ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN · establecen en el capítulo 5 de la NT, y que se indican a continuación para estado normal y estado de alerta: • Factor

CDEC-SIC Dirección de Operación

ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN EL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN

Informe Preliminar Abril de 2010

CDEC-SIC Abril de 2010

Dirección de Operación - UESE

Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 1

CDEC-SIC Ltda.

(Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central)

Teatinos N°280 – Piso 6

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Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión

Informe presentado por la DO del CDEC-SIC: Rev Fecha Comentario Realizó Revisó / Aprobó

1 06-04-2010 Informe Preliminar Christian Jeldres H. José M. Castellanos I.




Índice

1 RESUMEN EJECUTIVO.........................................................................................................3 2 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ...........................................................................................9 3 ANTECEDENTES.................................................................................................................10

3.1 Conceptos Previos ...........................................................................................................10 3.2 Restricciones en el Sistema de Transmisión........................................................................11

4 BASES DEL ESTUDIO.........................................................................................................12 4.1 Descripción de la metodología utilizada en el desarrollo del estudio......................................12 4.2 Información Técnica del SIC y Herramienta de Simulación Utilizada .....................................13 4.3 Convenciones y supuestos adoptados para la realización del estudio ....................................13 4.4 Características Generales de los Escenarios de Operación....................................................13 4.5 Márgenes de Seguridad y Estabilidad.................................................................................14 4.6 Contingencias Consideradas en el Análisis..........................................................................15 4.7 Criterios Adoptados para la Realización de las Simulaciones.................................................15

5 DESARROLLO DEL ESTUDIO .............................................................................................18 5.1 Zona Norte......................................................................................................................18 5.2 Sistema de 500 kV...........................................................................................................25 5.3 Zona V Región.................................................................................................................33 5.4 Zona Centro 220 kV .........................................................................................................37 5.5 Zona 154 kV Itahue – Alto Jahuel......................................................................................40 5.6 Zona Concepción .............................................................................................................42 5.7 Zona Sur.........................................................................................................................45 5.8 Líneas de Inyección de Centrales ......................................................................................48

6 COMENTARIOS Y CONCLUSIONES....................................................................................49 7 ANEXOS.............................................................................................................................51

7.1 Zona Norte......................................................................................................................51 7.2 Zona Centro 500 kV .........................................................................................................53 7.3 Zona V Región.................................................................................................................58 7.4 Zona Centro 220 kV .........................................................................................................59 7.5 Sistema de 154 kV...........................................................................................................60 7.6 Zona Concepción .............................................................................................................61 7.7 Zona Sur.........................................................................................................................62 7.8 Líneas de inyección de Centrales.......................................................................................63 7.9 Anexo Simulaciones Dinámicas .........................................................................................65




1 Resumen Ejecutivo

La Norma Técnica (NT) de Seguridad y Calidad de Servicio (SyCS) establece la obligación de realizar un estudio que determine las restricciones en el sistema de transmisión de acuerdo a los escenarios de contingencias más críticas que establezca la Dirección de Operación (DO) de los CDEC respectivos. Este estudio debe determinar las restricciones por las líneas de transmisión que la DO identifique como críticas de manera que al ocurrir una contingencia el sistema cumpla con los estándares de seguridad y calidad de servicio que establece la NT. Para estos efectos se deberán evaluar las contingencias simples probables de ocurrir y de severidad creciente. La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones impuestas por las capacidades térmicas de las líneas y los elementos series del sistema de transmisión, las limitaciones operacionales por estabilidad de tensión y estabilidad dinámica, que son propias de las condiciones de operación interconectada del SIC y las restricciones supeditadas a las exigencias de SyCS establecidas en el Capítulo 5 de la NT. En este estudio se presentan en primera instancia, las restricciones térmicas de las líneas y de los equipos como los TT/CC o transformadores de poder en serie con una línea que pueda establecer alguna restricción. Posteriormente, se evaluaron las limitaciones por estabilidad de tensión y finalmente, se verificó que para la condición de mayor restricción de la línea evaluada, el comportamiento del sistema cumple con las exigencias estáticas y dinámicas que se establecen en el capítulo 5 de la NT, y que se indican a continuación para estado normal y estado de alerta:

• Factor de amortiguamiento de las oscilaciones de potencia activa (mayor a 5%). • Niveles de tensión aceptables en régimen permanente. • Exigencias de recuperación dinámica para la tensión y la frecuencia. • Preservar la operación sincronizada de generadores, verificando la condición de

estabilidad angular. • Preservar la estabilidad de la tensión.

El escenario base para el desarrollo del estudio considera lo siguiente:

• Las ampliaciones del sistema definidas para el periodo comprendido entre mayo 2010 y abril 2011.

• Una demanda máxima del SIC estimada de 6427 MW para Febrero de 2011 y de 6259 MW para marzo 2011.

• Las cargas presentan distribuciones típicas para la hora demanda máxima en los meses de Enero y Marzo, y los factores de potencia fueron determinados de acuerdo a las medidas reales.

• Despachos de generación correspondientes a escenarios de alta demanda con hidrología media, el cual se utiliza sólo como escenario inicial y que puede ser modificado con motivo de obtener las máximas transferencias por el sistema de transmisión.

La elaboración del estudio consideró un análisis de tipo zonal del SIC para el tratamiento de las restricciones de las líneas del sistema transmisión troncal y de las líneas de subtransmisión que suministran las zonas Concepción y Quinta Región.




Para determinar las limitaciones, a partir de un caso base se crearon escenarios que permiten obtener transferencias máximas mediante el redespacho de generaciones locales y supeditadas a las contingencias simples más críticas en cada zona. Es importante mencionar que las simulaciones de las contingencias aplicadas en este estudio no se presentaron desconexiones de consumos por la actuación de EDAC. Conforme con lo señalado, a continuación se presenta un resumen tabulado de las restricciones de transmisión por zona del SIC determinadas en el estudio, que incluye las limitaciones térmicas a 25° temperatura ambiente (con efecto sol) y las limitaciones operacionales (estabilidad de tensión, estabilidad dinámica y las impuestas por exigencias de seguridad y calidad de servicio). Cabe señalar que los límites operacionales determinados en el presente estudio pueden variar, principalmente debido a las condiciones topológicas y las características del despacho de generación (monto y distribución de la reserva de potencia activa y reactiva) que se presenten en la operación real, por lo que dichos límites son sólo de carácter referencial. En consecuencia, las limitaciones que se apliquen a la operación real estarán supeditadas a las condiciones particulares de operación del SIC que se prevean en el corto plazo, las que serán determinadas por estudios específicos en cada caso. A continuación se presenta un cuadro resumen con las restricciones de las líneas estudiadas.




Cap. Térmica [MVA]

Regulaciónde Tensión

Origen Destino 25° c/sol Origen Destino Origen Destino Caso - Falla , Operación Postcont. [MW] (3)

Zona Norte

C. Pinto - D.Almagro 220 kV Carrera Pinto

Diego de Almagro 197 274 274 - - - - - - Ambos 197 Conductor

Cardones - C. Pinto 220 kV Cardones Carrera Pinto 197 274 274 - - - - - - Ambos 197 Conductor

Maitencillo - Cardones L1 220 kV (Transelec) 197 548 548 - -

Maitencillo - Cardones L2 y L3 220 kV (CTNC) 2x290 2x274 2x274 - -

Pta. Colorada - Maitencillo L1 y L2 220 kV

Pta. Colorada Maitencillo 2x197 2x548 2x274 - - - - - - Ambos 197 (1) Conductor

P.Azúcar - Pta. Colorada L1 y L2 220 kV

Pan de Azúcar

Pta. Colorada 2x197 2x274 2x548 - - - - - - Ambos 197 (1) Conductor

Los Vilos - P.de Azúcar L1 y L2 220 kV Los Vilos Pan de

Azúcar 2x224 2x274 2x274 - -

Caso B: Falla 1x220 kV Los Vilos- Pan de Azúcar (Tap. Mte. Redondo) con 4

Guacolda

Caso C: Falla 1x220 kV Los Vilos- Pan de Azúcar (Tap. Mte. Redondo) con 3

Guacolda

297

280

283

253Cumple S/E Los

Vilos 224 Conductor

Nogales - Los Vilos L1 y L2 220 kV Nogales Los Vilos 2x224 2x2400 2x548 - - - - - - Ambos 224 Conductor

Caso A: Falla 1x220 kV Maitencillo - Cardones 387

Limitación del Tramo [MVA] (1) Causa

Estabilidad de Tensión (Sin

Generación al Norte de

Cardones)

340

(Post contingencia)

Límite por Estabilidad de Tensión [MW] (3) Punto de MedidaNombre Línea

SS/EE

Quillota - Nogales L1 y L2 220 kV Quillota Nogales -- - 224 Conductor2x224 2x548 2x2400 -

340

-

Maitencillo Cardones S/E MaitencilloCumple

CapacidadTT/CC [MVA]

Margen de Seguridad y

Comport. Dinámico

Capacidad Trafo Poder [MVA]

- Ambos

Cap. Térmica [MVA]


Origen Destino 25° c/sol Origen Destino Origen Destino Caso - Falla , Operación Postcont. [MW]

Zona Centro

Nogales - Polpaico L1 y L2 Nogales Polpaico 2x1500(a 30°C c/sol) N/D N/D - - - - - - - - -

Quillota - Polpaico L1 y L2220 kV Quillota Polpaico 2x1099 2x1372 2x1372 - - - - - - S/E

Quillota 1099 Conductor

Polpaico Tap Lampa 2x457 - - - - - -

Tap Lampa Cerro Navia - 2x549 - - - - -

Alto Jahuel Est. 10 2x260 2x457 - - - - - - -

Est. 10 Tap Chena 2x282 - - - - - - - -

C. Navia - Tap Chena L1 y L2220 kV Tap Chena Cerro Navia 2x197 - 2x549 - - - - - - S/E Cerro

Navia 197 Conductor

Alto Jahuel - Chena 220 kV (Nueva) Alto Jahuel Chena 260 (a 30°C) N/D N/D - - - - - - S/E Alto

Jahuel 260 Conductor

310

260

CausaLimitación del Tramo [MVA] (1)

Punto de Medida

Límite por Estabilidad de Tensión [MW]

2x310



Comport. Dinámico

Capacidad Trafo Poder [MVA]Nombre Línea

SS/EE

C. Navia - Polpaico L1 y L2220 kV

A. Jahuel - Tap Chena L1 y L2220 kV ConductorS/E Alto

Jahuel

ConductorS/E PolpaicoCumple




Cap. Térmica

[MVA]Regulaciónde Tensión


Zona Sistema de 500 kV

Ancoa - A. Jahuel 500 kV Ancoa Alto Jahuel 1544 1663 1663

CCSS

Permanente

1472

Sobrecarga 30 min.1936

Transfor.2x750

Caso A - Ancoa - A. Jahuel (PCortes Cerrado, con N. Renca)

Caso B - Ancoa - A. Jahuel (PCortes Abierto, con N. Renca)

Caso C - Ancoa - A. Jahuel (PCortes Cerrado, sin N. Renca)

Caso D - Ancoa - A. Jahuel (PCortes Abierto, sin N. Renca)

-

-

-

-

Cumple S/E Ancoa

Ancoa - Polpaico 500 kV Ancoa Polpaico 1803 1663 1663

CCSS

Permanente

1472


750

(2x750 a partir de

Feb. 2011)





1785

1860

1677

1695

Cumple S/E Ancoa

Charrua - Ancoa L1 y L2 500 kV Charrúa Ancoa L1: 1766L2: 1785 2x1663 2x1663 2x750

CCSS

Permanente

1368






1683

1416

1553

1247

1599

1400

1508

1225

Cumple S/E Ancoa

CCSS (4)

Permanente:1368

Capacidad térmica

pernanente de CCSS.

