las contingencias de severidad 8 y 9, considerando para ello lo siguiente:

Severidad 8: desconexión de un transformador de poder, considerando aquellos cuya tensión de uno de sus bornes sea superior a 200 kV.

Severidad 9: cortocircuito monofásico a tierra sin impedancia de falla en una sección de barra de una subestación seguido de su desconexión en tiempo normal por acción de los sistemas de protección que cubren la barra. Las barras consideradas corresponden a las barras del sistema de transmisión de tensión 220 kV.

Las contingencias de severidad 8 y 9 se han analizado considerando el despacho base (Caso 1 del punto 6.1.1 del Anexo 6) y el sistema en Estado Normal, con disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión y sin escenarios de mantenimiento.

3.4 EFECTOS DE INTERÉS

Considerando los alcances establecidos en la NT, el ERST se concentra en la detección de las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual, de acuerdo al análisis expuesto en el Anexo 2: Consideraciones generales de la NT, sección 6.2.2 Efectos de Interés, se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING en términos de:

Sobrecargas que comprometen la capacidad térmica de líneas y/o transformadores de poder, y/o la capacidad de transformadores de corriente (TT/CC); para lo cual se comparan en forma cuantitativa los valores obtenidos del análisis con respecto a aquellos que definen la capacidad transitoria y capacidad permanente informadas.

Estabilidad angular transitoria; para lo cual se acusan condiciones de inestabilidad y/o excursiones angulares que en forma cualitativa reflejen bajo margen de estabilidad.

Estabilidad de tensión y/o condiciones de sub o sobretensión; para lo cual se acusan condiciones proclives a inestabilidad y/o se comparan en forma cuantitativa los valores de tensión obtenidos del análisis con respecto a los estándares establecidos en la NT para el comportamiento dinámico y las condiciones de régimen en los distintos estados de operación.

Respecto de los análisis de comportamientos proclives a subfrecuencias u operación de protecciones no considerados explícitamente en este Estudio, ellos se consideran propios del “Estudio de EDAC” y del “Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones”, respectivamente, ambos contemplados en la NT.

3.5 ALTERNATIVAS DE MITIGACIÓN DE EFECTOS

Como resultado del análisis de los efectos de las contingencias consideradas en el Estudio, y su comparación con los estándares de SyCS establecidos en la NT, el ERST concluye respecto de restricciones y/o recomendaciones que deberán ser implementadas en la práctica, ya sea a nivel de la programación28 o de la operación en tiempo real, a fin de dar cumplimiento a dichos estándares. Dado que los efectos de distintas

28

Se consideran las acciones de control que puedan ser implementadas a partir del ajuste directo de las variables involucradas en la programación, o mediante una implementación previa cuyo resultado indirectamente afecte los resultados de la programación, como por ejemplo: incorporación o ajuste de DAC, DAG, etc.


Versión:1.0


restricciones y/o recomendaciones pueden arribar a resultados similares en términos del desempeño del SING, en algunos casos particulares la propuesta de la DO considera un planteamiento general de ellas, las que posteriormente deberán ser analizadas a fin de seleccionar la alternativa que se considere más apropiada.

Tanto las restricciones como las recomendaciones, con sus respectivos alcances, consideran:

a) Control de la generación: Esta restricción, en función de su aplicación, contempla los siguientes dos casos:

A nivel de la programación: Requiere de la definición de límites permanentes en la generación de las centrales o unidades generadoras, tal que en caso de ocurrir una Contingencia Simple en Estado Normal, el SING pueda preservar un estado de operación en el cual la transmisión de potencia sea coherente con la capacidad transitoria y/o permanente informada para el Sistema de Transmisión, y las unidades generadoras puedan preservar la estabilidad angular transitoria.

A nivel de la operación en tiempo real: Requiere de la definición de ajustes en la consigna de generación, coordinados por el CDC, estando el SING en Estado de Alerta, tal que frente a una eventual Contingencia Simple éste pueda preservar una condición de operación segura, en el menor tiempo posible, mediante el control de la transferencia de potencia desde los valores de capacidad transitoria a los valores de capacidad permanente informados para el Sistema de Transmisión, considerando además los márgenes necesarios para preservar la estabilidad angular transitoria y el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas.

b) Implementación de un Esquema de Desconexión Automática de Generación EDAG) por sobrecarga: Esta recomendación, implementada a nivel de la programación, está sugerida para preservar la estabilidad angular transitoria de las unidades generadoras y/o controlar la transmisión de potencia en forma coherente con las capacidades transitoria y permanente informadas para el Sistema de Transmisión, ambas frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple en Estado Normal.

c) Implementación de un Esquema de Desconexión Automática de Carga EDAC) por sobrecarga o subtensión: Esta recomendación, implementada a nivel de la programación, está sugerida en las siguientes dos situaciones:

Para controlar que la transmisión de potencia sea coherente con la capacidad transitoria y/o permanente informada para el Sistema de Transmisión, frente a la ocurrencia de una Contingencia Simple en Estado Normal.

Para controlar inestabilidades de tensión o subtensiones producto de una Contingencia Simple en Estado Normal.

d) Incorporación de Desconexión Manual de Carga DMC) para evitar sobrecarga o subtensión: Esta recomendación, implementada a nivel de la operación en tiempo real, y coordinada por el CDC estando el SING en Estado de Alerta, persigue el que frente a una eventual Contingencia Simple el SING pueda preservar una condición de operación segura, en el menor tiempo posible, mediante el control de la transferencia de potencia desde los valores de capacidad transitoria a los valores de capacidad permanente, considerando además los márgenes necesarios para preservar los estándares de tensión establecidos en la NT.

e) Reemplazo de determinados TT/CC: Esta recomendación está sugerida para evitar restringir los niveles de generación máximos de centrales, reducir los requerimientos de control asociados a desconexión de carga o generación, ya sea automática o manual, en caso de contingencias que impliquen sobrecarga de TT/CC.


Versión:1.0


f) Analizar la definición de una capacidad transitoria y/o una redefinición de la capacidad permanente: Informada para las líneas de transmisión, en el caso que éstas puedan presentar sobrecargas en relación a la capacidad del conductor.

g) Habilitar protecciones por sobrecarga: En forma complementaria para evitar un eventual daño en las líneas de transmisión, ya sea por sobrecarga de sus TT/CC o del conductor, en caso que las acciones de control provenientes del EDAC por sobrecarga sean insuficientes.


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4. RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES

A continuación se describen los principales resultados obtenidos del análisis realizado, para los distintos escenarios en consideración, y su comparación con los estándares de SyCS establecidos en la NT. En los casos en que los estándares y especificaciones de la NT no se cumplen, se proponen medios alternativos para cumplirlos, siendo estas alternativas de carácter general y orientadas a tener una mayor capacidad de transmisión.

El detalle de los escenarios analizados y los resultados obtenidos se encuentran en el Anexo 4: Resultados obtenidos. Se analizan casos que consideran los escenarios previstos para la operación del SING en el período de evaluación29, tanto en situaciones de disponibilidad total de los elementos del Sistema de Transmisión como en los casos más frecuentes de mantenimiento programado de las instalaciones, explicitando sólo los casos en que se producen restricciones en el sistema de transmisión.

4.1 ZONA MEJILLONES-CAPRICORNIO

La Zona Mejillones-Capricornio corresponde a la Zona compuesta por el ATR Capricornio 220/110/13.8 kV, el ATR Mejillones 220/115/13.8 kV y las Líneas de 110 kV Mejillones-Antofagasta, 110 kV Capricornio-Antofagasta, 110 kV Capricornio-Antofagasta y 110 kV Antofagasta-Alto Norte.

Se realiza una verificación del comportamiento del SING ante un eventual cierre de la Línea 110 kV

Mejillones-Antofagasta, en particular detectando condiciones de sobrecarga en las instalaciones adyacentes a SS/EE Mejillones, Antofagasta y Capricornio.

4.1.1 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS

En la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, se observa que no es posible operar con la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta cerrada en el extremo Antofagasta, lo que implicaría el cierre del anillo de Mejillones-Capricornio. En esta condición operacional, se observa que ante ciertas contingencias se presenta una sobrecarga de los Transformadores Capricornio 220/110/13.8 kV, Mejillones 220/110/13.8 kV y de la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta, y tensiones fuera del rango establecido en la NT, en SS/EE 220 kV Mejillones y 110 kV Antofagasta, Alto Norte y Michilla, en torno a 0.8 pu. Lo anterior ocurre independiente del monto de generación de la Central PAM, la que inyecta su generación a la Barra 110 kV Mejillones.

Considerando lo anterior, se mantiene la vigencia de la Política de Operación que establece la operación del sistema con la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta abierta en S/E Antofagasta30. Esta configuración permite evitar problemas de sobrecarga en la zona Mejillones-Antofagasta-Capricornio, específicamente en el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV, para los casos en que el flujo por dicho transformador es inferior a su capacidad (88 MVA).

Si bien para el año 2016 se prevé la puesta en servicio de los proyectos “Seccionador de S/E Antofagasta” y la central “Uribe Solar”, que ayudan a descongestionar el flujo por el Transformador Capricornio

29

El horizonte de evaluación considerado es el comprendido entre el 1° de Octubre de 2014 y el 30 de Diciembre de 2015. 30

Informada en Abril del año 2010, mediante carta CDEC-SING B-0408/2010


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220/115/13.8 kV, estos proyectos no solucionan los problemas tras la ocurrencia de ciertas contingencias, por lo que la Política de Operación Vigente no debería cambiar el hecho de que el sistema de la zona se opera de forma radial.

Dada la Política de Operación Vigente, y las demandas previstas en el horizonte de evaluación, se observa en Estado Normal lo siguiente:

Dada la alimentación radial de los consumos abastecidos desde la S/E Capricornio, la desconexión de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos provocaría la desconexión de todos los consumos alimentados desde dicha S/E.

El flujo por el Transformador Capricornio 220/115/13.8 kV es de alrededor de 84 MVA, valor cercano a su máxima capacidad. Para controlar el flujo por el ATR Capricornio 220/110/13.8 kV y evitar sobrepasar su capacidad máxima (88 MVA), podría ser necesario el despacho de las unidades de la Central Diesel Inacal que se encuentren disponibles y/o la aplicación de DMC.

La demanda proyectada alimentada desde el Transformador Desalant 110/6.6 kV es cercana a los 14 MVA, que a su vez corresponde a la capacidad nominal de este equipo. Dado esto, se observa que el consumo suministrado desde esta instalación no podría seguir aumentando sin antes estudiar la posibilidad de realizar un cambio del equipo o verificar su aumento de capacidad, en conjunto con las restricciones de transmisión de la zona.

La demanda proyectada alimentada desde el Transformador Tap Off La Negra 110/23 kV es cercana a los 23 MVA, superior a la capacidad nominal de este equipo (20 MVA). Dado esto, se observa que el consumo suministrado desde esta instalación no podría seguir aumentando sin la realización de un cambio del equipo o el aumento de capacidad de existente, en conjunto con las restricciones de transmisión de la zona.

En relación al desempeño de la tensión, se recomienda controlarla con las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Central Termoeléctrica Andina, Central Termoeléctrica Hornitos y Central Termoeléctrica Angamos, previendo una mejora en las tensiones resultantes post-falla. En caso de ser necesario, complementar la acción anterior con DMC en los consumos de la zona. Cuando entre en servicio las unidades de la Central Kelar, se espera ayuden al control de tensión de la zona.

Para restablecer la operación en paralelo de los transformadores, se recomienda analizar distintas alternativas, dentro de las que se encuentran el aumento de la capacidad de transformación o la implementación de un EDAC por contingencia específica y la habilitación de protecciones por sobrecarga en dichas instalaciones.

En relación al aumento de capacidad del Transformador Capricornio 220/110/13.8 kV, cabe destacar que el 2013, E-CL31 informó un proyecto consistente en su primera etapa en la instalación de un nuevo Transformador, gemelo al actual, en paralelo con el existente y en una segunda etapa la construcción de la barra de 220 kV de S/E Capricornio. La fecha en que dicho proyecto se llevaría a cabo no se encuentra definida32, indicando E-CL que el proyecto se encuentra postergado y que será reevaluado durante el presente año. Sin embargo, dada la estimación de demanda para el año 2015, es necesario revisar los plazos asociados a la conexión, así como las soluciones a largo plazo. Al respecto en el estudio “Abastecimiento

31

Carta de E-CL GTR-2013-0174. 32

Carta de E-CL N°088/2014


Versión:1.0


Seguro de ciudades del SING” desarrollado por el Departamento de Planificación se abordan distintas alternativas33.

4.1.2 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA MEJILLONES-CAPRICORNIO

a) Desconexión intempestiva de Transformadores.

La desconexión de los transformadores de la zona, esto es Transformador Mejillones 220/115/13.8 kV o Transformador Capricornio 220/110/13.8 kV, implica la desconexión de los consumos correspondientes a clientes libres y regulados abastecidos a través de ellos. Entre ellos los consumos abastecidos desde las subestaciones Antofagasta, Alto Norte, Uribe, y los consumos conectados en derivación en las Líneas de 110 kV de la zona.

b) Desconexión de secciones de Barra.

La desconexión intempestiva de la Barra Mejillones 220 kV implica la desconexión de los consumos abastecidos desde dicha subestación, además de una ligera sobrecarga del transformador de Capricornio 220/110/13.8 kV (0.26%) la que se encuentra dentro del límite de su capacidad transitoria. Además, implica la desconexión de las Líneas de 220 kV Chacaya-Mejillones y 220 kV Mejillones-O’Higgins, ante lo cual si consideramos el despacho base34, se presentan tensiones en el rango establecido para el Estado de Emergencia en las barras de las subestaciones de la zona de Escondida, en torno a 0.91 pu.

Después de ocurrida esta contingencia, se recomienda incrementar la tensión en la zona de Escondida adoptando las siguientes medidas:

Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.

Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.

En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar-Escondida).

Sin embargo, en el año 2016, con la puesta en servicio del proyecto SITRAMEL indicado en la sección 3.2.2 (el seccionamiento de la Línea 220 kV Atacama-Domeyko en la S/E O’Higgins, el seccionamiento de la Línea 220 kV Angamos-Laberinto en la S/E Kapatur y la Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins), la desconexión intempestiva de la Barra Mejillones 220 kV no tiene efectos sistémicos relevantes en el sistema, más allá de la pérdida de los consumos alimentados desde la S/E Mejillones.

4.2 ZONA NORTE

La Zona Norte del SING, corresponde a las instalaciones ubicadas geográficamente al norte de las subestaciones Crucero y Encuentro. Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las instalaciones que abastecen de energía a las ciudades de Arica, Iquique, la localidad de Pozo Almonte y a los consumos de Minera Collahuasi.

Actualmente, el principal centro de generación de esta zona corresponde a las unidades de generación de la Central Tarapacá. Sin embargo, se espera que para el año 2016 se conecten en torno a 370 MW de Generación ERNC.

33

El estudio “Abastecimiento Seguro de ciudades del SING” se encuentra disponible en el sitio web del CDEC-SING en la siguiente ruta: Inicio->Informes y Estudios->Informes de Planificación->Revisión Anual Troncal->Periodo Tarifario 2011-2014. 34

El despacho base considera la Central Atacama despachada.


Versión:1.0


A continuación se analizan casos con y sin mantenimiento de las líneas que abastecen la Zona Norte del SING para los años 2015 y 2016, de manera de detectar aquellas condiciones que podrían generar sobrecargas en las líneas de transmisión que abastecen la zona.

4.2.1 CASOS CONSIDERANDO TOPOLOGÍA AÑO 2015

4.2.1.1 Casos sin mantenimientos o desconexiones programadas

Actualmente, en el caso de disponibilidad total de las Líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte, se debe considerar lo estipulado en la Política de Operación de la Zona35. Esto es, controlar la transferencia por las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV María Elena-Lagunas y las Líneas 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 y N°2, de manera de evitar sobrecargas en ellas. El nivel de transferencia máximo varía dependiendo de las condiciones de demanda de la Zona Norte, temperatura ambiente y especialmente del despacho de las centrales ERNC y de la unidad CTTAR. Adicionalmente a lo anterior, por consideraciones de estabilidad de la unidad CTTAR, se recomienda que esta opere aportando al menos 15 MVAr de potencia reactiva al sistema.

En los próximos meses, se espera un aumento de la capacidad de las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1, 220 kV Crucero-María Elena y 220 kV María Elena-Lagunas, debido al cambio de TTCC en los extremos Lagunas, Crucero y María Elena. Con esto, la capacidad de transmisión de cada una de las Líneas mencionadas estará limitada por la capacidad de su conductor en función de la temperatura (entre 18°C y 40°C).

Con respecto al punto anterior, se han revisado las capacidades de transferencia indicadas en dicha Política de Operación, estimando que las restricciones de transmisión asociadas a las líneas mencionadas se mantendrán, quedando limitadas por la capacidad de la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1, debido a que en el horizonte de evaluación no existen proyectos asociados al aumento de capacidad de este circuito.

Para cumplir con lo establecido en la Política de Operación Zona Norte, en caso que el límite máximo de transferencia de potencia se vea superado, como primera acción de control tendiente a ajustar las transferencias a la restricción indicada, es necesario despachar las unidades disponibles en la Zona Norte. Adicionalmente, si lo anterior no fuera suficiente para alcanzar los límites establecidos, se debe aplicar Desconexión Manual de Carga (DMC) para controlar las transferencias desde la Zona Centro a la Zona Norte.

4.2.2 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS AÑO 2015

En términos generales, resulta inconveniente realizar el mantenimiento de alguna de las 4 líneas que abastecen la Zona Norte (Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV María Elena-Lagunas y las Líneas 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 y N°2) estando la unidad CTTAR fuera de servicio, ya que su ausencia significaría aplicar una DMC de magnitud elevada en condiciones de alta temperatura.

a) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 o Línea 220 kV Maria Elena-Lagunas

Para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:

35

Según documento D-SDO-01-V06 “Programación y Operación de las Transferencias de Potencia desde la Zona Centro a la Zona Norte con Restricciones de Seguridad”.


Versión:1.0


Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 (o Línea 220 kV María-Elena-Lagunas) y Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 y N°2) de acuerdo a la temperatura ambiente que se esté presentando. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona.

Se recomienda realizar este mantenimiento con la unidad CTTAR despachada, y/o de manera coincidente con una baja demanda en la Zona Norte. En particular, al no estar despachada la unidad CTTAR, con un bajo o nulo aporte de ERNC en la Zona y considerando una temperatura ambiente de 35°C, ante la ocurrencia de una contingencia en la Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 o Línea 220 kV María Elena-Lagunas que queda en servicio, se sobrecargan las Líneas 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 y N°2 en un 57% y 24% respectivamente. Se estima que, estando despachada la unidad CTTAR, los flujos por las líneas de interés no deben sobrepasar los 270 MW en total.

b) Mantenimiento Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 o N°2


Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV María-Elena-Lagunas y Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°2 (o N°1)) de acuerdo a la temperatura ambiente que se esté presentando. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona.

Se recomienda realizar este mantenimiento con la unidad CTTAR despachada o con una alta generación de ERNC en la Zona y/o de manera coincidente con una baja demanda en la Zona Norte. En particular, al no estar despachada la unidad CTTAR, con un bajo o nulo aporte de ERNC en la Zona y considerando una temperatura ambiente de 35°C, ante la ocurrencia de una contingencia en las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas N°1 o Línea 220 kV María Elena-Lagunas se podría sobrecargar la Línea 220 kV Crucero-Lagunas o Línea 220 kV María Elena-Lagunas que queda en servicio y la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi que se mantiene operando, en especial si se trata de la Línea de 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 debido a su menor capacidad. Se estima que, estando despachada la unidad CTTAR, los flujos por las líneas de interés no deben sobrepasar los 270 MW en total.

c) Mantenimiento Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi N°1 o N°2


Controlar el consumo de la Zona Norte (flujo por Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1, Línea 220 kV María Elena-Lagunas y Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°2 y N°1) de acuerdo a la temperatura ambiente que se esté presentando. De ser necesario, despachar unidades Diesel o aplicar DMC en la Zona.

Se recomienda realizar este mantenimiento con la unidad CTTAR despachada, o con una alta generación de ERNC en la Zona y/o de manera coincidente con una baja demanda en la Zona Norte. En particular, al no estar despachada la unidad CTTAR, con un bajo o nulo aporte de ERNC en la Zona y considerando una temperatura ambiente de 35°C, ante la ocurrencia de una contingencia en la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°2 se sobrecarga la Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1. Se estima que, estando despachada la unidad CTTAR, los flujos por las líneas de interés no deben sobrepasar los 290 MW en total.

Controlar el Consumo de Mineras Collahuasi y Quebrada Blanca de manera que su demanda máxima no sobrepase la capacidad del circuito de la Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi en servicio.


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d) Mantenimiento Línea 220 kV Tarapacá-Lagunas N°1 o N°2

La realización de este mantenimiento no impone restricciones adicionales.

Sólo si la unidad CTTAR no se encuentra despachada y existe bajo o nulo aporte de las centrales ERNC de la zona y ante una contingencia en la Línea 220 kV Tarapacá-Lagunas que se encuentra en servicio se pierde consumo de SS/EE Cóndores y Parinacota. En este caso se recomienda realizar el mantenimiento con el condensador de SS/EE Cóndores y/o Parinacota en servicio para controlar las tensiones en la zona.

4.2.3 CASOS SIN MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS 2016

Para el año 2016 la principal diferencia es que se incorporan aproximadamente 370 MW de ERNC en la zona, lo cual aliviará significativamente las transferencias desde la Zona Centro a la Zona Norte mientras las unidades ERNC se encuentren aportando su generación al sistema.

En el caso de disponibilidad total de las líneas que conectan la Zona Centro con la Zona Norte, se debe considerar que para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante la contingencia en una de las Líneas 220 kV Lagunas-Collahuasi, se puede producir la sobrecarga de la Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, en ciertos escenarios de generación, es necesario limitar la generación de la Zona Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que deberá ser analizado en una Política de Operación específica para preservar el criterio de operación N-1 en la Línea 2x220 kV Lagunas-Collahuasi.

4.2.4 CASOS CONSIDERANDO TOPOLOGÍA DEL AÑO 2016

Para el año 2016, la principal diferencia respecto del año 2015 es que se suma la generación ERNC del orden de los 370 MW, las cuales se ubicarán en las SSEE Arica, Lagunas y Pozo Almonte, además de los seccionamientos de las Líneas 220 kV Maria Elena-Lagunas y Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 (Unidades Quillagua y Huatacondo respectivamente). Esto modifica significativamente las transferencias desde la Zona Centro a la Zona Norte.

4.2.5 CASOS CON MANTENIMIENTOS O DESCONEXIONES PROGRAMADAS

a) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Lagunas N°1 o Línea 220 kV María Elena-Lagunas

Para realizar este mantenimiento, además de las consideraciones indicadas para el año 2015, se debe considerar lo siguiente:

Se recomienda realizar este mantenimiento controlando la generación de la Zona Norte. En particular para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante una contingencia en una de las Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi, se produce la sobrecarga de la Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, es necesario limitar la generación de la Zona Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que deberá ser analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP).

b) Mantenimiento Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi N°1 o N°2


Se recomienda realizar este mantenimiento controlando la generación de la Zona Norte. En particular para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante una contingencia en alguna de las líneas de 220 kV Lagunas-Collahuasi se puede producir la sobrecarga de la


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Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, es necesario limitar la generación de la Zona Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que deberá ser analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP).

c) Mantenimiento Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi N°1 o N°2


Se recomienda realizar este mantenimiento controlando la generación de la Zona Norte. En particular para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante una contingencia en alguna de las Líneas 220 kV Crucero-Lagunas o 220 kV Encuentro-Collahuasi se produce la sobrecarga de la Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, es necesario limitar la generación de la Zona Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que deberá ser analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP).

d) Mantenimiento Línea 220 kV Tarapacá-Lagunas N°1 o N°2


Se recomienda realizar este mantenimiento controlando la generación de la Zona Norte. En particular para un escenario de máxima generación de ERNC y con la unidad CTTAR despachada, ante una contingencia en alguna de las Líneas 220 kV Lagunas-Collahuasi se produce la sobrecarga de la Línea 220 kV Lagunas-Collahuasi que queda en servicio. Por ello, es necesario limitar la generación de la Zona Norte ante un escenario de máxima generación de ERNC en la zona, lo que deberá ser analizado en un Estudio de Corto Plazo (ECP).