CausaLimitación del

Tramo [MVA] (1) (2)

CCSS (4)

Permanente1472

Capacidad térmica

pernanente de CCSS.

Punto de Medida

CapacidadTT/CC [MVA]SS/EE

Caso A:1722

Caso B:1781

Caso C:1641

Caso D:1667

(Falla Ancoa - A. Jahuel 500

kV)

Cap. Equipos Serie [MVA] Límite por Estabilidad de Tensión [MW] (3)

Nombre Línea


Comport. Dinámico




Cap. Térmica [MVA]



Zona V Región

Quillota - San Pedro 110 kV Quillota San Pedro 248 274 274 - - - - - Cumple S/E Quillota 248 Conductor

San Luis - Agua Santa 220 kV San Luis Agua Santa 389 914 731 - 1x300 - - - Cumple S/E Agua Santa 300

Transformador 220/110 kV

en Agua Santa


Comport. Dinámico

CapacidadTT/CC [MVA]Nombre Línea

SS/EE Límite por Estabilidad de Tensión [MW]CausaPunto de

MedidaLimitación del

Tramo [MVA] (1)


Cap. Térmica




Alto Jahuel Villaseca 2x182 2x192 - 300 - - - - - 182 Conductor

Villaseca Tuniche 2x198 - - - - - - - - 198 Conductor

Tap Tuniche - Tap San fernando 154 kV L1 y L2 Tuniche San

Fernando 2x127 - - - - - - - - - 127 Conductor

Tap San Ferando - Itahue 154 kV L1 y L2

San Fernando Itahue 2x215 - 2x192 - 300 - - - - Itahue 192 TT/CC


CapacidadTT/CC [MVA] Punto de

Medida

Alto Jahuel

Límite por Estabilidad de Tensión [MW]Margen de

Seguridad y Comport. Dinámico

Alto Jahuel - Tap Tuniche 154 kV L1 y L2

SS/EE (5)Nombre de Línea


Cap. Térmica



Zona de Concepción

Charrúa - Concepción 220 kV Charrúa Concepción 260 457 549 - 261 - - - Cumple S/E Charrúa 260 Conductor

Trafo. Poder

Charrúa - Hualpén 220 kV Charrúa Hualpén 227 549 549 - 300 - - - Cumple S/E Charrúa 227 Conductor

Charrúa - Concepción 154 kV Charrúa Concepción 168 192 384 - - - - - - S/E Charrúa 168 Conductor


Punto de Medida


Comport. Dinámico

Capacidad Trafo Poder [MVA]Nombre de Línea

SS/EE CapacidadTT/CC [MVA] Límite por Estabilidad de Tensión [MW]




Cap. Térmica [MVA]



Zona Sur

Charrúa - Temuco 220 kV Charrúa Temuco 264 457 274 - - - - - - S/E Charrúa 264 Conductor

Charrúa - Cautín L1 220 kV Charrúa Cautín 581 457 685 - - - - - - S/E Charrúa


Temuco - Cautín L1 y L2 220 kV Temuco Cautín 193 274 548 - - - - - - Ambos 193 Conductor

Cautín - Ciruelos 220 kV Cautín Ciruelos 193 548 274 - - - - - - Ambos 193 Conductor

Cautín - Valdivia 220 kVCautín

Loncoche

Loncoche

Valdivia

193

145548 183 - - - - - - Ambos 145 Conductor

Ciruelos - Valdivia 220 kV Ciruelos Valdivia 193 274 183 - - - - - - S/E Valdivia 183 TT/CC

Valdivia - Puerto Montt 220 kV (expresa) Valdivia P. Montt 145 183 183 - - - - Ambos 145 Conductor

Valdivia - Puerto Montt 220 kV (B. Blanco) Valdivia P. Montt 193 183 183 - - - - - - Ambos 183 TT/CC

457 TT/CC

CausaNombre de Línea


Comport. Dinámico

Límite por Estabilidad de Tensión [MW] Capacidad Trafo Poder [MVA]

CapacidadTT/CC [MVA]SS/EE Punto de


Tramo [MVA] (1)

(1) Todos los valores corresponden a límites postcontingencia, es decir, para determinar la limitación precontingencia se deben considerar el efecto del aumento de pérdidas y las redistribuciones de flujos. Cabe señalar, que la aplicación de restricciones térmicas en los distintos tramos de transmisión deben considerar las capacidades que correspondan al momento de su aplicación, de acuerdo con la temperatura ambiente y el efecto sol. (2) Este límite corresponde al valor máximo postcontingencia. El límite precontingencia dependerá de la ubicación de la reserva de potencia activa en el sistema. (3) Este límite considera compensación reactiva conectada y/o adicional según detalla el informe para cada caso. (4) Bajo ciertas condiciones operacionales y por tiempos de duración reducidos, es posible operar con transferencias superiores al límite de régimen permanente determinado por la cc/ss. (5) SS/EE Tinguiririca seccionará la línea 154 kV Itahue - Alto Jahuel donde actualmente se encuentra el Tap off San Fernando.




2 Introducción y Objetivos

En el Artículo 6-30 de la NT se señala que la DO podrá adoptar restricciones en el Sistema de Transmisión como medida de control preventivo para garantizar la SyCS ante diferentes estados del SI, para un conjunto de contingencias simples de severidad creciente que resulten ser las más críticas, a partir del Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión (ERST). Este estudio que realice la DO, deberá actualizarse a lo menos una vez cada año, correspondiendo el presente documento a la actualización del año 2010. Las restricciones que se definen en el estudio, corresponden a la máxima potencia que se puede transmitir por las líneas de transmisión que la DO identifique como críticas que permitan garantizar que frente a la ocurrencia de las contingencias indicadas anteriormente, y en los escenarios analizados, se verifique a lo menos que:

• los generadores no pierden sincronismo, • no hay riesgo de colapso de tensión, • no hay inestabilidad de frecuencia, y • se cumple con los estándares para el comportamiento dinámico de tensión,

frecuencia y oscilatorio. Se deberán estudiar aquellas contingencias simples de severidad crecientes según señala la NT, es decir, las severidades de la 1 a la 5. Además en el artículo 5-32 de la NT, se indica que se deberán operar los Elementos Series (del sistema de transmisión) manteniendo la corriente transportada en un valor igual o inferior al 100% de la Capacidad de Transmisión de Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. No obstante es posible que los elementos series del sistema de transmisión se operen con una sobrecarga, por un tiempo máximo de 15 minutos, para aquellos casos de postcontingencia simple (artículo 5-39). Al respecto, el presente estudio hace referencia sólo a la capacidad de transmisión de régimen permanente, ya que las limitaciones asociadas a sobrecarga temporales admisibles (15 minutos) dependen del monto de reservas de potencia activa disponibles en cada caso que permitan restablecer la transferencia del elemento sobrecargado a niveles aceptables. Sin embargo los límites que se determinen por sobrecarga admisible serán aplicados en los escenarios de operación real previa evaluación de las condiciones que se presenten. Por último, las restricciones definidas en el presente estudio son de carácter referencial, debido a que los supuestos de despacho y topología del sistema varían respecto de los escenarios que se presenten en la operación real. Para determinar las transferencias en la operación real del sistema se deberán realizar estudios específicos para cada caso, que consideren las condiciones particulares que se prevean de acuerdo con la planificación de la operación de corto plazo.




3 Antecedentes

3.1 Conceptos Previos

A continuación se detallarán aquellos conceptos utilizados en el presente informe.

3.1.1 Límite Térmico

Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie, determinada por el límite o carga admisible, en función de la máxima temperatura de diseño operativo, definido para régimen permanente.

3.1.2 Límite por Contingencias

Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie condicionado por el estado de operación del SI luego de ocurrida una Contingencia Simple, con el objeto de evitar la salida en cascada de otros componentes, debido a sobrecargas temporales fuera de los estándares permitidos, o a la proximidad de condiciones de pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión.

3.1.3 Límite por Regulación Tensión

Máxima corriente que puede circular por un Elemento Serie debido a descensos de tensión fuera de los rangos permitidos, ya sean en las barras extremas del elemento o en otras barras del SI, como consecuencia de la transmisión de potencia por el Elemento Serie.

3.1.4 Límite de Estabilidad de Tensión

Corresponde a la máxima transferencia por una línea o tramo de transmisión sin provocar el colapso local o global de un sistema por déficit de reactivos, tanto en condiciones de operación normal como sujeto a contingencias. Para efectos del estudio se evaluarán las máximas transferencias de manera que al ocurrir una contingencia en la zona de estudio el sistema no colapse por déficit de reactivos. En el presente informe, los valores tabulados en los escenarios de postcontingencia corresponden a la magnitud de las variables en el punto crítico de estabilidad de tensión, una vez ocurrida la desconexión del elemento fallado. Los valores tabulados en los escenarios de precontingencia corresponden a la magnitud de las variables, previo a la desconexión del elemento fallado, en el punto crítico de estabilidad de tensión determinado en el escenario postcontingencia.

3.1.5 Margen de seguridad para la Operación (MSO)

El MSO de las instalaciones del SI, los cuales son definidos por la DO para reflejar el nivel de incertidumbre en las previsiones del crecimiento de la demanda, en el conocimiento de los equipamientos y fenómenos que ocurren en el SI, en el grado de ajuste y representatividad de los parámetros y modelos con que se representan los componentes del SI, en el desarrollo de los Estudios Específicos, o en el desarrollo de los estudios establecidos en el Capítulo Nº 6 de la presente NT, entre otros. Debido a que aún no se desarrolla el procedimiento que definirá la metodología de cálculo del MSO, los límites presentados en el estudio no consideran la aplicación de este margen.