4.2.6 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA NORTE


Las principales consecuencias de la desconexión intempestiva de los transformadores de la Zona Norte (fallas de Severidad 8), corresponden al desprendimiento de consumos regulados abastecidos desde las subestaciones Parinacota, Cóndores y Pozo Almonte. Estas desconexiones no tienen efectos sistémicos relevantes.


Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra de las subestaciones de la Zona Norte (fallas de Severidad 9), corresponden a la pérdida de consumos o pérdida de generación de la unidad CTTAR. Las contingencias más relevantes corresponden a la desconexión de la Barra Tarapacá 220 kV, que implica la pérdida de generación de la unidad CTTAR y de los consumos abastecidos desde las subestaciones Cóndores y Parinacota.

En lo que respecta a la falla en la sección N°1 de la Barra Lagunas 220 kV, el efecto es la desconexión de los consumos abastecidos desde esta sección de barra, además de la desconexión de generación ERNC conectada al norte de S/E Pozo Almonte y en la sección N°1 de barra de Lagunas para el año 2016.

Respecto de la falla en la Barra Pozo Almonte 220 kV, la principal consecuencia es la desconexión de los consumos abastecidos desde las SS/EE Pozo Almonte, Iquique y Arica y además de la desconexión de las unidades ERNC que inyectan su energía en S/E Pozo Almonte. Lo anterior sin efectos relevantes para el


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sistema. Las tensiones de la zona se pueden controlar mediante los elementos de compensación reactiva presentes, esto es, los condensadores y reactores de las SS/EE Cóndores, Lagunas y/o Parinacota.

Finalmente, en lo que respecta a la desconexión de una sección N°1 de la Barra Collahuasi 220 kV, esta falla produciría la pérdida de consumo de Minera Collahuasi y Minera Quebrada Blanca, con un total de 240 MW, sin efectos sistémicos relevantes, alcanzado la frecuencia un valor de 50,7 Hz.

4.3 ZONA SUR-CORDILLERA

La Zona Sur-Cordillera del SING, corresponde a la zona comprendida principalmente por las subestaciones Atacama, Esmeralda, El Cobre, Laberinto, Domeyko, Escondida, Nueza Zaldívar y Zaldívar.

Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las instalaciones que abastecen de energía los consumos de Mineras Escondida, Zaldívar, la División Gabriela Mistral de Codelco y las Divisiones Esperanza y El Tesoro de Minera Centinela. Los principales centros de generación de esta zona corresponden a las unidades de generación conectadas en las Subestaciones Atacama, Chacaya y Angamos, mientras que para el año 2016, se espera la entrada en servicio de la Central Térmica Kelar.

Debido a los importantes cambios topológicos previstos para la Zona Sur-Cordillera en el sistema de transmisión de la Zona de Minera Escondida, los cuales se indican en la sección 3.2.2, se han separado los resultados para los años 2015 y 2016, de manera de analizar las principales restricciones del sistema de transmisión para la topología actual y para la topología esperada.

Los principales cambios topológicos en la Zona para el año 2016 son los siguientes:

Construcción de S/E Kapatur y seccionamiento de la Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto en S/E Kapatur.

Conexión al sistema de Central Térmica Kelar de 517 MW, a través de una línea de un doble circuito, la que se conectará a S/E Kapatur.

Ampliación de la S/E O’Higgins.

Seccionamiento de la Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko en S/E O’Higgins.

Nueva Línea 2x220 kV Kapatur-O’Higgins.

Nueva Línea 220 kV O’Higgins-Coloso

A continuación se analizan casos con y sin mantenimiento de líneas para la Zona Sur-Cordillera del SING.

4.4 CASOS CONSIDERANDO TOPOLOGÍA DEL AÑO 2015


Actualmente no existe límite en la Evacuación de las Centrales Termoeléctricas Mejillones, Andina y Hornitos, pudiendo en el caso de disponibilidad total del sistema de transmisión inyectar la totalidad de su potencia al sistema.


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Cabe mencionar que para todos los casos sin mantenimiento analizados, debido a la previsión de demanda sistémica para el año 2015, se estima que será necesario el despacho de un ciclo completo de Gasatacama. Se considera además mantener el SVC de S/E Domeyko permanentemente conectado.

En los casos analizados se detectó que, en los casos en que la Central Atacama se encuentra despachada y se encuentre en servicio el SVC de 120 MVAR de S/E Domeyko, se observa que ante la apertura intempestiva de las Líneas 220 kV Chacaya-Mejillones y Mejillones-O’Higgins, post contingencia las tensiones en las SS/EE 220 kV Mejillones, O’Higgins, Coloso, Domeyko, Laguna Seca, Planta Óxidos y Escondida quedan dentro del rango definido para el Estado de Emergencia, en torno a los 0.92-0.93 pu., lo anterior considerando la previsión de demanda de la Zona de Minera Escondida, la que se espera tenga un incremento importante debido al nuevo proyecto OGP1.


Para escenarios de operación específicos, y condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la zona Sur-Cordillera, se debe evaluar si es necesario restringir la inyección en S/E Chacaya de modo de evitar la presencia de sobrecargas en el Sistema de Transmisión. Las restricciones aquí presentadas son estimativas, debiendo calcular los montos exactos mediante la ejecución de Estudios de Corto Plazo, y considerando el nivel de Generación en Central Atacama, Central Angamos y Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos, particular de cada caso.

Para escenarios de operación específicos, y condiciones de mantenimiento del equipo SVC de S/E Domeyko, se debe evaluar si es necesario restringir demanda en la Zona de Minera Escondida-Zaldívar u otras recomendaciones que permitan preservar los niveles adecuados de tensión en la Zona.

a) Mantenimiento equipo SVC 120 MVAr S/E Domeyko

Para la realización de este mantenimiento, se consideró el despacho de un ciclo completo de la Central Gasatacama. Ante este escenario, se observa que ante una contingencia en las Líneas 220 kV Chacaya-Mejillones y Mejillones-O’Higgins, las tensiones de la Zona de Minera Escondida-Zaldívar, quedan fuera del rango de emergencia establecido en NT, mientras que para una contingencia en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Atacama-Domeyko N°1 o N°2, las tensiones en la zona quedan en torno a 0.9 pu. Debido a lo anterior, para este mantenimiento se recomienda, junto con el despacho de un ciclo completo de la Central Gasatacama, la conexión en vacio de la Línea de 345 kV Salta-Andes conectada en S/E Andes. Si lo anterior no es posible, de debe programar este mantenimiento con baja demanda en la Zona en análisis, con un límite de consumo estimado en 450 MW.

En este caso se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas:

- Mediante regulación en las unidades de Central Atacama, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos y/o Central Termoeléctrica Angamos.

- Conectando la Línea 345 kV Salta-Andes en vacío a través de su extremo en S/E Andes.

- En caso de ser necesario, complementar las acciones anteriores con DMC en los consumos de la zona (Zaldívar-Escondida y Mejillones).

b) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Crucero

Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, dada la previsión de aumento de demanda en la Zona, especialmente en la Zona Escondida-Zaldívar, durante la realización de este mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2 o en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, produce una sobrecarga en la Línea 220 kV Mejillones-


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O’Higgins, aproximadamente de un 5% para el peor caso, mientras que la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko queda cercana el límite de su capacidad de transferencia. Para la realización de este mantenimiento, se recomienda:

No superar los 750 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este mantenimiento. Esto debido a que la desconexión intempestiva de las Líneas indicadas, podría producir post-contingencia la sobrecarga de las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y 220 KV O’Higgins-Domeyko.

Post contingencia, se observa que si la Central Atacama se encuentra despachada, la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones en torno a 0.90 pu en las barras de 220 kV de la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones. En este caso se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas:




Se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).

c) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos

Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, dada la previsión de aumento de demanda en la Zona, especialmente en la Zona Escondida-Zaldívar, durante la realización de este mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2 produce una sobrecarga en las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y O’Higgins-Domeyko, aproximadamente de un 10% y 5% para el peor caso, respectivamente.

Además, para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:

Para permitir el abastecimiento de los consumos que se alimentan desde S/E Capricornio se debe modificar la topología habitual de operación del SI. Producto de la demanda proyectada para la Zona de Esmeralda, Antofagasta y Alto Norte, la forma usual de realizar este mantenimiento, esto es, cerrando la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta en S/E Antofagasta, cerrando paño H4 de S/E Esmeralda y abriendo paño H1 de S/E Antofagasta (Línea 110 kV Antofagasta-Capricornio) y paño H3 de S/E Alto Norte (línea 110 kV Alto Norte-Antofagasta), produce sobrecarga en un 11% de la Línea 220 kV Atacama-Esmeralda. La tensión de la Zona de Alto Norte se puede regular gracias al cambiador de tap del transformador 220/110 kV de S/E Esmeralda. Debido a lo anterior, las alternativas para realizar este mantenimiento pueden ser:

- Abrir puentes en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, de manera de mantener abastecida la zona de Alto Norte desde Capricornio como corresponde a la topología usual.

- Realizar este mantenimiento en condiciones de baja demanda en la zona Capricornio-Alto Norte-Mejillones-Esmeralda, para evitar que en condiciones normales de operación, sin abrir puentes en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos y realizando las modificaciones topológicas para abastecer la Zona desde S/E Esmeralda y Mejillones, se produzcan las sobrecargas descritas en la Línea 220 kV Atacama-Esmeralda y eventualmente en el Transformador Esmeralda 220/115/13.8 kV.


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Se recomienda realizar este mantenimiento considerando que no se superen los 750 MW de generación bruta de las unidades conectadas en S/E Chacaya. Esto debido a que la desconexión intempestiva de las Líneas indicadas, podría producir post-contingencia la sobrecarga de las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y 220 KV O’Higgins-Domeyko.





Las medidas señaladas anteriormente deben ser analizadas mediante un ECP que considere las condiciones del sistema en el momento de realizar la desconexión.

d) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-El Cobre circuito N°1 o N°2

Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, dada la previsión de aumento de demanda en la Zona, especialmente en la Zona Escondida-Zaldívar, durante la realización de este mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2 o en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, produce una sobrecarga en las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y O’Higgins-Domeyko, aproximadamente de un 8% y 4% para el peor caso, respectivamente. Para este mantenimiento, una contingencia en la Línea 220 kV Laberinto-El Cobre, produce tensiones en las SSEE Esperanza y El Tesoro en torno a 0.9 pu, lo que puede ocasionar pérdida de consumos en la Zona. Para la realización de este mantenimiento, se recomienda:

No superar los 750 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este mantenimiento. Esto debido a que la desconexión intempestiva de las Líneas indicadas, podría producir post-contingencia la sobrecarga de las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y 220 KV O’Higgins-Domeyko.





Se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).


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e) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Laberinto circuito N°1 o N°2

La realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso Sin Mantenimiento.

f) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Laberinto


g) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2


h) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos


i) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-El Cobre

Para este mantenimiento, se verifica que una contingencia en la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, produce tensiones en las SSEE Esperanza y El Tesoro en torno a 0.9 pu, lo que puede ocasionar pérdida de consumos en la Zona.


Se recomienda no superar los 750 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este mantenimiento. Esto debido a que la desconexión intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos podría producir post-contingencia la sobrecarga de las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y 220 KV O’Higgins-Domeyko.





Se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).

j) Mantenimiento Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins


Se recomienda realizar este mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones) y con el equipo SVC de S/E Domeyko en servicio. Esto debido a que en Estado Normal, con


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generación en Central Atacama se tienen tensiones en el rango de alerta establecido en la NT en las Barras de la Zona Escondida-Zaldívar.

Post contingencia de un circuito de la Línea 220 kV Atacama-Domeyko, se observan tensiones fuera del límite del estado de emergencia establecido en NT en la Zona Escondida-Zaldívar (en torno a 0.88-0.9 pu). En este caso se recomienda incrementar la tensión considerando las siguientes medidas:




k) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mejillones


Se recomienda realizar este mantenimiento con alguna de las unidades de Central Atacama despachada y/o de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones) y con el equipo SVC de S/E Domeyko en servicio. Esto debido a que en Estado Normal (sin contingencia), con generación en Central Atacama, se tienen tensiones en el límite del rango establecido en NT para estado de emergencia en las barras de la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones, en torno a 0.90-0.93 pu.

Se recomienda no superar los 780 MW de generación bruta en S/E Chacaya cuando se realice este mantenimiento. Esto debido a que la desconexión intempestiva de la Línea 220 kV Laberinto-El Cobre podría producir, post contingencia una sobrecarga en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos.

Post contingencia, se recomienda incrementar la tensión adoptando las siguientes medidas:




Se debe controlar el aporte de reactivos de las unidades de S/E Chacaya Central Norgener, ya que ante la ocurrencia de ciertas contingencias, sus unidades quedan con un aporte de potencia reactiva cercano a su límite máximo.

l) Mantenimiento Línea 220 kV Nueva Zaldívar-OGP1


m) Mantenimiento Línea 220 kV Domeyko-OGP1


n) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2



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Se recomienda realizar este mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y coincidente con baja demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones) y con el equipo SVC de S/E Domeyko en servicio. Esto debido a que en Estado Normal (sin contingencia), se verifican tensiones en las barras de la Zona Escondida-Zaldívar, en torno a 0.94-0.95 pu. Adicionalmente, en el caso en que la Central Atacama se encuentra despachada con un ciclo completo, se observa que post contingencia de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones, las tensiones en la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones quedan fuera del rango establecido en la NT para el Estado de Emergencia, en torno a 0.88-0.90 pu.

Se verifica que la contingencia simple del circuito de la Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar que no se encuentre en mantenimiento, produce una sobrecarga de un 18% en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins y de un 13% para la Línea O’Higgins-Domeyko, además de obtenerse tensiones fuera del rango de emergencia establecido en NT para la Zona de Escondida-Zaldívar.





o) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-Domeyko circuito N°1 o N°2


Se recomienda realizar dicho mantenimiento con alguna de las unidades Central Atacama despachadas y coincidente con baja demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones) y con el equipo SVC de S/E Domeyko en servicio. Lo anterior mejorará las tensiones en la Zona, ya que en Estado Normal (sin contingencia), con generación en Central Atacama, se tienen tensiones en la Zona Escondida-Zaldívar en torno a 0.94 pu. Adicionalmente, considerando la Central Atacama despachada, frente a determinadas contingencias, se presentan tensiones fuera del límite del rango establecido en la NT para el estado de Emergencia en las barras de la Zona Escondida-Zaldívar y Mejillones, en torno a 0.86-0.89 pu, siendo la contingencia más crítica la desconexión de las Líneas 220 kV Chacaya-Mejillones, Mejillones-O’Higgins o el circuito Atacama-Domeyko que permanece en servicio.





p) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-Encuentro circuito N°1 ó N°2



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Restringir la generación de Central Atacama a un valor inferior a 500 MW brutos aproximadamente, dado que con una generación mayor, ante la desconexión intempestiva del otro circuito de la Línea 220 kV Atacama-Encuentro es probable la pérdida de sincronismo de las unidades de Central Atacama.

Se recomienda mantener como condición inicial una tensión alta en las Barras 220 kV Andes y Mejillones. Esto dado que la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Chacaya-Mejillones provocaría tensiones en el límite de rango NT en la zona de Escondida-Zaldívar. De ser esta acción insuficiente se debe incrementar la tensión con las unidades de Central Atacama.

4.4.3 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA SUR-CORDILLERA


Las principales consecuencias de la desconexión intempestiva de transformadores de la Zona Sur Cordillera (fallas de severidad 8), corresponde a la desconexión del transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kV, que implica la desconexión de los consumos de clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda (Elecda Antofagasta).

En el caso de la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar-Escondida, no se observan efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la zona, sin impactos relevantes para el sistema.

En el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de las SS/EE El Tesoro o Zaldívar, dada la previsión de demanda en dichas subestaciones, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado, desconectándose la totalidad de dichos consumos.


Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra en la Zona Sur Cordillera, corresponden a la asociada a la falla de una sección de la Barra Chacaya 220 kV, Atacama 220 kV o Angamos 220 kV.

En el caso de la falla de una sección de Barra Chacaya 220 kV, se produciría la pérdida de generación de las unidades de la Central Chacaya conectadas a la sección 1 o 2 de la Barra. Lo anterior, dependiendo de las unidades que se encuentren en servicio, podría representar la pérdida de alrededor de 460 MW de generación (generación conjunta de las unidades CTM1, CTM2 y CTA en la sección N°1 de la Barra o generación conjunta de las unidades CTM3 TG+TV y CTH en la sección N°2 de la Barra). Lo anterior implicaría la desconexión de hasta el sexto escalón del esquema EDAC.

Un caso similar, pero con consecuencias menores en lo que respecta a la operación del esquema EDAC, corresponde a la desconexión de alguna sección de la Barra Atacama 220 kV o Angamos 220 kV, lo cual podría implicar la operación de hasta el cuarto escalón el EDAC, al desconectarse un ciclo completo de la Central Atacama o una unidad de la Central Angamos.

Para el caso de la desconexión de la sección N°2 de barra de S/E Laberinto, se verifica la sobrecarga de las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y O’Higgins-Domeyko en un 8% y un 3% respectivamente.


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En cuanto a las barras de retiros, la desconexión de la sección N°2 de S/E El Cobre tiene como consecuencia la sobrecarga de la Línea 220 kV El Cobre-Esperanza N°1, mientras que las barras de 220 kV de las SS/EE Esperanza, El Tesoro y Gaby quedan con tensiones fuera del rango establecido para el estado de emergencia en NT, quedando con tensiones en torno a 0.83-0.87 pu. Lo anterior, podría ocasionar el desprendimiento de consumos asociados a dichas subestaciones producto de la operación de protecciones de subtensión en los equipos de procesos mineros.

Con respecto a la desconexión de la sección N°2 de S/E Domeyko, esta tiene como principal consecuencia la desconexión del equipo SVC de 120 Mvar, por lo cual las tensiones en la Zona de Escondida-Zaldívar quedan en torno a 0.93 pu, siendo el caso más crítico la barra de 220 kV de S/E Laguna Seca cuya tensión queda en torno a 0.9 pu.





Las desconexiones de secciones de barra de las zona de Escondida, implica desprendimiento de los consumos que se abastecen de las respectivas secciones de barra. El desprendimiento mayor se produce al desconectarse la sección N°1 de la Barra Domeyko 220 kV, lo que implica la desconexión de los consumos abastecidos desde S/E Laguna Seca (alrededor de 160 MW).

Para el caso de la desconexión de alguna sección de barra de la subestaciones Laberinto u O’Higgins, se presentan tensiones en torno a los 0.93 pu en las barras de las subestaciones de zona de Escondida, las cuales se encuentran dentro de los rangos permitidos para el estado de emergencia según lo estipulado en NT. Con respecto a la desconexión de la sección N°1 de barra de S/E Nueva Zaldívar, esta contingencia, dependiendo de la demanda del proyecto OGP1 de Minera Escondida, puede significar la sobrecarga de las Líneas de 220 kV Mejillones-O’Higgins y Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko

4.5 CASOS CONSIDERANDO TOPOLOGÍA DEL AÑO 2016


Para el año 2016, en el caso sin mantenimientos ni desconexiones programadas, se debe limitar la generación de las unidades de Central Termoeléctrica Mejillones, Andina y Hornitos, ya que ante la ocurrencia de fallas en las líneas 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, o Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins presentaría sobrecargas. Esta limitación es independiente de la generación de las unidades de las Centrales Kelar o Atacama.

Para los casos analizados, dados los importantes cambios topológicos en el sistema de transmisión en la Zona, indicados en la sección 3.2.2 del presente informe, no se prevén problemas de tensión en la Zona de


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Escondida-Zaldívar, aún en el caso de presentarse una contingencia simple bajo el escenario más exigente, esto es demanda máxima en la zona (en torno a 670 MW) y considerando fuera de servicio las centrales Kelar y Gasatacama, y mantenimiento simultáneo del SVC de S/E Domeyko, además de no presentarse problemas de sobrecarga en el sistema de transmisión, salvo una leve sobrecarga en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins (de 4%) cuando ocurre una contingencia de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos y todas las centrales conectadas en Chacaya se encuentran generando.

Cabe mencionar que para todos los casos de mantenimiento analizados, no se consideró el despacho de unidades de la central Gasatacama ni de la Central Kelar, por considerarse este un escenario más exigente para la Zona en análisis.


Para escenarios de operación específicos, y condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la zona Sur-Cordillera, se debe evaluar si es necesario restringir la inyección en S/E Chacaya de modo de evitar la presencia de sobrecargas en el Sistema de Transmisión. Cabe destacar que estas restricciones de inyección de generación, las cuales dependerán del nivel de Generación en Central Atacama, Central Angamos, Central Termoeléctrica Mejillones, Andina, Hornitos y Central Kelar, deben ser revisadas y ajustadas de ser necesario, mediante un ECP que considere las condiciones del sistema en el momento de realizar el mantenimiento.

a) Mantenimiento equipo SVC 120 MVAr S/E Domeyko

Para la realización de este mantenimiento, no se consideró el despacho de unidades de las Centrales Kelar y Gasatacama. Ante este escenario, se observa para el caso sin contingencia, tensiones en torno a 0.95 pu en la Zona de Escondida-Zaldívar, siendo la contingencia más crítica la desconexión de la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko, en cuyo caso las tensiones quedan en torno a 0.92 pu en la Zona de Escondida-Zaldívar. Debido a lo anterior, se recomienda realizar este mantenimiento con algunas de las unidades de la central Gasatacama o Kelar en servicio, o con la Línea de 345 kV Salta-Andes conectada en vacío en la S/E Andes o coincidente con baja demanda en la Zona.

b) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Crucero

Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2 o en la Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos, produce una sobrecarga en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins de un 15%, 8% y un 3% para cada contingencia respectivamente. Para la realización de este mantenimiento, se recomienda limitar la generación bruta en S/E Chacaya a un valor en torno a los 635 MW, de manera de prevenir la peor sobrecarga detectada. Adicionalmente, se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).

c) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos

Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este mantenimiento, se verifica una sobrecarga de un 4% en la Línea Mejillones-O’Higgins, para el caso sin contingencias. La contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2 o de la Línea 220 kV Chacaya-Crucero producen una sobrecarga en la Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins de un 30% y un 20% respectivamente. Además, para realizar este mantenimiento se debe considerar lo siguiente:


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Para permitir el abastecimiento de los consumos que se alimentan desde S/E Capricornio se debe modificar la topología habitual de operación del SI. Producto de la demanda proyectada para la Zona de Esmeralda, Antofagasta y Alto Norte, la forma usual de realizar este mantenimiento, esto es, cerrando la Línea 110 kV Mejillones-Antofagasta en S/E Antofagasta, cerrando paño H4 de S/E Esmeralda y abriendo paño H1 de S/E Antofagasta (Línea 110 kV Antofagasta-Capricornio) y paño H3 de S/E Alto Norte (línea 110 kV Alto Norte-Antofagasta), produce sobrecarga en un 17% de la Línea 220 kV Atacama-Esmeralda. La tensión de la Zona de Alto Norte se puede regular gracias al cambiador de tap del transformador 220/110 kV de S/E Esmeralda. Debido a lo anterior, las alternativas para realizar este mantenimiento pueden ser:

- Abrir puentes en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, de manera de mantener abastecida la zona de Alto Norte desde Capricornio como corresponde a la topología usual.

- Realizar este mantenimiento en condiciones de baja demanda en la zona Capricornio-Alto Norte-Mejillones-Esmeralda, para evitar que en condiciones normales de operación, sin abrir puentes en la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos y realizando las modificaciones topológicas para abastecer la Zona desde S/E Esmeralda y Mejillones, se produzcan las sobrecargas descritas en la Línea 220 kV Atacama-Esmeralda y eventualmente en el Transformador Esmeralda 220/115/13.8 kV.