3.1.6 Plímite

Potencia límite que puede transmitir cada Elemento Serie, dada por el menor de los valores resultante de aplicar las condiciones establecidas en cada artículo del Capítulo Nº 5 de la presente NT, según corresponda.

3.1.7 Pmáxima

Capacidad de transmisión disponible del Elemento Serie que se utilizará en la programación y control de la operación del SI, resultante de la aplicación del MSO definido por el CDC y los CC, según corresponda.

3.2 Restricciones en el Sistema de Transmisión

Para la determinación de las restricciones en el sistema de transmisión existen diversos factores que influyen al momento de simular la operación del sistema y que se deben considerar, entre ellos destacan:

• Característica de demanda de los consumidores. • Despachos de generaciones. • Topología del sistema. • Contingencias en el sistema.

Es importante recordar que cualquier cambio considerable sobre los supuestos establecidos para cada uno de los factores antes señalados significa un cambio sobre los resultados finales del estudio, por lo que dichos resultados son de carácter referencial y cualquier limitación aquí establecida deberá verificarse para condiciones particulares de operación que se presenten. Según señala la bibliografía, los tipos de limitaciones que pueden afectar una línea de transmisión están relacionadas con la longitud de la línea:

• Límites Térmicos: 0 a 80 km. • Regulación de tensión: 80 a 320 km. • Limites de estabilidad: sobre 320 km.

Sin embargo para sistemas extensos y complejos, se requiere una evaluación adicional que permita incluir los diversos factores que influyen en los límites de estabilidad. En particular para líneas de menor longitud pero que componen un sistema de transmisión longitudinal extendido. En el SIC hay zonas, las cuales son abastecidas por líneas de 80 km de longitud, o menos, para las cuales se evaluarán solamente limitaciones térmicas de los equipos.




4 Bases del Estudio

4.1 Descripción de la metodología utilizada en el desarrollo del estudio

4.1.1 Determinación de Restricciones

Para determinar las restricciones en aquellas líneas del sistema de transmisión que la DO determine críticas, se determinarán en forma independiente los límites térmicos y por estabilidad de tensión (cuando corresponda). Posteriormente se verificará el comportamiento dinámico, para la limitación más restrictiva. En caso de no cumplir los estándares dinámicos se restringirán más las transferencias hasta cumplir con dichas exigencias. En este último caso, la restricción quedará definida por un límite por estabilidad dinámica. A continuación se describen cada uno de los límites mencionados anteriormente.

4.1.1.1 Determinación de Limitaciones Térmicas

Las limitaciones térmicas se determinarán sobre la base de la información entregada por los propietarios de instalaciones del sistema de transmisión troncal o instalaciones que se consideren críticas para el abastecimiento de una zona específica. Estas instalaciones incluyen la capacidad térmica de las líneas y sus TTCC asociados como también la capacidad de los transformadores de poder que impongan restricciones de transmisión.

4.1.1.2 Determinación de Límite por Estabilidad de Tensión

Se determinará el límite por estabilidad de tensión para aquellas líneas más exigidas que abastezcan hacia una zona específica, en presencia de contingencias simples. Para ello se estimará el valor límite de la transferencia por la línea más exigida disminuyendo la generación interna de la zona hasta que las simulaciones estáticas (estudios de flujos de potencia) no converjan por déficit de potencia reactiva local respetando los mínimos técnicos de las unidades generadoras. En caso de no disponer de recursos de potencia activa despachados aguas abajo del tramo analizado, se despachará generación que permita producir las curvas versus transferencia. Esta generación sólo aportará potencia activa, de manera de que no afecte significativamente el punto crítico de estabilidad.

4.1.1.3 Determinación de Límites por Estabilidad Dinámica

Para aquella limitación más restrictiva de las determinadas anteriormente se verificará que el comportamiento dinámico del sistema, en ese escenario particular, cumple con los estándares de recuperación dinámica establecidos en la NT. En caso contrario las restricciones de transmisión quedarán supeditadas al cumplimiento de dichos estándares.

4.1.2 Zonas de Estudio

El estudio contempla un análisis zonal del SIC, de manera de abordar las características propias de las distintas zonas. Para estos efectos el análisis de la operación del SIC considera las siguientes zonas:

• Zona Norte: de S/E 220 kV Quillota al norte. • Zona Centro:

o Zona Quinta Región: entre SS/EE 110 kV Quillota, Las Vegas, Alto Melipilla y 220 kV Agua Santa.




o Zona Centro 220 kV: entre S/E 220 kV Quillota y S/E 220 kV Alto Jahuel. o Zona 154 kV: entre S/E 154 kV Alto Jahuel y S/E 154 kV Itahue. o Sistema de 500 kV.

• Zona Concepción: de S/E 220 kV Charrúa hacia la zona de Concepción. • Zona Sur: de S/E 220 kV Charrúa al sur.

4.2 Información Técnica del SIC y Herramienta de Simulación Utilizada

Para la simulación del sistema se utilizó la base de datos del SIC en formato DIgSILENT correspondiente a los escenarios bases confeccionados por la DO del CDEC-SIC para el mes de enero de 2010, agregando aquellas obras que estarán en servicio a marzo de 2011.

4.3 Convenciones y supuestos adoptados para la realización del estudio

4.3.1 Modelación de la Carga

Para los estudios dinámicos se considerará un modelo en función de la frecuencia y tensión según plantea el documento “Metodología para la preparación de escenarios base que se utilizan en los estudios de operación del SIC” elaborado por la DO en marzo de 2005. Es importante recordar que este modelo es utilizado mientras no se realicen mediciones que permitan obtener un modelo que represente el comportamiento dinámico de la carga. Para estudios estáticos el modelo de carga es de potencia constante, es decir, no existe dependencia con la tensión ni con la frecuencia.

4.3.2 Regulación de Frecuencia

Para efectos de los estudios dinámicos se consideró como unidad reguladora de frecuencia y barra libre a la Unidad N° 2 de la central Antuco. Para el estudio estático de las transferencias máximas por el sistema de 500 kV se consideró que las unidades más importantes aportan a la regulación primaria de frecuencia en función de sus estatismos.

4.3.3 Aplicación de Fallas

La aplicación de las fallas se ubicará a un 5% de la longitud de las líneas, con un tiempo de despeje de fallas que cumple con la normativa vigente.

4.4 Características Generales de los Escenarios de Operación

A continuación se indican las características generales de los escenarios de operación, cuyo detalle se presenta en los respectivos capítulos de análisis de cada zona.

4.4.1 Periodo de Aplicación

El estudio considera un horizonte de 12 meses, desde mayo de 2010 hasta abril de 2011, periodo para el cual se estimará el escenario base para demanda máxima y se incorporaran las correspondientes ampliaciones del sistema.




4.4.2 Ampliaciones del SIC

Se consideraron aquellas obras de transmisión que se detallan en el plan de obras indicativo de la CNE, correspondiente al ITD de precio de nudo de octubre de 2009. Adicionalmente a las obras de ampliación señaladas en el Informe de Precio de Nudo vigente, se incorporó la compensación reactiva que instalarán Transelec y Endesa en las subestaciones Cerro Navia (STATCOM) y Polpaico (CER + CCEE).

4.4.3 Demanda del SIC

Las demandas máximas del SIC (generación bruta) para el 2011 se estimaron en 6427 MW para Enero y 6225 MW Marzo de dicho año.

4.4.4 Despachos de Generación

En la determinación del despacho del escenario base se utilizó la programación de 12 meses de Enero de 2011, correspondiente a un escenario de hidrología media. Sin embargo, con el objeto de lograr altas transferencias que permitan determinar las restricciones de transmisión particulares de cada zona, se requerirá modificar los despachos del escenario base cuando corresponda.

4.5 Márgenes de Seguridad y Estabilidad

En el presente informe se utilizarán el margen de estabilidad sincrónica y el margen de estabilidad oscilatoria que se detallan a continuación.

4.5.1 Margen de Estabilidad Sincrónica

Para las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 de la presente NT, la DO definirá la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente disponible para cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión, para las configuraciones de demanda y generación más desfavorables, considerando un margen de seguridad de 30º en la excursión del ángulo del rotor en la primera oscilación para aquellas unidades generadoras que estén más exigidas, respecto del valor de excursión angular que activa la protección de pérdida de sincronismo y desconecta la unidad, con el fin de determinar el margen de estabilidad sincrónica. En caso de no disponer de modelos precisos para la unidad generadora y su Controlador de Tensión y Controlador de Velocidad, obtenidos a partir de ensayos realizados a la unidad, se deberá adoptar un margen de seguridad de 40º en la excursión del ángulo del rotor en la primera oscilación. En el caso que no se conozca con exactitud la calibración de la protección de pérdida de sincronismo y que no se pueda representar su efecto en los estudios de estabilidad transitoria, se adoptará un valor máximo de 120º para la primera excursión angular, medidos respecto de una referencia angular única representativa de la posición del eje inercial del SI.

4.5.2 Margen de Estabilidad Oscilatoria (Art. 5-47 y 5-48)

De la definición del factor de amortiguamiento se tiene que:

100

412 2

2⋅

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛π

+π

−=ζ)R(log

Rlog

Ae

Ae




Donde RA es el cuociente entre A2 y A1, que corresponden a las máximas amplitudes de dos semiciclos consecutivos de las transferencias de potencia activa (dicha amplitud se mide con respecto al valor de estabilización de régimen permanente). Este margen se aplica para contingencias simples y considera que las oscilaciones electromecánicas de potencia activa por una línea de transmisión deberá ser como mínimo un 5%.

4.6 Contingencias Consideradas en el Análisis

Las contingencias estudiadas para la determinación de las limitaciones se detallan a continuación.