Para la realización de este mantenimiento, se recomienda limitar la generación bruta en S/E Chacaya a un valor en torno a los 690 MW de manera de prevenir la peor sobrecarga detectada. Esto debido a que la desconexión intempestiva de las Líneas indicadas, podría producir post-contingencia la sobrecarga de las Líneas 220 kV Mejillones-O’Higgins y 220 KV O’Higgins-Domeyko.

Las medidas señaladas anteriormente deben ser analizadas mediante un ECP que considere las condiciones del sistema en el momento de realizar la desconexión.

d) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-El Cobre circuito N°1 o N°2

Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-Mantos Blancos, Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2 o en la Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos, produce una sobrecarga en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins de un 25%, 21% y un 14% para cada contingencia respectivamente. Para la realización de este mantenimiento, se recomienda limitar la generación bruta en S/E Chacaya a un valor en torno a los 605 MW de manera de prevenir la peor sobrecarga detectada. Adicionalmente, se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).

e) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Laberinto circuito N°1 o N°2




g) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2



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h) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos


i) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-El Cobre


j) Mantenimiento Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins


k) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Mejillones


l) Mantenimiento Línea 220 kV Nueva Zaldívar-OGP1


m) Mantenimiento Línea 220 kV Domeyko-OGP1


n) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2

Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este mantenimiento, la contingencia simple en uno de los circuitos de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2 o en la Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar que permanezca en servicio, produce una ligera sobrecarga en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins en torno al 1%. Para la realización de este mantenimiento, se recomienda no superar los 700 MW de generación bruta en S/E Chacaya. Adicionalmente, se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).

o) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-O’Higgins circuito N°1 o N°2


p) Mantenimiento Línea 220 kV Atacama-Encuentro circuito N°1 ó N°2



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q) Mantenimiento Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins circuito N°1 ó N°2

Para el escenario de despacho de todas las unidades de S/E Chacaya, durante la realización de este mantenimiento, la contingencia simple en el circuito en servicio de la Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins produce una sobrecarga en la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins en torno al 11%. Para la realización de este mantenimiento, se recomienda no superar los 605 MW de generación bruta en S/E Chacaya. Adicionalmente, se deberá evaluar la conveniencia de realizar dicho mantenimiento de manera coincidente con una disminución de la demanda en la Zona afectada (Zaldívar-Escondida y Mejillones).

r) Mantenimiento Línea 220 kV Kelar-Kapatur circuito N°1 ó N°2

Para este mantenimiento, en caso de contingencia del circuito de la Línea 220 kV Kelar-Kapatur que se encuentre en servicio, se pierde la generación de la Central Kelar, lo cual ocasiona la operación del esquema EDAC. Al realizar este mantenimiento, se recomienda limitar la inyección de la Central Kelar al máximo establecido en la PO de potencia máxima de despacho.

4.5.3 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA SUR-CORDILLERA


Las principales consecuencias de la desconexión intempestiva de transformadores de la Zona Sur Cordillera (fallas de severidad 8), corresponde a la desconexión del transformador de Esmeralda 220/115/13.8 kV, que implica la desconexión de los consumos de clientes regulados abastecidos desde la Subestación Esmeralda (Elecda Antofagasta).

En el caso de la desconexión de transformadores de la zona Zaldívar-Escondida, no se observan efectos sistémicos relevantes, siendo las principales consecuencias la desconexión de consumos de la zona, sin impactos relevantes para el sistema.

En el caso particular de la desconexión de uno de los transformadores de las SS/EE El Tesoro o Zaldívar, dada la previsión de demanda en dichas subestaciones, se podría producir la sobrecarga del transformador no fallado, desconectándose la totalidad de dichos consumos.


Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra en la Zona Sur Cordillera, corresponden a la asociada a la falla de una sección de la Barra Chacaya 220 kV, Atacama 220 kV o Angamos 220 kV.

En el caso de la falla de una sección de Barra Chacaya 220 kV, se produciría la pérdida de generación de las unidades de la Central Chacaya conectadas a la sección 1 o 2 de la Barra. Lo anterior, dependiendo de las unidades que se encuentren en servicio, podría representar la pérdida de alrededor de 460 MW de generación (generación conjunta de las unidades CTM1, CTM2 y CTA en la sección N°1 de la Barra o generación conjunta de las unidades CTM3 TG+TV y CTH en la sección N°2 de la Barra). Lo anterior implicaría la desconexión de hasta el quinto escalón del esquema EDAC.

Un caso similar, pero con consecuencias menores en lo que respecta a la operación del esquema EDAC, corresponde a la desconexión de alguna sección de la Barra Atacama 220 kV o Angamos 220 kV, lo cual


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podría implicar la operación de hasta el tercer escalón el EDAC, al desconectarse un ciclo completo de la Central Atacama o una unidad de la Central Angamos.

En cuanto a las barras de retiros, la desconexión de la sección N°2 de S/E El Cobre tiene como consecuencia la sobrecarga de la Línea 220 kV El Cobre-Esperanza N°1, mientras que las barras de 220 kV de las SS/EE Esperanza, El Tesoro y Gaby quedan con tensiones fuera del rango establecido para el estado de emergencia en NT, quedando con tensiones en torno a 0.8 pu. Lo anterior, podría ocasionar el desprendimiento de consumos asociados a dichas subestaciones producto de la operación de protecciones de subtensión en los equipos de procesos mineros.

Con respecto a la desconexión de la sección N°2 de S/E Domeyko, esta tiene como principal consecuencia la desconexión del equipo SVC de 120 Mvar.

Las desconexiones de secciones de barra de las zona de Escondida, implica desprendimiento de los consumos que se abastecen de las respectivas secciones de barra. El desprendimiento mayor se produce al desconectarse la sección N°1 de la Barra Domeyko 220 kV, lo que implica la desconexión de los consumos abastecidos desde S/E Laguna Seca (alrededor de 120 MW) Dada la incorporación del sistema de transmisión de SITRAMEL, la contingencia en la sección N°1 de S/E Nueva Zaldívar no produce efectos relevantes en el sistema.

4.6 SENSIBILIDAD ESCENARIO ZONA SUR CORDILLERA CON INTERCONEXIÓN SADI

A partir de los resultados obtenidos para la Zona Sur-Cordillera del SING, se ha realizado una sensibilidad, considerando la interconexión con el SADI a través de la Línea 345 kV Andes-Salta. De acuerdo a lo indicado en el Decreto N°7 de 2015 del Ministerio de Energía publicado en el Diario Oficial, se consideraron los siguientes casos en distintas configuraciones de generación, siempre privilegiando establecer los casos más críticos para el sistema:

- Exportación desde el SING hacia el SADI, con 200 MW, utilizando Unidad CTM3 de forma dedicada.

- Exportación desde el SING hacia el SADI, con 200 MW, utilizando Unidad Kelar de forma dedicada.

- De manera adicional, se ha considerado un caso de Importación desde el SADI hacia el SING, con 170 MW.


Considerando que la exportación hacia el SADI se realiza con la unidad CTM3, es decir, con todas las unidades de S/E Chacaya generando, en estado normal, esto es, sin mantenimiento y sin falla en el sistema, se produce una carga de la Línea 220kV Mejillones-O’Higgins de un 95%. Por lo tanto, bajo este escenario, es muy posible que ante cualquier falla en el sistema, en especial en las Líneas de 220 kV que evacuan la generación de las unidades de S/E Chacaya o en la Zona de Minera Escondida, esta línea sobrepase su capacidad.

En efecto, según los resultados de los casos analizados, para las fallas de la Línea 220 kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Línea 220 kV Chacaya-Capricornio o Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos, se producen sobrecargas de la Línea 220kV Mejillones-O’Higgins en un 15%, 20% y 11% respectivamente.

Para fallas en las Líneas 220 kV Kapatur-O'Higgins N°1 o N°2 y Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, las sobrecargas presentadas si bien existen, son menores: 0.3% y 4% respectivamente. Finalmente, para una


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contingencia en alguno de los nuevos circuitos de la Línea 220 kV O’Higgins-Domeyko, no se presentan congestiones en el sistema.

Lo anterior, es debido principalmente al cambio topológico en el sistema SITRAMEL descrito en el punto 3.2.2 (que reduce la impedancia equivalente del corredor de transmisión que va desde Chacaya hasta Domeyko, pero mantiene la capacidad térmica de las líneas que lo componen), y en menor medida, al aumento de demanda de la Zona de Escondida. De esta manera, debido al cambio topológico de la zona Sur-Cordillera y la exportación hacia el SADI con la unidad CTM3, no se estaría cumpliendo el criterio N-1 en las Líneas de transmisión que evacuan la generación de las unidades de la S/E Chacaya.

Una solución operativa que permitiría a las centrales que inyectan en la S/E Chacaya operar sin restricciones, sería la adecuación del EDAGxCE existente en la S/E Chacaya, y que hoy en día no se encuentra habilitado. Mientras, la exportación al SADI mediante la unidad CTM3, deberá realizarse en niveles inferiores a 200 MW.

Por otro lado, con la conexión de la Línea 345 kV Salta-Andes más la incorporación del SVC de S/E Domeyko, no se detectan problemas de tensión en ninguna barra de la zona.

Considerando que la exportación hacia el SADI se realiza con las unidades de la Central Kelar, no se detectan problemas en el sistema de transmisión del SING.

Finalmente, se analiza la falla del enlace de interconexión con el SADI. Esto se realizó para dos escenarios de transferencias: uno de importación de 170 MW desde el SADI, y otro de exportación de 200 MW hacia el SADI con la unidad CTM3 dedicada. Así, se observa lo siguiente:

1. Para el caso de importación desde el SADI, la falla produce una baja de frecuencia que hace operar hasta el segundo escalón de EDAC.

2. Para el caso de exportación hacia el SADI con la unidad CTM3, la falla hace que la frecuencia llegue a los 50.9 Hz, sin producir desconexiones de ningún tipo.

3. En ambos casos, el hecho de que la unidad U16 se encuentre en servicio es primordial para absorber las fluctuaciones de potencia activa producidas por la pérdida del enlace de interconexión.


Para los siguientes casos de mantenimiento se consideró un escenario de exportación de generación de 200 MW, con la unidad CTM3 dedicada.

Los escenarios de operación con condiciones de mantenimiento de líneas de transmisión de la zona Sur-Cordillera analizados, considerando además la interconexión con el SADI, son:

a) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-Crucero

Las contingencias analizadas fueron en las Líneas 220kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Chacaya-Capricornio y

Laberinto-Mantos Blancos, obteniendo sobrecargas de la Línea 220 kV Mejillones-O'Higgins de 22%, 29% y 18% respectivamente.


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b) Mantenimiento Línea 220 kV Chacaya-El Cobre circuito N°1 o N°2

Las fallas analizadas fueron en las Líneas 220kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Chacaya-Capricornio, Laberinto-Mantos Blancos y Laberinto-El Cobre, obteniendo para todos los casos sobrecargas de la Línea 220 kV Mejillones-O'Higgins de 44.3%, 49.3%, 37.4% y 6.3% respectivamente.

Además de lo anterior, para las fallas de las Líneas 220kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Chacaya-Capricornio y

Laberinto-Mantos Blancos se produce sobrecarga en la Línea 220kV Chacaya-Mejillones de 9.1%, 12.9% y 4.1% respectivamente.

La falla de la Línea 220kV El Cobre-Laberinto, produce que la tensión en las barras de las SS/EE El Cobre, Gaby, El Tesoro y Esperanza, llegue a 0.88 pu, por debajo del límite permitido incluso para el Estado de Emergencia. Lo anterior puede provocar desprendimiento de consumo en la zona.

El amortiguamiento ante estas contingencias (medido en el enlace de 345 kV Salta-Andes) es regular, y malo en el caso de la falla de la Línea 220kV El Cobre-Laberinto.

c) Mantenimiento Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar circuito N°1 o N°2

Las fallas analizadas fueron en las Líneas 220kV Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2 y Andes-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, obteniendo para todos los casos sobrecargas de la Línea 220 kV Mejillones-O'Higgins de 22.7%, 20.5% y 5% respectivamente.