Falla Límitación Severidad

Caso A: Circuito Maitencillo - Cardones Circuito Maitencillo - Cardones Ajustada a límite de Estabilidad de Tensión Sev. 4

Caso B: Circuito Los Vilos – Pan de Azúcar Circuito Los Vilos – Pan de Azúcar (4 Unidades de Guacolda)

Ajustada a límite termico de la línea Sev. 4

Caso C: Circuito Los Vilos – Pan de Azúcar Circuito Los Vilos – Pan de Azúcar (3 Unidades de Guacolda)

Ajustada a límite termico de la línea Sev. 4

Quillota - San Pedro 110 kV Ajustada a límite termico de la línea Sev. 4

San Luis - Agua Santa 220 kV Ajustada a límite termico de la línea Sev. 4

Zona Centro 220 kV Polpaico - Cerro Navia 220 kV Ajustada a límite termico

de la línea Sev. 4

Caso A : Falla 1x500 kV Ancoa - Alto Jahuel 1x500 kV Ancoa - Alto Jahuel (P. Cortes Cerrado, con N. Renca)

Ajustada a límite por estabilidad de tensión Sev. 4

Caso B : Falla 1x500 kV Ancoa - Alto Jahuel 1x500 kV Ancoa - Alto Jahuel (P. Cortes Abierto, con N. Renca)


Caso C : Falla 1x500 kV Ancoa - Alto Jahuel 1x500 kV Ancoa - Alto Jahuel (P. Cortes Cerrado, sin N. Renca)


Caso D : Falla 1x500 kV Ancoa - Alto Jahuel 1x500 kV Ancoa - Alto Jahuel (P. Cortes Abierto, sin N. Renca)


Línea 220 kV Charrúa – Concepción Ajustada a límite termico de la línea Sev. 4

Línea 220 kV Charrúa – Hualpén Ajustada a límite termico de la línea Sev. 4

Sistema deConcepción

Sistema de 500 kV

Zona Limites por Estabilidad de Tensión Limites por Establidad Oscilatoria y Sincrónica

Zona Norte

Zona V Región

Como el estudio considera el análisis de contingencias simples y la verificación de estándares estáticos y dinámicos, se simularon sólo las severidades de la 1 a la 5.

4.7 Criterios Adoptados para la Realización de las Simulaciones

4.7.1 Sistema de Transmisión a Estudiar

Debido a que las contingencias que deben ser estudiadas, según señala la NT, corresponden a las más críticas para el sistema, se estudiarán aquellas contingencias más severas en el sistema troncal, líneas de subtransmisión que abastezcan a zonas importantes (Concepción y Quinta Región) y se verificarán el sincronismo de aquellas líneas de inyección más relevantes. Lo anterior se justifica en base a que este tipo de contingencias tienen un mayor impacto sobre el abastecimiento global de la demanda.




4.7.2 Utilización de EDAC y EDAG en el estudio

Se utilizaran los EDAC y EDAG existentes a la fecha de realización del estudio.

4.7.3 Estándares de Recuperación dinámica

Se verificará el comportamiento dinámico para estado normal y alerta establecido en el Titulo 5-6 de la NT. Los principales estándares a verificar son: factor de amortiguamiento, comportamiento transitorio de la tensión y frecuencia mínima.

4.7.3.1 Factor de Amortiguamiento

Luego de ocurrida una Contingencia Simple, el factor de amortiguación (ξ) de las oscilaciones electromecánicas, medido sobre las oscilaciones de potencia activa en la línea de transmisión que transporta mayor potencia y cuya localización sea la más cercana al lugar de ocurrencia de la contingencia, deberá tener un valor mínimo del 5 % (art. 5-47).

4.7.3.2 Máximas variaciones de tensión transitorias (art. 5-43)

Encontrándose en Estado Normal al ocurrir una Contingencia hasta severidad 7, la tensión no deberá descender transitoriamente por debajo de 0,70 por unidad luego de 10 ms de despejada la contingencia, en ninguna barra del Sistema de Transmisión. La tensión tampoco podrá permanecer por debajo de 0,80 por unidad, por un tiempo superior a 1 segundo. La magnitud de la tensión en todas las barras del SI deberá converger a su valor final, ingresando dentro de una banda de tolerancia de ±10 % en torno al mismo, en un tiempo no superior a 20 segundos, medido desde el instante de aplicación de la contingencia.

4.7.3.3 Exigencias de frecuencia

En el caso de una Contingencia Simple, la frecuencia mínima admitida en instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal será igual a 48,30 [Hz], aceptándose en instalaciones de Sistemas de Subtransmisión o Sistemas de Transmisión Adicional, un descenso transitorio de la frecuencia por debajo de 48,30 [Hz] durante un tiempo inferior a los 200 [ms] (art. 5-44).

4.7.4 Control de tensión

Como instalaciones que permitan controlar la tensión en estado normal y alerta se considerará sólo (art. 5-26): a. Bancos de condensadores shunt. b. Condensadores síncronos. c. Reactores shunt. d. Compensadores estáticos de potencia reactiva. e. Bancos de transformadores y autotransformadores con cambiadores de tap. f. Unidades generadoras con capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva. El control de tensión mediante desconexión de consumos por baja tensión o desconexión de líneas de transmisión por sobretensión, quedará restringido sólo al estado de emergencia (art. 5-61).

4.7.5 Rangos de Tensión Permanentes

Los rangos de tensión permanente para operación normal están definidos con respecto a las tensiones de servicio, determinadas por la DO, y corresponden a los señalados en el artículo 5-25 de la NT. Para estado de alerta, los rangos de tensión están definidos en el artículo 5-29.




4.7.6 Capacidades del sistema de transmisión

Se utilizarán las capacidades máximas de los elementos del sistema de transmisión informadas por los propietarios a la fecha de realización del estudio. En estado normal o alerta el CDC y CC operarán los elementos series manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100% de la capacidad de transmisión en régimen permanente (art. 5-32).




5 Desarrollo del Estudio

5.1 Zona Norte

Esta zona está comprendida entre las SS/EE Quillota 220 kV y Diego de Almagro 220 kV. Este sistema tiene una longitud aproximada de 830 km lo que conlleva diversos problemas de regulación de tensión, y para algunos escenarios, problemas de estabilidad. Para esta zona se analizaron los límites térmicos y de estabilidad de tensión, factores de redistribución de flujos, y posteriormente se verificó el comportamiento dinámico para las distintas contingencias. Las capacidades térmicas de: los conductores y TT/CC, se encuentran en los Anexos 7.1.1 y 7.1.2. Es importante mencionar que el tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 220 kV presenta transferencias máximas de 130 MW aproximadamente, valor para el cual no presenta problemas de estabilidad de tensión.

5.1.1 Límites por Estabilidad de Tensión Zona Norte

En esta sección del informe se determinan las máximas transferencias por las líneas 220 kV Maitencillo – Cardones y Los Vilos – Pan de Azúcar, supeditada a la estabilidad de tensión en la zona ante las contingencias simples más críticas de la zona. Las contingencias y escenarios analizados son los siguientes:

o Escenario A: Falla un circuito Maitencillo – Cardones 220 kV. o Escenario B: Falla un circuito Los Vilos – Pan de Azúcar 220 kV, con 4 unidades de la

Central Guacolda. o Escenario C: Falla un circuito Los Vilos – Pan de Azúcar 220 kV, con 3 unidades de la

Central Guacolda. Todos los escenarios consideran que ambos circuitos de la línea Diego de Almagro – Paposo 220 kV están conectados en el extremo Diego de Almagro (en vacío), junto con el reactor que compensa uno de dichos circuitos. Todos los CCEE conectados al terciario de los transformadores de poder en la zona están en servicio. La metodología utilizada para determinar los límites por estabilidad de tensión se basa en la disminución de generación aguas abajo del tramo en estudio, lo que permite aumentar las transferencias por las líneas sujetas a análisis.

5.1.2 Análisis de Contingencia 1x220 kV Maitencillo – Cardones Escenario A

Para el análisis de esta contingencia se consideró el despacho base, es decir, con el despacho de sólo una unidad de Cenizas al norte de Cardones y de cuatro unidades de Guacolda. Posteriormente se procedió a desconectar un circuito de Maitencillo – Cardones 220 kV para determinar las máximas transferencias post contingencia. Para efectos prácticos de obtener una curva en función de las transferencias, se conectó una unidad de Taltal como PQ (cero aporte de reactivos), para disminuir su generación hasta sacarla de servicio. Bajo las consideraciones anteriores, los resultados se muestran en los gráficos siguientes.




Curva PV para Líneas Maitencillo - Cardones 220 kV

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390

Transferencia MW

Tens

ión

pu

Diego de Almagro 220 kV Carrera Pinto 220 kV Cardones 220 kVMaitencillo 220 kV Lim V EN Lim V EA

Sensibilidad dV/dQ para Barras de 220 kV

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390

Transferencia MW

[%/M

VAr]

Diego de Almagro 220 kV Carrera Pinto 220 kVCardones 220 kV Maitencillo 220 kV

Sensibilidad dV/dP para Barras de 220 kV

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390

Transferencia MW

[%/M

W]

Diego de Almagro 220 kV Carrera Pinto 220 kVCardones 220 kV Maitencillo 220 kV

Diferencia Angular ente Barras Maitencillo y Diego de Almagro 220 kV

0

5

10

15

20

25

270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390

Transferencia MW

[Gra

dos]

Gráfico N° 1: Transferencias Maitencillo - Cardones Escenario A

A partir de los resultados de los gráficos anteriores, en la siguiente tabla se resumen las transferencias máximas por las líneas de Maitencillo 220 kV al norte en forma simultánea diferenciando la causa de la limitación.

Transferencias Máximas Post Contingencia [MW]

Regulación de Tensión* Sensibilidad Pto. Crítico Estabilidad

Maitencillo - Cardones 220 kV L1 171 180 195

Maitencillo - Cardones 220 kV L2 169 177 192

Maitencillo - Cardones 220 kV L3 - - -

Maitencillo al Norte (220 kV) 340 357 387

* Banda mínima de tensión para estado de alerta en Diego de Almagro 220 kV

Se puede apreciar que para transferencias superiores a 360 MW las sensibilidades dV/dQ y dV/dP crecen considerablemente, lo cual coincide con la pérdida de regulación del último CER con margen de la zona (CER de Maitencillo). Por otro lado, con el fin de no exceder el límite inferior de la banda de tensión para estado de alerta (fijado en 0.947 en SE Diego de Almagro), las transferencias post contingencias en este tramo no deben ser superiores a 340 MW (considerando el factor de redistribución, el valor precontingencia será de aproximadamente 350 MW).




Las transferencias pre contingencia, en el punto crítico de estabilidad (definido en el escenario postcontingencia) se muestran a continuación:

P [MW]Maitencillo - Cardones 220 kV L1 132 Maitencillo - Cardones 220 kV L2 124 Maitencillo - Cardones 220 kV L3 124

Total 381

5.1.3 Análisis de Contingencia 1x220 kV Los Vilos – Pan de Azúcar Escenario B

El escenario base es el mismo utilizado en el escenario A. Posteriormente se procedió a desconectar un circuito de Los Vilos – Pan de Azúcar 220 kV (con tap off Monte Redondo) para determinar las máximas transferencias post contingencia. Para efectos prácticos de obtener una curva en función de las transferencias se disminuyó la generación de Central Guacolda. Bajo las consideraciones anteriores, los resultados se muestran en los gráficos siguientes.

Curva PV para Líneas Los Vilos al Norte 220 kV

0.90

0.92

0.94

0.96

0.98

1.00

1.02

1.04

1.06

190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300

Transferencia MW

Tens

ión

pu

Diego de Almagro 220 kV Maitencillo 220 kV Pan de Azúcar 220 kVLos Vilos 220 kV Lim V EN Lim V EA


0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300

Transferencia MW

[%/M

VAr]

Diego de Almagro 220 kV Maitencillo 220 kVPan de Azúcar 220 kV Los Vilos 220 kV


0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300

Transferencia MW

[%/M

W]


Diferencia Angular ente Barras Los Vilos y Pan de Azúcar 220 kV

0

5

10

15

20

25

30

35

190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300

Transferencia MW

[Gra

dos]

Gráfico N° 2: Transferencias Los Vilos – Pan de Azúcar Escenario B

A partir de los resultados de los gráficos anteriores, en la siguiente tabla se resumen las transferencias máximas por las líneas de Los Vilos 220 kV al norte en forma simultánea diferenciando la causa de la limitación. Si bien las sensibilidades dV/dQ y dV/dP comienzan a crecer, estas no lo hacen en forma abrupta. Este aumento del crecimiento coincide con la pérdida de regulación del último CER con margen de la zona (CER de Maitencillo).





Regulación de Tensión* Sensibilidades Pto. Crítico Estabilidad

Los Vilos - Canela + Gen. Canela 283 244 297

Los Vilos - Pan de Azúcar - -

Canela - Pan de Azúcar 275 238 288


Las transferencias pre contingencia, en el punto crítico de estabilidad se muestran a continuación:

P [MW]Los Vilos - Pan de Azúcar 220 kV L1 96 Los Vilos - Pan de Azúcar 220 kV L2 77 Generadores Tapoff 89 Total 262

5.1.4 Análisis de Contingencia 1x220 kV Los Vilos – Pan de Azúcar Escenario C

Para el análisis de esta contingencia se consideró el despacho base, es decir, con el despacho de sólo una unidad de Cenizas al norte de Cardones, y con el despacho de tres unidades de Guacolda. Posteriormente, para determinar las máximas transferencias post contingencia, se procedió a desconectar un circuito de Los Vilos – Pan de Azúcar 220 kV (con tap off Monte Redondo) y se disminuyó la generación de Central Guacolda, cuyos resultados se muestran en los gráficos siguientes.

Curva PV para Líneas Los Vilos al Norte 220 kV

0.90

0.92

0.94

0.96

0.98

1.00

1.02

1.04

1.06

210 220 230 240 250 260 270 280

Transferencia MW

Tens

ión

pu

Diego de Almagro 220 kV Maitencillo 220 kV Pan de Azúcar 220 kVLos Vilos 220 kV Lim V EN Lim V EA


0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

210 220 230 240 250 260 270 280

Transferencia MW

[%/M

VAr]



0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

210 220 230 240 250 260 270 280

Transferencia MW

[%/M

W]


Diferencia Angular ente Barras Los Vilos y Pan de Azúcar 220 kV

0

5

10

15

20

25

30

35

210 220 230 240 250 260 270 280

Transferencia MW

[Gra

dos]

Gráfico N° 3: Transferencias Los Vilos – Pan de Azúcar Escenario C




A partir de los resultados de los gráficos anteriores, en la siguiente tabla se resumen las transferencias máximas por las líneas de Los Vilos 220 kV al norte en forma simultánea diferenciando la causa de la limitación. Las sensibilidades dV/dQ y dV/dP comienzan a crecer, en forma no abrupta. Este aumento del crecimiento coincide con la pérdida de regulación del último CER de la zona con margen (CER de Maitencillo).


Regulación de Tensión* Pto. Crítico Estabilidad

Los Vilos - Canela + Gen. Canela 253 280

Los Vilos - Pan de Azúcar - -

Canela - Pan de Azúcar 247 272


Las transferencias pre contingencia, en el punto crítico de estabilidad se muestran a continuación:

P [MW]Los Vilos - Pan de Azúcar 220 kV L1 89 Los Vilos - Pan de Azúcar 220 kV L2 71 Generadores Tapoff 89 Total 249

5.1.5 Factores de Distribución

Para efectos de la operación del sistema norte, se deberán considerar los factores de redistribución de flujos por las líneas redundantes ante diversas contingencias o condiciones operacionales allí presentadas. Dichos factores de redistribución corresponden a que porcentaje relativo del flujo (en MW) de precontingencia por el elemento fallado se redistribuye por los otros vínculos redundantes que permanecen en servicio. Los tramos de 220 kV con redundancia con el sistema de 110 kV corresponde a los tramos Maitencillo – Cardones 220 kV y Pan de Azúcar – Punta Colorada – Maitencillo 220 kV. A continuación se presenta la tabla que resume los factores de distribución en las líneas troncales de la zona norte. Estos factores consideran el despacho del escenario base, es decir, con cuatro unidades de Guacolda.




Fallas

Tramos Dirección

Flujo Inicial

Maitencillo - Cardones 220kV L1

Maitencillo - Cardones 220kV L3

Pan de Azúcar -

Punta Colorada 220kV C1

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1

Maitencillo - Cardones 220kV L1 - 47.9% 0.2% 0.3%

Maitencillo - Cardones 220kV L2 49.4% 51.5% 0.2% 0.3%

Maitencillo - Cardones 220kV L3 49.4% - 0.2% 0.3%

Maitencillo - Punta Toro 110kV 10.0% 9.1% -0.7% -0.6%

Maitencillo - Algarrobo 110kV -2.7% -2.5% 5.7% 7.0%

Pan de Azúcar - Las Compañías 110 kV 2.5% 2.3% -5.2% -6.5%

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1 3.1% -3.1% - -4.5%

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C2 3.1% -3.1% 93.0% -4.5%

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1 3.1% -3.1% -2.8% -

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C2 3.1% -3.1% -2.8% 90.8%

5.1.6 Verificación Dinámica

Se verificó el comportamiento dinámico para una contingencia severidad 4 en la línea 220 kV Maitencillo – Cardones y Los Vilos – Pan de Azúcar.

Comportamiento Dinámico Comportamiento Tensión Frecuencia

Elemento Fallado Tipo Falla Amortiguamiento Ángulo Vmin≥0,7 V≥0,8 en 1s

V en 10%

en 20s f≥48,3

1x220 kV Maitencillo - Cardones

Falla 2F-T Despeje en 120

ms

Permanente: 179 MW Peak 1: 182 MW Peak 2: 181 MW

A1/A2 = 1.50

F. Amort.: 6.3%

Cumple Cumple Cumple Cumple Cumple

1x220 kV Pan de Azúcar - Los Vilos (3 Guacolda)

Falla 2F-T Despeje en 120

ms

Permanente: -243 MWPeak 1: -278 MW Peak 2: -259 MW

A1/A2 = 2.19

F. Amort.: 12.3%


De la tabla anterior se puede concluir que el factor de amortiguamiento en todas las simulaciones esta sobre el 5% establecido en la NT. La tensión y la frecuencia cumplen con las exigencias establecidas. El Resultado de las simulaciones se puede encontrar en los Anexos 7.9.1 y 7.9.2.




5.1.7 Resumen Zona Norte

A continuación se presenta el resumen de las restricciones de la Zona Norte.

Cap. Térmica [MVA]



Zona Norte

C. Pinto - D.Almagro 220 kV Carrera Pinto

Diego de Almagro 197 274 274 - - - - - - Ambos 197 Conductor

Cardones - C. Pinto 220 kV Cardones Carrera Pinto 197 274 274 - - - - - - Ambos 197 Conductor

Maitencillo - Cardones L1 220 kV (Transelec) 197 548 548 - -

Maitencillo - Cardones L2 y L3 220 kV (CTNC) 2x290 2x274 2x274 - -

Pta. Colorada - Maitencillo L1 y L2 220 kV

Pta. Colorada Maitencillo 2x197 2x548 2x274 - - - - - - Ambos 197 (1) Conductor

P.Azúcar - Pta. Colorada L1 y L2 220 kV

Pan de Azúcar

Pta. Colorada 2x197 2x274 2x548 - - - - - - Ambos 197 (1) Conductor

Los Vilos - P.de Azúcar L1 y L2 220 kV Los Vilos Pan de

Azúcar 2x224 2x274 2x274 - -

Caso B: Falla 1x220 kV Los Vilos- Pan de Azúcar (Tap. Mte. Redondo) con 4

Guacolda

Caso C: Falla 1x220 kV Los Vilos- Pan de Azúcar (Tap. Mte. Redondo) con 3

Guacolda

297

280

283

253Cumple S/E Los

Vilos 224 Conductor

Nogales - Los Vilos L1 y L2 220 kV Nogales Los Vilos 2x224 2x2400 2x548 - - - - - - Ambos 224 Conductor

Caso A: Falla 1x220 kV Maitencillo - Cardones 387


Estabilidad de Tensión (Sin

Generación al Norte de

Cardones)

340

(Post contingencia)

Límite por Estabilidad de Tensión [MW] (3) Punto de MedidaNombre Línea

SS/EE

Quillota - Nogales L1 y L2 220 kV Quillota Nogales -- - 224 Conductor2x224 2x548 2x2400 -

340

-

Maitencillo Cardones S/E MaitencilloCumple



Comport. Dinámico


- Ambos

(1) Todos los valores corresponden a límites postcontingencia, es decir, para determinar la limitación precontingencia se deben considerar el efecto del aumento

de pérdidas y las redistribuciones de flujos. Cabe señalar, que la aplicación de restricciones térmicas en los distintos tramos de transmisión deben considerar las capacidades que correspondan al momento de su aplicación, de acuerdo con la temperatura ambiente y el efecto sol.

(2) Este límite corresponde al valor máximo postcontingencia. El límite precontingencia dependerá de la ubicación de la reserva de potencia activa en el sistema. (3) Este límite considera compensación reactiva conectada y/o adicional según detalla el informe para cada caso.




5.2 Sistema de 500 kV

Esta zona contempla las líneas en 500 kV del SIC, es decir, las líneas entre las SS/EE de 500 kV Charrúa, Ancoa, Alto Jahuel y Polpaico. En total la longitud de este sistema es aproximadamente 500 km. Para el análisis de esta zona se considera el límite térmico, el límite por estabilidad de tensión para la contingencia más crítica (Desconexión intempestiva de la línea Ancoa – Alto Jahuel 500 kV), factores de redistribución de flujos ante contingencia de transmisión y posteriormente se verificará el comportamiento dinámico para la falla mencionada con la transferencia más restrictiva. Las capacidades térmicas de: los conductores, TT/CC y transformadores de poder, se encuentran en los Anexos 7.2.1, 7.2.2 y 7.2.3. Es importante mencionar que la compensación serie de las líneas del sistema de 500 kV tiene una capacidad nominal de 1,700 A de Ancoa al norte y 1,580 A de Ancoa al sur, sin embargo es posible sobrecargar dichas compensaciones a niveles de 2,135 A y 2,133 A respectivamente, por un tiempo máximo de 30 minutos. Dichos valores se pueden encontrar en el Anexo 7.2.4.