Además de lo anterior, para una contingencia en alguno de los circuitos de la nueva Línea 220kV O’Higgins-Domeyko y Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2, se produce sobrecarga en la Línea 220kV O’Higgins-Domeyko de 14% y 17.2% respectivamente.

El amortiguamiento ante estas contingencias (medido en el enlace de 345 kV Salta-Andes) malo en el caso de la falla de alguno de los circuitos de la nueva Línea 220kV O’Higgins-Domeyko.

d) Mantenimiento Línea 220 kV Kapatur-O’Higgins circuito N°1 o N°2

Las fallas analizadas fueron en las Líneas 220kV Kapatur-O’Higgins y Chacaya-El Cobre N°1 o N°2, obteniendo para ambos casos sobrecargas de la Línea 220 kV Mejillones-O'Higgins de 19.3% y 18.2% respectivamente.

e) Mantenimiento Línea 220 kV Andes-Nueva Zaldívar N°1 o N°2

Las contingencias analizadas fueron en la Línea 220 kV Andes-Nueva Zaldívar que permanece en servicio, obteniendo una sobrecarga de la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins de un 2%.


Las contingencias analizadas fueron en las Líneas 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar N°1 o N°2 y Nueva O’Higgins-Domeyko N°1 o N°2, obteniendo para el primer caso sobrecarga de la Línea 220 kV Mejillones-O’Higgins de un 8% y para el segundo caso sobrecarga de la Línea 220 kV Nueva O’Higgins-Domeyko de un 5%.

g) Mantenimiento SVC S/E Domeyko

Al encontrarse en mantenimiento este dispositivo, las tensiones de la zona de Escondida en Estado Normal bordean los 0.95 pu, en particular en las SSEE 220kV Escondida, Domeyko, Laguna Seca, Sulfuros, Óxidos, Zaldívar y OGP1.

Al realizar cualquier falla en el sistema, las tensiones no disminuyen de los 0.95 en pu, por encontrarse el sistema conectado al SADI.

La regulación ante estas fallas es regular para todos los casos analizados.


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4.6.3 FALLAS EN BARRAS DE LA ZONA SUR-CORDILLERA

a) Desconexión de secciones de Barra.

Se verificó la desconexión de barra de la sección 1 de S/E Chacaya, lo que implicó la desconexión de 450 MW de generación aproximadamente, de las unidades CTA, CTM1 y CTM2. Esto se realizó para dos sub escenarios: uno de importación de generación desde el SADI de 170 MW, y otro de exportación de generación hacia el SADI de 200 MW con la unidad CTM3 dedicada.

Para el caso de importación desde el SADI, el sistema presenta una buena amortiguación de las oscilaciones, sin embargo es importante poner atención a las oscilaciones de la transferencia de la Línea 345 kV Salta-Andes, ya que pueden llegar a un máximo de 500 MW aproximadamente. Luego del despeje de la falla, volviendo al estado estacionario, es el SADI el que aporta la mayor parte de la generación desconectada del SING, llegando a transferencias de 400 MW aproximadamente.

En el caso de exportación de generación hacia el SADI, con la unidad CTM3, se tienen resultados similares. El sistema presenta también una buena amortiguación de las oscilaciones, se tienen oscilaciones de transferencias de la Línea 345 kV Salta-Andes con un peak de 500 MW aproximadamente, y en este caso, al volver a un régimen estacionario, nuevamente es el SADI el que aporta la generación desconectada del SING, invirtiendo el flujo de la línea.

4.7 ZONA CENTRO

La Zona Centro del SING, corresponde a las instalaciones ubicadas en torno las subestaciones Crucero y Encuentro. Un aspecto fundamental de esta zona, es que comprende las instalaciones que abastecen de energía los consumos de las divisiones Radomiro Tomic, Chuquicamata y Ministro Hales de Codelco, Minera El Abra, Minera Sierra Gorda y Minera Spence, así como las ciudades de Calama y sus alrededores.

Los principales centros de generación de esta zona corresponden a las unidades de generación de la Central Tocopilla, Central Norgener y el proyecto Central Cochrane, así como la incorporación de un polo de generación ERNC en S/E Calama (Valle de los Vientos y los parque solares que componen el proyecto San Pedro) y los proyectos fotovoltaicos Finis Terrae y Blue Sky que se conectarán a la S/E Encuentro a través de la línea 220 kV Encuentro-Rande.

Cabe mencionar con respecto a la topología de la Zona, que la Línea de 3 puntas 220 kV Angamos-Encuentro-Laberinto se mantendrá operativa hasta que entre en servicio la Central Cochrane con su sistema de transmisión correspondiente a la Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro.

A continuación se analizan casos con y sin mantenimiento de las líneas que abastecen la Zona Centro del SING.


La primera restricción asociada a la Zona Centro, se refiere a lo establecido en la Política de Operación que define un valor máximo para la evacuación de potencia desde S/E Central Tocopilla (Política de Operación CT Tocopilla), la cual establece lo siguiente:


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Se debe limitar la transferencia de potencia por las Líneas 220 kV Central Tocopilla-Crucero 6A y 7A, para evitar una sobrecarga en uno de sus circuitos ante la desconexión del otro. Considerando el EDAG de Central Termoeléctrica Tocopilla operativo, la transferencia de potencia por cada circuito de la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero se debe limitar a 245 MW. En el caso que el EDAG de Central Tocopilla no se encuentra operativo, la transferencia de potencia por cada circuito de la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero se debe limitar a 210 MW.

Se debe limitar la transferencia de potencia por la Línea 110 kV Central Tocopilla-A N°1 y N°2, Línea 110 kV Central Tocopilla-Central Diesel Tamaya N°3 y N°4, Línea 110 kV Central Diesel Tamaya-Salar y Línea 110 kV Central Diesel Tamaya-A a 65 MW por línea, esto con el fin de evitar que las protecciones de distancia 21/21N de las líneas 110 kV operen de manera indeseada frente a fallas externas36.

Adicionalmente, se verifica que la Política de Operación de la Zona Centro vigente37, la cual se refiere a la máxima transferencia de potencia que permite cumplir con el Criterio N-1 en la Línea 220 kV Crucero-Encuentro Circuito N°1 y N°2, pierde su vigencia, dado que los proyectos previstos para el horizonte de evaluación subsanan la problemática de esta zona. Los principales proyectos a considerar son la ampliación de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro38, proyectada para septiembre de 2015, de acuerdo a lo informado por el Coordinado Transelec S.A. y la entrada en servicio de la Central Cochrane durante el año 2016, inyectando directamente en S/E Encuentro a través de una línea de doble circuito. En función de lo anterior, la Política de Operación deberá ser revisada previamente a la energización de las instalaciones mencionadas de manera de establecer las nuevas condiciones operacionales si es que fuese necesario.

Independiente del resultado que se obtenga de los análisis realizados en la nueva Política de operación, la problemática de la zona centro se estima debiese ser solucionada una vez que pongan en servicio las obras de ampliación definidas en S/E Encuentro, de acuerdo a lo establecido en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, período 2013-201439.

Por otro lado, la conexión de Centrales ERNC en zonas que no cuentan con un sistema de transmisión robusto, pueden producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia ante contingencias simples en ciertas líneas de transmisión. Tal es el caso de:

Central Valle de los Vientos y el complejo fotovoltaico San Pedro, conectados a la S/E Calama y al resto del sistema a través de la Línea 220 kV Salar-Calama, línea que en caso de producirse una contingencia, produciría la desconexión de dichas centrales y, dependiendo del nivel de generación que tengan al momento de la desconexión, se estima se podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia hasta el primer Escalón.

Los Parque Fotovoltaicos Finis Terrae y Blue Sky, conectados a S/E Encuentro a través de la línea 220 kV Rande-Encuentro. La ocurrencia de una contingencia en dicha línea provocaría la desconexión de dichas Centrales, y dependiendo de su nivel de generación al momento de la desconexión se podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia hasta el tercer Escalón del EDAC.

36

Falla en líneas de transmisión adyacentes a las de interés, asociadas a los consumos Chuquicamata y Calama. 37

Según documento D-SDO-04-V02 “Política de Operación: Restricciones de Seguridad en la Zona Centro”. 38

Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2012-2013 aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°310 de 2013. 39

Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Período 2013-2014 aprobado mediante Resolución Exenta CNE N°17 de 2014.


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Adicionalmente, se ha detectado que, dada la conexión de proyectos de generación y consumos en la Barra Encuentro 220 kV, y bajo ciertos escenarios operativos, podrían existir problemas de sobrecarga en ciertos tramos de ésta. En consecuencia, una vez publicado el presente Estudio, y previo a la entrada de nuevos proyectos en esta instalación, se realizará un análisis detallado de la capacidad de la Barra 220 kV de S/E Encuentro, lo que eventualmente podría dar origen a una política de operación si fuese necesario.


En general las restricciones de esta zona son muy dependientes de la combinación de unidades de la Central Tocopilla en servicio, en particular si la unidad U16 se encuentra despachada o no. Por lo tanto es recomendable analizar las restricciones según las condiciones particulares del momento mediante la realización del respectivo ECP.

a) Mantenimiento Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero, circuito 6A o 7A

En el caso de mantenimiento de un circuito de la línea en cuestión, se pueden producir problemas de estabilidad frente a la apertura del otro circuito de esta línea, situación que es dependiente del despacho de unidades en la Central Termoeléctrica Tocopilla. Para evitar lo anterior se debe considerar lo siguiente:

Se debe restringir la generación en la barra de 220 kV de Central Termoeléctrica Tocopilla con el fin de que no se sobrecarguen los ATR 220/110/13.8 kV y los Booster 110/110 kV ante falla en el circuito de la Línea 220 kV Tocopilla-Crucero que se encuentre en servicio. En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentre deshabilitado se debe restringir la generación a un valor en torno a los 200 MVA dado que dicho valor corresponde a la capacidad conjunta del ATR 220/110 /13.8 kV N° 1 y 2 (El Booster 110/110 kV N° 1 y 2 tiene el mismo valor de capacidad). En caso que el EDAG de Tocopilla se encuentre habilitado, al valor de restricción anterior se suma la generación disponible en el EDAG (unidad U14 o U15). Adicionalmente, se debe analizar la alternativa de operar con los ATR's de interconexión entre las barras 220 kV y 110 kV de la Central abiertos en el lado de 220 kV, controlando que el flujo por el circuito en servicio de la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero no sea mayor a 330 MW. Las medidas anteriores corresponden a criterios generales de aplicación, sin embargo este escenario debe ser analizado a través de un ECP considerando los despachos específicos al momento de realizar la desconexión.

En condiciones de pre-falla, se debe controlar permanentemente el flujo por la Líneas 110 kV Central Tocopilla-A N°1 y N°2, Línea 110 kV Central Tocopilla-Central Diesel Tamaya N°3 y N°4, Línea 110 kV Central Diesel Tamaya-Salar y Línea 110 kV Central Diesel Tamaya-A no sea superior a 65 MW por línea.

Adicionalmente, dado el problema detectado de bajo amortiguamiento ante determinados despachos de la Central Termoeléctrica Tocopilla, se recomienda revisar la sensibilidad del nivel de amortiguamiento frente a las condiciones de operación presentes, y en caso de ser necesario limitar la generación en dicha Central.

b) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Chuquicamata


En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Crucero-Salar, se presentarían bajas tensiones en la zona de Chuquicamata, y por lo tanto existiría una alta probabilidad de desprendimiento de carga en los consumos Chuquicamata y Calama. En caso que lo anterior no ocurriese, dependiendo de la demanda de los consumos de Chuquicamata y Calama, se pueden producir transferencias superiores a los 65 MW en las líneas de 110 kV que abastecen la zona, la que deberá ser controlada por el CDC disminuyendo la generación de Central Tocopilla. En caso de producirse una desconexión masiva


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de los consumos indicados anteriormente, ésta provocaría la actuación del EDAG por Sobrefrecuencia, controlando los efectos de la falla.

Post-Contigencia se debe chequear que el flujo de cada circuito de la Línea 220 kV Tocopilla-Crucero no supere los 245 MW y que los circuitos de 110 kV que salen desde S/E Tocopilla no superen los 65 MW. Debido a la baja tensión que se produce en la zona, las unidades de Central Tocopilla pueden quedar generando reactivos al límite de su capacidad.

c) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Salar


En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Crucero-Chuquicamata, se presentarían bajas tensiones en la zona de Chuquicamata, y por lo tanto existiría una alta probabilidad de desprendimiento de carga en los consumos Chuquicamata y Calama. En caso que lo anterior no ocurriese, dependiendo de la demanda de los consumos de Chuquicamata y Calama, se pueden producir transferencias superiores a los 65 MW en las líneas de 110 kV que abastecen la zona, la que deberá ser controlada por el CDC disminuyendo la generación de Central Tocopilla. En caso de producirse una desconexión masiva de los consumos indicados anteriormente, ésta provocaría la actuación del EDAG por Sobrefrecuencia, controlando los efectos de la falla.

Post-Contigencia se debe chequear que el flujo de cada circuito de la Línea 220 kV Tocopilla-Crucero no supere los 245 MW y que los circuitos de 110 kV que salen desde S/E Tocopilla no superen los 65 MW. Debido a la baja tensión que se produce en la zona, las unidades de Central Tocopilla pueden quedar generando reactivos al límite de su capacidad.

En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Salar-Chuquicamata, y no haber suficiente generación eólica de la Central Valle de los Vientos, podría presentarse una tensión en S/E Salar 220 kV fuera de los estándares establecidos en la NT. En este caso, se debe cuidar la tensión en dicha barra mediante el aumento en la consigna de tensión de barras cercanas o bien mediante desconexión de consumos en la zona, lo que debe ser evaluado considerando las condiciones sistémicas del momento.

d) Mantenimiento Línea 220 kV Salar-Chuquicamata


En el caso de producirse la apertura intempestiva de la Línea 220 kV Crucero-Salar, y no haber suficiente generación eólica de la Central Valle de los Vientos, podría presentarse una tensión en torno a los 0.94 pu en S/E Salar 220 kV, es decir en Estado de Alerta según el estándares establecido en la NT. Se debe cuidar la tensión en dicha barra mediante el aumento en la consigna de tensión de barras cercanas o bien mediante desconexión de consumos en la zona, lo que debe ser evaluado considerando las condiciones sistémicas del momento.

e) Mantenimiento Línea 220 kV Crucero-Encuentro circuito N°1 o N°2


En el caso de producirse una contingencia y posterior apertura de la Línea de 3 puntas 220 kV Angamos-Laberinto-Encuentro, y dependiendo de la disponibilidad y el despacho de las unidades de Central Atacama y la unidad CTTAR, se podrán presentar sobrecargas en el circuito de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro que se mantiene en servicio. Con el fin de evitar esta situación se debe evitar programar el mantenimiento las unidades mencionadas anteriormente simultáneamente con alguno de los circuitos


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de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro. En caso de que lo anterior no pueda respetarse, se deben tomar las siguientes medidas antes de realizar el mantenimiento de uno de los circuitos:

- Transferencia del paño J11 correspondiente al consumo de Ministro Hales hacia la sección de barra N°2 en S/E Encuentro.

- Apertura del interruptor acoplador de barra en S/E Encuentro (52JS)

Post-contingencia, en caso de que aún tomándose las medidas anteriormente descritas, se presente sobrecarga en el circuito de la Línea 220 kV Crucero que se mantiene en servicio, se deberá despachar de manera forzada unidades en Central Atacama o, en caso de indisponibilidad, aplicar una DMC hasta que el flujo disminuya a un valor inferior a la capacidad máxima de transferencia del circuito.

Para el resto de escenarios analizados, la realización de este mantenimiento no impone consideraciones adicionales a las descritas en el caso sin Mantenimiento. Sin embargo, se deben evaluar mediante un ECP las condiciones de generación disponible, demanda de la Zona y Topología del Sistema al momento de realizar el mantenimiento, de manera de garantizar transferencias que no sobrecarguen el circuito de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro que permanezca en servicio.

f) Mantenimiento Línea 220 kV Cochrane-Encuentro circuito N°1 o N°2

Para realizar este mantenimiento, cuando aún no entra en servicio la CT Cochrane y está en servicio la línea de 3 puntas 220 kV Angamos-Laberinto-Encuentro, se debe considerar lo siguiente:

En el caso de producirse una contingencia y posterior apertura de la Línea de 3 puntas 220 kV Crucero-Encuentro, y dependiendo de la disponibilidad y el despacho de las unidades de Central Atacama y la unidad CTTAR, se podrán presentar sobrecargas en el circuito de la Línea 220 kV Crucero-Encuentro que se mantiene en servicio. Con el fin de evitar esta situación se debe evitar programar el mantenimiento las unidades mencionadas anteriormente simultáneamente con la de 3 puntas Línea 220 kV Angamos-Laberinto-Encuentro. En caso de que lo anterior no pueda respetarse, se deben tomar las siguientes medidas antes de realizar el mantenimiento de uno de los circuitos:

- Transferencia del paño J11 correspondiente al consumo de Ministro Hales hacia la sección de barra N°2 en S/E Encuentro.

- Apertura del interruptor acoplador de barra en S/E Encuentro (52JS)

Post-contingencia, en caso de que aún tomándose las medidas anteriormente descritas, se presente sobrecarga en el circuito de la Línea 220 kV Crucero que se mantiene en servicio, se deberá despachar de manera forzada unidades en Central Atacama o, en caso de indisponibilidad, aplicar una DMC hasta que el flujo disminuya a un valor inferior a la capacidad máxima de transferencia del circuito.

Cuando entra la central Cochrane en servicio con su sistema de transmisión, y en consecuencia la línea de 3 puntas 220 kV Angamos-Laberinto-Encuentro sale de servicio, para realizar este mantenimiento, se debe considerar lo siguiente:

En caso de producirse una contingencia y posterior desconexión del circuito que se mantenía en servicio de la Línea 220 kV Cochrane-Encuentro, y dependiendo del nivel de despacho de las unidades de Central Cochrane se podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia. Así mismo, dependiendo del nivel de despacho de las unidades en Central Tocopilla, los flujos por los circuitos de la Línea 220 kV Tocopilla-Crucero podrían sobrepasar los 245 MW, por lo que post-contingencia se debe realizar un redespacho, tal que el flujo por esta línea disminuya a niveles aceptables.


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En consecuencia de lo descrito anteriormente, en caso de mantenimiento de uno de los circuitos de la Línea 220 kV Cochrane-Encuentro, se debe limitar el despacho de las unidades de Central Cochrane, tal que el flujo por el circuito que se mantiene en servicio sea inferior al valor que se obtenga de aplicar la Política de Operación “Despacho Máximo en el SING”40.

4.7.3 FALLAS EN BARRAS Y TRANSFORMADORES DE LA ZONA CENTRO


Para el caso de desconexión intempestiva de transformadores de subestaciones de retiros de la zona Centro, esto es, consumos abastecidos desde las subestaciones Ministro Hales, El Abra, Spence, Sierra Gorda, Radomiro Tomic y Chuquicamata, no se tienen efectos sistémicos relevantes.

En el caso de una contingencia de un ATR en la subestación Tocopilla, en especial en el ATR de la unidad U16, se produce la desconexión de la unidad y, dependiendo de la generación de la unidad U16, la operación del esquema EDAC por subfrecuencia. Similar al caso del transformador de la unidad U16, una contingencia en alguno de los transformadores de las unidades de Central Cochrane provocaría la salida de esa unidad, y dependiendo de su nivel de despacho podría provocar la operación del esquema del EDAC por subfrecuencia.


Las principales consecuencias de la desconexión de una sección de barra en la Zona Centro, se observan al desconectarse una sección de Barra Tocopilla 220 kV. En este caso, se produciría la pérdida de generación de las unidades de la Central Tocopilla conectadas a la sección de barra, esto es las unidades U16 y TG3 o la desconexión conjunta de las unidades U14 y U15, lo que dependiendo del nivel de generación de estas unidades, implica la operación del esquema EDAC por subfrecuencia.

En el caso de falla en una sección de Barra de Crucero 220 kV o Encuentro 220 kV, se produce la pérdida de los consumos abastecidos desde dichas secciones de barra (Minera El Abra, División Radomiro Tomic, Minera Ministro Hales o Spence según sea el caso), para lo cual no se verifican consecuencias sistémicas relevantes. En el caso particular de la sección de barra N°1 de S/E Encuentro, adicionalmente a la desconexión de los consumos conectados a ella, se produce la pérdida de generación de los parques fotovoltaicos Finis Terrae y Blue Sky.

Por otro lado, la desconexión de alguna de las secciones de Barra de la Central Cochrane, produce la desconexión de una de las unidades que se conectan a ella. Dependiendo del nivel de inyección de la unidad que sea desconectada al momento de la contingencia, se podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia.

Finalmente, en caso de una contingencia en la Barra de S/E Calama 220 kV, se produce la desconexión de las Centrales ERNC Valle de los Vientos y San Pedro, lo que, dependiendo de las condiciones de demanda de los consumos conectados en S/E Calama y el despacho de las centrales mencionadas anteriormente, podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia. De la misma manera, una contingencia en la Barra de S/E Rande 220 kV provocará la desconexión de las Centrales

40 Documento D-SDO-03-V01 “Política de Operación: Despacho Máximo en el SING”.


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Fotovoltaicas Finis Terrae y Blue Sky, lo que podría producir la operación del esquema EDAC por subfrecuencia, dependiendo de su nivel de inyección al momento de la contingencia.


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5. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL

5.1 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN DE RESTRICCIONES Y RECOMENDACIONES

Las restricciones y/o recomendaciones indicadas en el presente Estudio tienen un carácter general y provienen de la experiencia práctica en la operación y diseño de sistemas eléctricos, basándose en alternativas genéricas de control orientadas a flexibilizar o incrementar la capacidad de transmisión tales como el control de la generación, la DMC, o la implementación y/o ajuste de DAC, DAG, etc.

Para efectos de una implementación práctica de las restricciones y/o recomendaciones, a nivel de la programación u operación en tiempo real, se considera necesario realizar las siguientes actividades:

a) Análisis de resultados y observaciones por parte de los Coordinados. Contempla un período en el cual los Coordinados puedan analizar los resultados del ERST, tanto en términos de los efectos detectados a partir del análisis de las contingencias como también de las restricciones y/o recomendaciones, y emitir observaciones orientadas a corregir, precisar o complementar dichos resultados.

b) Revisión conjunta DO-Coordinados de las restricciones y/o recomendaciones a implementar. Esta etapa contempla la definición de la alternativa más conveniente, en términos de la SyCS y operación económica del SING, considerando las alternativas propuestas por la DO y/o aquellas complementadas por los Coordinados.

c) Análisis de detalle para efectos de implementación. Esta etapa tiene especial importancia en el caso de recomendaciones que involucren la implementación o ajuste de elementos de control, y contempla el análisis detallado de diseño, implementación práctica, efectos en la SyCS del SING, etc.

d) Implementación definitiva de restricciones y/o recomendaciones. Corresponde a la actividad de implementación en terreno, pruebas y verificación de desempeño en tiempo real.

5.2 VERIFICACIÓN EN TIEMPO REAL

El Artículo 6-32 de la NT indica que además de identificar las instalaciones sobre las que se deberán aplicar las restricciones en el Sistema de Transmisión se deberá verificar el cumplimiento de las restricciones en la operación en tiempo real.

El cumplimiento de las restricciones del Sistema de Transmisión se verificará mediante el Sistema de Información de Tiempo Real (SITR).

A partir de las políticas de operación que se establezcan para la programación y la operación en tiempo real, definidas en base a las recomendaciones establecidas en el presente Estudio, el CDC y los CC coordinarán y operarán, respectivamente, las instalaciones del SI.


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6. ANEXOS

6.1 ANEXO 1. DESPACHO, DEMANDA Y LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AFECTAS AL ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS

6.1.1 DESPACHO

A continuación se presenta el despacho base utilizado en los análisis.