5.2.1 Límite por Estabilidad de Tensión Sistema de 500 kV

En esta sección, se presentan las máximas transferencias por las líneas del sistema de 500 kV, supeditada a la estabilidad de tensión estática en las subestaciones Alto Jahuel y/o Polpaico ante la desconexión intempestiva de la línea Ancoa – Alto Jahuel 500 kV. Debido a que esta restricción es de tipo operativa, se presentan cuatro escenarios posibles de operación, bajo los cuales se determinará la máxima transferencia pre y post contingencia de Ancoa al norte y el nivel de transferencias simultáneas por el tramo 2x500 kV Charrúa – Ancoa. Dichos escenarios son:

o Escenario A: Interruptores de Punta de Cortés cerrados y con Central Nueva Renca. o Escenario B: Interruptores de Punta de Cortés abiertos y con Central Nueva Renca. o Escenario C: Interruptores de Punta de Cortés cerrados y sin Central Nueva Renca. o Escenario D: Interruptores de Punta de Cortés abiertos y sin Central Nueva Renca.

Para todos los casos analizados, se consideró que la reserva era aportada por las centrales hidráulicas importantes de Ancoa al sur, en función de sus estatismos. Además se supuso que por acción del sistema MAIS, se desconectan 3 reactores adicionales a los de la línea fallada: 1 en Alto Jahuel y 2 en Polpaico. La metodología utilizada para determinar los límites por estabilidad de tensión se basa en la disminución de generación aguas abajo del tramo en estudio (central Colbún), lo que permite aumentar las transferencias por las líneas sujetas a análisis.

5.2.1.1 Análisis de Contingencia 1x500 kV Ancoa – Alto Jahuel Escenarios A y B

Los escenarios A y B, consideran a la Central Nueva Renca en servicio, lo que permite dar un mejor soporte de las tensiones en el sistema de Chilectra. El despacho base se puede observar en el Anexo 7.2.5.




La compensación reactiva considerada para estos escenarios es: o CER Polpaico (-65, +100 MVAr) y STATCOM en Cerro Navia (-65, +140 MVAr). o CCEE en SS/EE: Polpaico 65 MVAr, Cerro Navia 50 MVAr, Alto Jahuel 65 + 50 MVAr,

Maipo 3x60 MVAr. o CCEE en terciarios de Transformadores: Cerro Navia 220/110 kV 16 + 18 MVAr, Alto

Jahuel 220/110 kV 2x36 MVAr y Alto Jahuel 500/220 kV 8x33 MVAr.

5.2.1.1.1 Resultados Escenario A

A continuación se presentan los resultados para distintos niveles de transferencias por la línea Ancoa – Polpaico 500 kV considerando que la línea Ancoa – Alto Jahuel 500 kV está desconectada producto de una falla, y los interruptores de Punta de Cortés están cerrados.

Curva PV para Líneas Ancoa al Norte 500 kV

0.90

0.93

0.95

0.98

1.00

1.03

1575 1600 1625 1650 1675 1700 1725 1750 1775 1800

Transferencia MW

Tens

ión

pu

Polpaico 500 kV Alto Jahuel 500 kV Ancoa 500 kVCharrúa 500 kV Lim V EN Lim V EA


0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

1575 1600 1625 1650 1675 1700 1725 1750 1775 1800

Transferencia MW

[%/M

VAr]

Polpaico 500 kV Alto Jahuel 500 kV Ancoa 500 kV Charrúa 500 kV


0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

1575 1600 1625 1650 1675 1700 1725 1750 1775 1800

Transferencia MW

[%/M

W]


Diferencia Angular ente Barras Alto Jahuel y Ancoa 500 kV

0

5

10

15

20

25

30

1575 1600 1625 1650 1675 1700 1725 1750 1775 1800

Transferencia MW

[Gra

dos]

Gráfico N° 4: Transferencias de Ancoa al Norte antes falla 1x500 kV Ancoa – Alto Jahuel Escenario A

A partir de los resultados de los gráficos anteriores, en la siguiente tabla se resumen las transferencias máximas por el sistema de 500 kV en forma simultánea diferenciando la causa de la limitación.



Ancoa - Polpaico 500 kV 1722 1762 1789

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV - - -

Charrúa - Ancoa 500 kV L1 799 823 841







Ancoa al Norte 1722 1762 1789

Charrúa al norte 1599 1649 1683

* Desconexión de 3 reactores de A. Jahuel al Norte

5.2.1.1.2 Resultados Escenario B

A continuación se presentan los resultados para distintos niveles de transferencias por la línea Ancoa – Polpaico 500 kV considerando que la línea Ancoa – Alto Jahuel 500 kV está desconectada producto de una falla, y los interruptores de Punta de Cortés están abiertos.


0.90

0.93

0.95

0.98

1.00

1.03

1650 1675 1700 1725 1750 1775 1800 1825 1850 1875

Transferencia MW

Tens

ión

pu



0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.450.50

1650 1675 1700 1725 1750 1775 1800 1825 1850 1875

Transferencia MW

[%/M

VAr]



0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.450.50

1650 1675 1700 1725 1750 1775 1800 1825 1850 1875

Transferencia MW

[%/M

W]



0

5

10

15

20

25

30

1650 1675 1700 1725 1750 1775 1800 1825 1850 1875

Transferencia MW

[Gra

dos]

Gráfico N° 5: Transferencias de Ancoa al Norte antes falla 1x500 kV Ancoa – Alto Jahuel Escenario B
















5.2.1.2 Análisis de Contingencia 1x500 kV Ancoa – Alto Jahuel Escenarios C y D

Los escenarios C y D, consideran a la Central Nueva Renca fuera de servicio, lo que permite dar un mejor soporte de las tensiones en el sistema de Chilectra. El despacho base se puede observar en el Anexo 7.2.6. La compensación reactiva considerada para estos escenarios es:

o CER Polpaico (-65, +100 MVAr) y STATCOM en Cerro Navia (-65, +140 MVAr). o CCEE en SS/EE: Polpaico 65 MVAr, Cerro Navia 50 MVAr, Alto Jahuel 65 + 50 MVAr,

Maipo 4x60 MVAr. o CCEE en terciarios de Transformadores: Cerro Navia 220/110 kV 16 + 18 MVAr, Alto

Jahuel 220/110 kV 2x36 MVAr y Alto Jahuel 500/220 kV 8x33 MVAr. o

5.2.1.2.1 Resultados Escenario C

A continuación se presentan los resultados para distintos niveles de transferencias por la línea Ancoa – Polpaico 500 kV considerando que la línea Ancoa – Alto Jahuel 500 kV está desconectada producto de una falla, y los interruptores de Punta de Cortés están cerrados.


0.90

0.93

0.95

0.98

1.00

1.03

1.05

1450 1475 1500 1525 1550 1575 1600 1625 1650 1675 1700

Transferencia MW

Tens

ión

pu



0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

1450 1475 1500 1525 1550 1575 1600 1625 1650 1675 1700

Transferencia MW

[%/M

VAr]



0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

1450 1475 1500 1525 1550 1575 1600 1625 1650 1675 1700

Transferencia MW

[%/M

W]



0

5

10

15

20

25

1450 1475 1500 1525 1550 1575 1600 1625 1650 1675 1700

Transferencia MW

[Gra

dos]

Gráfico N° 6: Transferencias de Ancoa al Norte antes falla 1x500 kV Ancoa – Alto Jahuel Escenario C














5.2.1.2.2 Resultados Escenario D

A continuación se presentan los resultados para distintos niveles de transferencias por la línea Ancoa – Polpaico 500 kV considerando que la línea Ancoa – Alto Jahuel 500 kV está desconectada producto de una falla, y los interruptores de Punta de Cortés están abiertos.


0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00

1.01

1.02

1.03

1655 1660 1665 1670 1675 1680 1685 1690 1695 1700

Transferencia MW

Tens

ión

pu



0.000.020.040.060.080.100.120.140.160.180.20

1655 1660 1665 1670 1675 1680 1685 1690 1695 1700

Transferencia MW

[%/M

VAr]



0.000.020.040.060.080.100.120.140.160.180.20

1655 1660 1665 1670 1675 1680 1685 1690 1695 1700

Transferencia MW

[%/M

W]



21.8

22.0

22.2

22.4

22.6

22.8

23.0

1655 1660 1665 1670 1675 1680 1685 1690 1695 1700

Transferencia MW

[Gra

dos]

Gráfico N° 7: Transferencias de Ancoa al Norte antes falla 1x500 kV Ancoa – Alto Jahuel Escenario D














5.2.2 Factores de Redistribución de Flujos

Para efectos de la operación del sistema de 500 kV, se deberán considerar los factores de redistribución de flujos por las líneas redundantes ante diversas contingencias o condiciones operacionales allí presentadas. Dichos factores de redistribución corresponden a que porcentaje relativo del flujo (en MW) de precontingencia por el elemento fallado se redistribuye por los otros vínculos redundantes que permanecen en servicio. A continuación se presenta la tabla que resume los factores de distribución por el sistema de 500 kV. Estos factores consideran el despacho del escenario base, es decir, con Nueva Renca en servicio y los interruptores de Punta de Cortés cerrados.

Fallas

Tramos Dirección

Flujo Inicial

Alto Jahuel - Polpaico 500

kV

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV -

L1

Ancoa - Itahue 220 kV

L1

Ancoa - Polpaico 500

kV

Apertura P. Cortes 154 kV

Charrúa - Ancoa 500 kV -

L1 Alto Jahuel -

Itahue 154 kV L1

1% -4% 8% -3% 48% 0%

Alto Jahuel - Itahue 154 kV L2

1% -4% 8% -3% 50% 0%

Alto Jahuel - Polpaico 500 kV

- -76% -2% 81% -11% 0%

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV

-60% - 10% 100% 60% 0%

Ancoa - Itahue 220 kV L1

-1% 4% - 3% -50% 0%

Ancoa - Itahue 220 kV L2

-1% 4% 83% 3% -50% 0%

Ancoa - Polpaico 500 kV

61% 97% 7% - 44% 0%

Charrúa - Ancoa 500 kV L1

0% 3% 0% 3% 2% -




Fallas

Tramos Dirección

Flujo Inicial

Alto Jahuel - Polpaico 500

kV

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV -

L1

Ancoa - Itahue 220 kV

L1

Ancoa - Polpaico 500

kV

Apertura P. Cortes 154 kV

Charrúa - Ancoa 500 kV -

L1 Charrúa - Ancoa

500 kV L2

0% 3% 0% 3% 2% 103%

Itahue - Tap Teno 154 kV C1

-1% 4% -9% 3% -50% 0%

Itahue - Tap Teno 154 kV C2

-1% 4% -9% 3% -50% 0%


Se verificó el comportamiento dinámico para la contingencia de la línea 1x500 kV Ancoa – Alto Jahuel considerando que los interruptores de Punta de Cortes 154 kV están cerrados, en el escenario más crítico para dicha falla (sin Nueva Renca). Es importante mencionar que las fallas simuladas corresponden a corto circuito bifásico a tierra a un 5% del extremo Ancoa. Las altas corrientes por la compensación serie durante la falla provocaría la actuación del GAP de dichos equipos. Esto se simuló mediante el bypass instantáneo de las fases de las compensaciones serie afectadas por la alta corriente durante el tiempo de duración de la falla.



V en 10% en 20s f≥48,3

1x500 kV Ancoa - Alto Jahuel

(Punta de Cortes Abierto)

Falla 2F-T 5% extremo Ancoa

Despeje en 120 ms en Línea 500 kV Ancoa -

Alto Jahuel

Permanente: 1656 MW

Peak 1: 1847 MWPeak 2: 1725 MW

A1/A2 = 2.77

F. Amort.: 16.0%


De la tabla anterior se puede concluir que para la contingencia simulada se cumple con todas las exigencias establecidas en la NT referente al comportamiento dinámico. Es importante destacar que según los criterios que maneja la DO para la operación del sistema de 500 kV de debe considerar que las transferencias previas a la falla por éste sistema deben tener la holgura necesaria para permitir incrementos de potencia, de acuerdo con la distribución de las reservas de generación al momento de la contingencia. Por último, es importante señalar que no existe desconexión de consumos por la actuación de EDAC en ninguna de las fallas analizadas. Los resultados de las simulaciones se pueden encontrar en el Anexo 7.9.3.




5.2.4 Resumen Sistema de 500 kV

A continuación se presenta el resumen de las restricciones del sistema de 500 kV. Cap. Térmica




Ancoa - A. Jahuel 500 kV Ancoa Alto Jahuel 1544 1663 1663

CCSS

Permanente

1472


Transfor.2x750





-

-

-

-

Cumple S/E Ancoa

Ancoa - Polpaico 500 kV Ancoa Polpaico 1803 1663 1663

CCSS

Permanente

1472


750

(2x750 a partir de

Feb. 2011)





1785

1860

1677

1695

Cumple S/E Ancoa

Charrua - Ancoa L1 y L2 500 kV Charrúa Ancoa L1: 1766L2: 1785 2x1663 2x1663 2x750

CCSS

Permanente

1368






1683

1416

1553

1247

1599

1400

1508

1225

Cumple S/E Ancoa

CCSS (4)

Permanente:1368

Capacidad térmica

pernanente de CCSS.

CausaLimitación del

Tramo [MVA] (1) (2)

CCSS (4)

Permanente1472

Capacidad térmica

pernanente de CCSS.

Punto de Medida

CapacidadTT/CC [MVA]SS/EE

Caso A:1722

Caso B:1781

Caso C:1641

Caso D:1667

(Falla Ancoa - A. Jahuel 500

kV)

Cap. Equipos Serie [MVA] Límite por Estabilidad de Tensión [MW] (3)

Nombre Línea


Comport. Dinámico

(1) Todos los valores corresponden a límites postcontingencia, es decir, para determinar la limitación precontingencia se deben considerar el efecto del aumento

de pérdidas y las redistribuciones de flujos. Cabe señalar, que la aplicación de restricciones térmicas en los distintos tramos de transmisión deben considerar las capacidades que correspondan al momento de su aplicación, de acuerdo con la temperatura ambiente y el efecto sol.

(2) Este límite corresponde al valor máximo postcontingencia. El límite precontingencia dependerá de la ubicación de la reserva de potencia activa en el sistema. (3) Este límite considera compensación reactiva conectada y/o adicional según detalla el informe para cada caso. (4) Bajo ciertas condiciones operacionales y por tiempos de duración reducidos, es posible operar con transferencias superiores al límite de régimen permanente

determinado por la ccss. (5) SS/EE Tinguiririca seccionará la línea 154 kV Itahue - Alto Jahuel donde actualmente se encuentra el Tap off San Fernando.




5.3 Zona V Región

Esta zona es abastecida por las líneas Quillota – San Pedro 110 kV y San Luis Agua Santa 220 kV y corresponde principalmente a la V Región. Dichas líneas son de longitud reducida: 2.1 km y 33 km respectivamente. Para el análisis de esta zona se evaluará sólo el límite térmico y los factores de redistribución de flujos por las líneas que se conectan a la zona. Las capacidades térmicas de: los conductores, TT/CC y equipos serie se encuentran en los Anexos 7.3.1,7.3.2 y 7.3.3. A continuación se presenta un gráfico que resume dichos valores, los que consideran temperaturas ambiente con efecto sol.

Línea Quillota - San Pedro 110 kV

0

50

100

150

200

250

300

350

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45Temperatura Ambiente °C

MV

A

Conductor TTCC Quillota TTCC San Pedro

Línea San Luis - Agua Santa 220 kV

0100200300400500600700800900

1000


MV

A

Conductor TTCC San Luis TTCC Agua Santa Tr. Poder Agua Santa

De los gráficos anteriores es posible concluir que para la línea Quillota – San Pedro 110 kV la restricción queda definida por el límite térmico del conductor (25°C con sol), sin embargo para la línea San Luis Agua Santa 220 kV, la restricción queda definida por el transformador de poder serie en el extremo Agua Santa.





Para efectos de la operación del sistema de la V Región, se deberán considerar los factores de redistribución de flujos por las líneas redundantes ante diversas contingencias o condiciones operacionales allí presentadas. Dichos factores de redistribución corresponden a que porcentaje relativo del flujo (en MW) de precontingencia por el elemento fallado se redistribuye por los otros vínculos redundantes que permanecen en servicio. A continuación se presenta la tabla que resume los factores de distribución por el sistema de la V Región. Estos factores consideran el despacho del escenario base, es decir, con Ventanas 1 y 2 despachadas.

Tramos Dirección

Flujo Inicial

Nogales –Polpaico

220 kV L1

Polpaico –Quillota

220 kV C1

Quillota – San Luis

220 kV - L1

Quillota – San Pedro

110 kV

San Luis – Agua Santa

220 kV

Agua Santa – Miraflores 110 kV C1 -0.4% -0.8% 1.5% 31.6% -49.8%

Agua Santa - Miraflores 110 kV C2 -0.4% -0.8% 1.5% 31.6% -49.8%

Las Vegas - P. Peuco 110 KV L1 -1.2% -2.6% 0.3% -17.9% -10.9%

Las Vegas - P. Peuco 110 KV L2 -1.2% -2.6% 0.3% -18.1% -11.0%

Miraflores - Tap Achupallas 110 kV L2 -0.2% -0.5% 1.2% 23.4% -33.6%

Miraflores - Tap Quilpue 110 kV L1 -0.2% -0.5% 1.2% 23.2% -33.5%

Polpaico - Nogales 220 kV L1 - 21.3% 0.3% -5.7% -2.6%

Polpaico - Nogales 220 kV L2 39.9% 21.3% 0.3% -5.7% -2.6%

Polpaico - Quillota 220 kV C1 28.8% - 0.0% -12.5% -6.2%

Polpaico - Quillota 220 kV C2 28.8% 52.3% 0.0% -12.5% -6.2%

Quillota - San Pedro 110 kV -1.8% -3.7% -2.5% -100.0% 82.1%

San Luis - Agua Santa 220 kV -0.7% -1.6% 3.0% 64.1% -

San Luis - Quillota 220 kV - L1 0.4% 0.8% - -32.1% 50.0%

San Luis - Quillota 220 kV - L2 0.4% 0.8% 97.0% -32.1% 50.0%

Es importante mencionar que para las contingencias de las líneas Quillota – San Pedro 110 kV y san Luis – Agua santa 220 kV es necesario verificar las transferencias por el sistema de 110 kV (San Pedro – Miraflores – Agua Santa), el cual bajo ciertas condiciones operacionales especiales es posible que sobrepase la capacidad térmica del tramo San Pedro – Miraflores 110 kV establecido en 57 MVA a 25°C con efecto sol por circuito. Además con la puesta en servicio de la línea Polpaico – Nogales 2x220 kV, las redistribuciones de flujos a través de la línea Quillota – San Pedro 110 kV debido a la falla de un circuito de la línea Polpaico – Quillota 220 kV son menores.


A continuación se presenta un resumen del cumplimiento de las exigencias de la NTSyCS para las fallas de las líneas Quillota – San Pedro 110 kV y San Luis - Agua Santa 220 kV considerando las restricciones señaladas en el punto anterior.




Las fallas a simular corresponden a corto circuito bifásico a tierra en el extremo más crítico (con mayor nivel de cortocircuito).



V en 10%

en 20s

f≥48,3

1x110 kV Quillota - San Pedro

(Restricción San Luis – Agua Santa 220 kV)

Falla 2F-T Despeje

en 120 ms

Permanente: 305 MW Peak 1: 314 MW Peak 2: 305 MW

A1/A2 = 1.80

F. Amort.: 9.2%


1x220 kV San Luis - Agua Santa

(Restricción Quillota – San Pedro 110 kV)

Falla 2F-T Despeje

en 120 ms

Permanente: -240 MWPeak 1: -249 MW Peak 2: -245 MW

A1/A2 = 1.80

F. Amort.: 9.2%





5.3.3 Resumen de Resultados

A continuación se presenta el resumen de las restricciones de las líneas que abasteces esta zona.

Cap. Térmica [MVA]



Zona V Región

Quillota - San Pedro 110 kV Quillota San Pedro 248 274 274 - - - - - Cumple S/E Quillota 248 Conductor

San Luis - Agua Santa 220 kV San Luis Agua Santa 389 914 731 - 1x300 - - - Cumple S/E Agua Santa 300

Transformador 220/110 kV

en Agua Santa


Comport. Dinámico

CapacidadTT/CC [MVA]Nombre Línea

SS/EE Límite por Estabilidad de Tensión [MW]CausaPunto de


Tramo [MVA] (1)


(1) Todos los valores corresponden a límites postcontingencia, es decir, para determinar la limitación precontingencia se deben considerar el efecto del aumento de pérdidas y las redistribuciones de flujos. Cabe señalar, que la aplicación de restricciones térmicas en los distintos tramos de transmisión deben considerar las capacidades que correspondan al momento de su aplicación, de acuerdo con la temperatura ambiente y el efecto sol.





5.4 Zona Centro 220 kV

Esta zona está comprendida entre las SS/EE Quillota 220 kV y Alto Jahuel 220 kV. Las líneas que componen el sistema de transmisión de 200 kV entre las SS/EE Alto Jahuel y Polpaico son de corta longitud (las mayores son de longitudes entre 30 y 40 km), por lo que las restricciones de transmisión obedecen a la capacidad térmica de las líneas y en consecuencia el análisis de las restricciones de esta zona considerará las limitaciones térmicas de las líneas y equipos y posteriormente se determinarán los factores de redistribución de flujos considerando la posibilidad de operar con los interruptores de la línea 220 kV Alto Jahuel – Chena – C. Navia abiertos en Cerro Navia. Las capacidades térmicas de los conductores y TT/CC se encuentran en los Anexos 7.4.1, 7.4.2 y 7.4.3. A continuación se presenta un gráfico que resume dichos valores, los que consideran temperaturas ambiente con efecto sol.

Línea Alto Jahuel - Cerro Navia kV

0

100

200

300

400

500

600


MV

A

Conductor Tramo 1 Conductor Tramo 2 TTCC Alto Jahuel TTCC Cerro Navia

Línea Cerro Navia - Polpaico 220 kV

0

100

200

300

400

500

600


MV

A

Conductor TTCC Cerro Navia TTCC Polpaico

Línea Quillota - Polpaico 220 kV

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600


MV

A

Conductor TTCC Quillota TTCC Polpaico De los gráficos anteriores es posible concluir que para las líneas de la zona, la restricción queda definida por el límite térmico del conductor (25 °C con sol).


Para efectos de la operación del sistema de 220 kV de la Zona Centro, se deberán considerar los factores de redistribución de flujos por las líneas redundantes ante diversas contingencias o condiciones operacionales allí presentadas. Dichos factores de redistribución corresponden a que porcentaje del flujo (en MW) de precontingencia por el elemento fallado se redistribuye por los otros vínculos redundantes que permanecen en servicio.




A continuación se presenta la tabla que resume los factores de distribución por el sistema de zona. Estos factores consideran los interruptores de la línea Alto Jahuel - Cerro Navia 220 kV cerrados en Cerro Navia.

Fallas

Tramos Dirección

Flujo InicialCerro Navia - Polpaico 220 kV

- L2 A. Jahuel - Chena - C.

Navia

Alto Jahuel - Arra. Chena 220 kV L1 11.2% 34.1%

Alto Jahuel - Arra. Chena 220 kV L2 11.2% -

Polpaico -Cerro Navia 220 kV - L2 - 9.5%

Lampa - Cerro Navia 220 kV 49.7% 9.5%


A continuación se presenta un resumen del cumplimiento de las exigencias de la NTSyCS para las fallas de la línea Polpaico – Cerro Navia 220 kV considerando las restricciones señaladas en el punto anterior. Las fallas a simular corresponden a corto circuito bifásico a tierra en el extremo más crítico (con mayor nivel de cortocircuito).



V en 10% en 20s f≥48,3

1x220 kV Polpaico – Cerro Navia

Falla 2F-T 5% extremo Polpaico

Despeje en 120 ms

Permanente: 321 MW

Peak 1: 318 MW Peak 2: 314 MW

A1/A2 = 1.75

F. Amort.: 8.8%






A continuación se presenta un resumen de las restricciones para las líneas del sistema de 220 kV entre Alto Jahuel y Quillota

Cap. Térmica [MVA]



Zona Centro

Nogales - Polpaico L1 y L2 Nogales Polpaico 2x1500(a 30°C c/sol) N/D N/D - - - - - - - - -

Quillota - Polpaico L1 y L2220 kV Quillota Polpaico 2x1099 2x1372 2x1372 - - - - - - S/E

Quillota 1099 Conductor

Polpaico Tap Lampa 2x457 - - - - - -

Tap Lampa Cerro Navia - 2x549 - - - - -

Alto Jahuel Est. 10 2x260 2x457 - - - - - - -

Est. 10 Tap Chena 2x282 - - - - - - - -

C. Navia - Tap Chena L1 y L2220 kV Tap Chena Cerro Navia 2x197 - 2x549 - - - - - - S/E Cerro

Navia 197 Conductor

Alto Jahuel - Chena 220 kV (Nueva) Alto Jahuel Chena 260 (a 30°C) N/D N/D - - - - - - S/E Alto

Jahuel 260 Conductor

310

260


Punto de Medida

Límite por Estabilidad de Tensión [MW]

2x310



Comport. Dinámico

Capacidad Trafo Poder [MVA]Nombre Línea

SS/EE

C. Navia - Polpaico L1 y L2220 kV

A. Jahuel - Tap Chena L1 y L2220 kV ConductorS/E Alto

Jahuel

ConductorS/E PolpaicoCumple






5.5 Zona 154 kV Itahue – Alto Jahuel

Esta zona está comprendida entre las SS/EE Itahue 154 kV y Alto Jahuel 154 kV. Para el análisis de esta zona no se evaluará el límite por estabilidad de tensión, ya que las principales restricciones corresponden a limitaciones térmicas o por equipos del sistema de transmisión. Las capacidades térmicas de los conductores y TT/CC se encuentran en los Anexos 7.5.1, 7.5.2 y 7.5.3. A continuación se presenta un gráfico que resume dichos valores, los que consideran temperaturas ambiente con efecto sol.

Línea Alto Jahuel - Itahue 154 kV

0

50

100

150

200

250

300


MV

A

Conductor Tramo Itahue - San Fernando Conductor Tramo Tuniche - San FernandoConductor Tramo Villaseca - Tuniche Conductor Tramo Alto Jauhel VillasecaTTCC Alto Jahuel TTCC Itahue

De los gráficos anteriores es posible concluir que para ciertos tramos de líneas de la zona, existe una limitación por conductor, mientras que en otros tramos existe una limitación por TTCC. Debido a lo anterior, las limitaciones quedarán definidas para cada tramo de línea, ya que estos coinciden con puntos de inyecciones o retiros que producen que el flujo por la línea no sea igual en cada tramo.


Es importante considerar que al momento de cerrar los interruptores de 154 kV en Punta de Cortes se produce una redistribución de flujos, lo que produce que aumenten las transferencias por el tramo 154 kV Itahue – Punta de Cortes en aproximadamente un 10% del valor precontingencia de las transferencias por el tramo Ancoa al norte en 500 kV. A su vez esto produce que las inyecciones desde Alto Jahuel hacia el sistema de 154 kV se reduzcan en aproximadamente un 10%.





A continuación se presenta un resumen con los resultados para el sistema de 154 kV entre Itahue y Alto Jahuel.

Cap. Térmica [MVA]




Alto Jahuel Villaseca 2x182 2x192 - 300 - - - - - 182 Conductor

Villaseca Tuniche 2x198 - - - - - - - - 198 Conductor

Tap Tuniche - Tap San fernando 154 kV L1 y L2 Tuniche San

Fernando 2x127 - - - - - - - - - 127 Conductor

Tap San Ferando - Itahue 154 kV L1 y L2

San Fernando Itahue 2x215 - 2x192 - 300 - - - - Itahue 192 TT/CC


CapacidadTT/CC [MVA] Punto de

Medida

Alto Jahuel

Límite por Estabilidad de Tensión [MW]Margen de

Seguridad y Comport. Dinámico

Alto Jahuel - Tap Tuniche 154 kV L1 y L2

SS/EE (5)Nombre de Línea



(2) Este límite corresponde al valor máximo postcontingencia. El límite precontingencia dependerá de la ubicación de la reserva de potencia activa en el sistema. (3) Este límite considera compensación reactiva conectada y/o adicional según detalla el informe para cada caso. (4) Bajo ciertas condiciones operacionales y por tiempos de duración reducidos, es posible operar con transferencias superiores al límite de régimen permanente. (5) SS/EE Tinguiririca seccionará la línea 154 kV Itahue - Alto Jahuel donde actualmente se encuentra el Tap off San Fernando.




5.6 Zona Concepción

Esta zona esta comprendida desde S/E Charrúa hacia los consumos de la ciudad de Concepción y alrededores. Desde Charrúa es abastecida a través de 2 líneas de 220 kV (hasta Concepción y Hualpén) y una de 154 kV hasta Concepción. La longitud máxima de las líneas es de aproximadamente 80 km. Para esta zona se analizan sólo los límites térmicos de conductores y equipos, factores de redistribución de flujos y posteriormente para el más restrictivo de los límites se verificará el comportamiento dinámico. Las capacidades térmicas de: los conductores, TT/CC y equipos serie se encuentran en los Anexos 7.6.1, 7.6.2 y 7.6.3. A continuación se presenta un gráfico que resume dichos valores, los que consideran temperaturas ambiente con efecto sol.

Línea Charrúa - Concepción 220 kV

0

100

200

300

400

500

600


MV

A

Conductor TTCC Charrúa TTCC Concepción Tr. Concepción

Línea Charrúa - Hualpén 220 kV

0

100

200

300

400

500

600


MV

A

Conductor TTCC Charrúa TTCC Hualpén Tr. Hualpén

Línea Charrúa - Concepción 154 kV

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450


MV

A

Conductor TTCC Charrúa TTCC Concepción De los gráficos anteriores es posible concluir que para una temperatura de 25 °C con sol, el conductor limita las transferencias de las distintas líneas que abastecen la zona. Además para la línea Charrúa – Concepción 220 kV, el transformador de poder serie presenta la misma capacidad que el conductor en dichas condiciones.


Para efectos de la operación del sistema de Concepción, se deberán considerar los factores de redistribución de flujos por las líneas redundantes ante diversas contingencias o condiciones operacionales allí presentadas. Dichos factores de redistribución corresponden a que porcentaje




relativo del flujo (en MW) de precontingencia por el elemento fallado se redistribuye por los otros vínculos redundantes que permanecen en servicio. A continuación se presenta la tabla que resume los factores de distribución por el sistema de Concepción. Estos factores consideran el despacho del escenario base, es decir, Petropower y Bocamina 2.

Fallas

Tramos Dirección

Inicial Flujo

Charrúa - Concepción 154

kV

Charrúa - Concepción 220

kV

Charrúa - Hualpén 220

kV

Hualpén - Lagunillas 220

kV

Charrúa - Concepción 154 kV - 41.2% -34.0% -5.7%

Charrúa - Concepción 220 kV 55.2% - -65.6% -10.4%

Charrúa - Hualpén 220 kV 44.3% 59.5% - 18.4%

Hualpén - Lagunillas 220 kV 15.4% 18.0% 27.5% -


A continuación se presenta un resumen del cumplimiento de las exigencias de la NTSyCS para las fallas de las líneas Charrúa – Hualpén 220 kV y Charrúa – Concepción 220 kV considerando las restricciones térmicas señaladas en el punto anterior. Para lograr las altas transferencias fue necesario sacar de servicio la central Bocamina 2