Unidad Generadora/ Configuración de Generación

Demanda [MW] Demanda [MW]

Año 2015 Máxima ERNC

Año 2015 Mínima ERNC



ANG1 240 263 207 150

ANG2 240 263 263 259

CAVA 3 3 3 3

CHAP 10 10 10 10

CTA 157 157 157 157

CTH 158 158 158 158

CTM1 149 149 149 149

CTM2 154 154 154 154

CTM3-TG 110 142 0 0

CTM3-TV 60 84 0 0

CTTAR 140 140 140 140

NTO1 135 135 135 135

NTO2 135 135 135 135

Cochrane U1 - - 165 150

Cochrane U2 - - 227 150

PAM 17 17 11 11

TG1A 105 105 0 0

TG1B 105 105 0 0

TV1C 100 111 0 0

U12 50 80 50 50

U13 51 80 50 50

U14 122 122 122 75

U15 116 116 116 116

U16 179 265 159 0

Bolero PFV - - 65 107

Finis Terrae I PFV 91 11 65 92

Finis Terrae II PFV - - 0 30

Lagunas PFV - - 70 70

María Elena PFV 52 7 28 52

Pintados PFV - - 0 40

Blue Sky 1 PFV - - 21 39

Blue Sky 2 PFV - - 14 26

Uribe PFV - - 22 37

Pica PFV - - 7 35

Arica Solar 1 PFV - - 9 30

PFV Solar San Pedro I (Paruma) 14 2 8 14

PFV Solar San Pedro II (Lascar) - - 15 25

PFV San Pedro Etapa III (Jama) 25 3 15 25


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Unidad Generadora/ Configuración de Generación

Demanda [MW] Demanda [MW]





PFV San Pedro Etapa IV (Pular) 22 3 13 22

PFV San Pedro Etapa V (Salin) - - 15 25

Eólica Valle de los Vientos 44 60 59 44

La Huayca 2 PFV 19 2 9 19

Quillagua I - Etapa 1 PFV - - 10 19

Quillagua I - Etapa 2 PFV - - 10 19

Andes Solar PFV 16 2 9 16

PAS2 6 1 3 6

PAS3 12 1 6 12

Pampa Camarones PFV 4 0 1 4

TOTAL 2841 2888 2885 2860

6.1.2 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AFECTAS AL ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS

El ERST contempla el análisis de un conjunto de contingencias cuyas características generales en términos de naturaleza y tipo de despeje se encuentran definidas en la NT. Respecto de los elementos del SING para los cuales se analiza la ocurrencia de una contingencia, su definición ha considerado los siguientes aspectos:

Sólo se analiza la ocurrencia de contingencias en líneas de transmisión con un nivel de tensión nominal superior a 23 kV41.

No se analiza la ocurrencia de contingencias en líneas de transmisión que conectan en forma radial unidades generadoras o consumos.

A partir de lo expuesto previamente, el conjunto de líneas de transmisión para el cual se analizó la ocurrencia de contingencias, en función de las topologías consideradas, se indica en Anexo 4: Resultados obtenidos, agrupándose por zona.

41

Artículo 1-7 de la NT numeral 97.


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6.2 ANEXO 2: CONSIDERACIONES GENERALES DE LA NT

6.2.1 CONTINGENCIAS

En relación con las contingencias a considerar, el Artículo 6-31 de la NT indica que las restricciones del Sistema de Transmisión se deben determinar para diversos estados del sistema, considerando las contingencias que se establecen en el Capítulo Nº 5 de la NT, Artículo 5-37.

La siguiente Tabla muestra un resumen del tipo de contingencias de interés, el estado a partir del cual debe considerarse su ocurrencia y el objetivo de su análisis, según se establece en la NT.

Estado de Operación Tipo de Contingencia Severidad Objetivo

Estado Normal Contingencia Simple 1, 2, 3, 4, 5, 8 y 9 Verificar condiciones post-contingencia acordes con estándares del Estado Normal.

Selección práctica de contingencias a analizar

Para seleccionar las contingencias a analizar en el Estado Normal se consideró lo siguiente:

En el análisis no se consideran contingencias de severidad 1, dado que el único condensador serie del SING se encuentra en la Línea 345 kV Salta-Andes y sus características de operación, de acuerdo a lo informado por AES Gener42, consideran que en caso de ocurrir una falla en dicho equipo la transmisión de potencia sería desviada mediante by-pass trifásico. Esta operación deja al compensador fuera de servicio sin interrumpir la transmisión de potencia proveniente de la Central Salta, por lo que se prevé no producirá restricciones en el Sistema de Transmisión.

No se analizan las contingencias de severidad 2, dado que este tipo de falla corresponde a un cortocircuito monofásico con reconexión exitosa, hecho que no debiera provocar restricciones en el Sistema de Transmisión.

Las contingencias de severidad 3, que corresponden a fallas en líneas de simple circuito, sin redundancia de vínculo, no fueron analizadas considerando que el análisis de sus efectos y de los medios de control asociados deberían estar contemplados en los respectivos estudios de EDAC y/o EDAG.

Las contingencias se analizaron considerando un conjunto de líneas seleccionadas sobre la base de la experiencia acumulada en la operación y comportamiento del sistema, según se describe en la sección 3.3 y considerando su ocurrencia en Estado Normal.

No se analizan las contingencias de severidad 5, dado que fueron analizadas en el Estudio de EDAC, en el caso de desconexión de unidades generadoras, y en el Estudio de EDAG por sobrefrecuencia, en el caso de desconexión de consumos.

6.2.2 EFECTOS DE INTERÉS

El Artículo 6-29 de la NT establece que las restricciones del Sistema de Transmisión corresponderán a la potencia máxima que se puede transmitir por las líneas de transmisión tal que, frente a las contingencias en análisis, se verifique a lo menos que:

42 Fax de AES Gener CDEC-SING N°037/2006 del 28 de noviembre de 2006.


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a) Las unidades generadoras no pierden el sincronismo, pudiendo alcanzar una condición de operación estable con posterioridad a la falla, verificando la condición de estabilidad angular.

b) El Control de Tensión durante y después del período transitorio asociado a la falla es adecuado y no hay riesgo de colapso de tensión, verificando la condición de estabilidad de tensión.

c) No hay riesgo de inestabilidad de frecuencia, fundamentalmente en aquellas situaciones en que se activa la operación del EDAC o EDAG (o ERAG) por subfrecuencia o sobrefrecuencia, respectivamente.

d) El cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo Nº 5 de la presente NT, en lo referente a:

o Recuperación dinámica y Control de Tensión.

o Recuperación dinámica y Control de Frecuencia.

o Niveles mínimos de amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas.

A partir de lo establecido en la NT, el ERST se concentra en la detección de las condiciones de operación resultantes de aplicar las contingencias de interés, para lo cual se analiza el comportamiento estático y dinámico del SING considerando:

a) Capacidad de transmisión

En el Estudio, la capacidad de transmisión se verificará a través de la comparación de la potencia transferida, pre y post-contingencia, con respecto a los valores de capacidad transitoria y/o permanente, según corresponda, de líneas de transmisión, transformadores de poder y/o transformadores de corriente (TT/CC).

b) Estabilidad de tensión

En el Estudio, la estabilidad de tensión se verificará a través de la detección de condiciones proclives a inestabilidad y/o la comparación cuantitativa de los valores de tensión obtenidos del análisis con los estándares establecidos en la NT para el comportamiento dinámico y las condiciones de régimen en los distintos estados de operación.

Al respecto, la NT especifica lo siguiente:

Estándar de generación y transmisión

Magnitud de la tensión en barras del sistema: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en los Artículos 5-24 y 5-28 de la NT, y para el Estado de Emergencia según lo indicado en el Artículo 5-52 de la NT.

Magnitud de la tensión en barras de las unidades generadoras y límite de generación de reactivos: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en los Artículos 5-26, 5-27 y 5-29 de la NT, y para el Estado de Emergencia según lo indicado en el Artículo 5-54 de la NT.

Estándar de recuperación dinámica

Para el Estado Normal y el Estado de Alerta:

Magnitud de la tensión en barras del sistema: se debe cumplir lo establecido en el Artículo 5-39 de la NT en relación al valor mínimo y tiempo en que éste se mantiene, así como el valor final de convergencia y la banda de tolerancia.


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c) Estabilidad en Frecuencia

El Estudio no contempla el análisis del desempeño y la estabilidad del SING en términos del comportamiento de la frecuencia, pues se considera ello corresponde a aspectos propios de los Estudios de EDAC y/o EDAG.

Respecto de la estabilidad en frecuencia, la NT especifica lo siguiente:

Estándar de generación y transmisión

Rango de frecuencia: para el Estado Normal y el Estado de Alerta según lo indicado en el Artículo 5-30 de la NT.



Frecuencia: se debe cumplir el valor mínimo de la frecuencia en las instalaciones del sistema de transmisión indicado en el Artículo 5-40 de la NT. Además, el tiempo en que la frecuencia puede permanecer fuera de la banda de operación en régimen permanente debe cumplir lo establecido en el Artículo 5-42 de la NT.

d) Amortiguamiento

En el Estudio la estabilidad oscilatoria se verificará a través de la comparación cualitativa del amortiguamiento asociado con los modos de oscilación electromecánicos, clasificando el amortiguamiento en: bueno, regular, malo y subamortiguado.

Al respecto, la NT especifica lo siguiente:



Factor de amortiguación: luego de ocurrida una contingencia simple, el factor de amortiguación de las oscilaciones de potencia activa medido en la línea que transporta mayor potencia y que está más cercana a la ocurrencia de la contingencia deberá ser mínimo 5%, según lo establece el Artículo 5-43 de la NT.

Márgenes de estabilidad y seguridad Margen de estabilidad oscilatorio: el factor de amortiguación de oscilaciones electromecánicas en

régimen permanente de pequeña señal debe tener un valor mínimo, según el estado del sistema y los elementos serie indisponibles, de acuerdo a lo establecido para el Estado Normal y el Estado de Alerta en el Artículo 5-49 de la NT.

e) Estabilidad Angular Transitoria

En el Estudio la estabilidad angular transitoria se verificará a través de la detección de inestabilidades y/o excursiones angulares que cualitativamente reflejen bajo margen de estabilidad. Respecto de eventuales activaciones de protecciones por pérdida de sincronismo, se considera que en ausencia de inestabilidades ellos no deberían presentarse; y de ocurrir, los respectivos ajustes deberían ser modificados en forma coherentes con el comportamiento dinámico del SING.

Con respecto a las consideraciones establecidas en la NT, se especifica lo siguiente:


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Para el Estado de Emergencia:

Frente a una contingencia simple, el SING debe mantenerse transitoriamente estable, alcanzando al final del transitorio de falla, los estándares de transmisión y generación establecidos para el Estado de Emergencia en el Título 5-8 de la NT.


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6.3 ANEXO 3. ESQUEMA DE APLICACIÓN PRÁCTICA

A partir de lo expuesto en las secciones 6.2.1 Contingencias y 6.2.2 Efectos de Interés, el análisis de las contingencias según estado de operación, los estándares de SyCS a verificar y el nivel de implementación de las restricciones y/o recomendaciones, según corresponda, consideran el esquema de aplicación práctica que se indica en la Figura N°1.

Figura N°1. Esquema de aplicación práctica

Evolución Sistema en Contingencia

Restricciones o recomendaciones a nivel programación

ESTADO NORMAL

Contingencia Simple

SI

NO

NO

No se establecen recomendaciones

Análisis efectos de Contingencias y conclusión de recomendaciones

¿Estándares fuera NT? Sev. 1,2,3-> E. ALERTA

Sev. 4,5,8,9 -> E. EMERGENCIA

SI


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6.4 ANEXO 4: RESULTADOS OBTENIDOS

Los resultados obtenidos consideran los siguientes supuestos generales:

Las demandas están en sus niveles normales.

EDAC por Subfrecuencia vigente (672 MW).

EDAG por Sobrefrecuencia vigente.

No se consideran mantenimientos simultáneos de líneas.

El detalle de los resultados obtenidos se presenta en los archivos “2015.07.31 Resultados ERST 2015.xls”

Documents

Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión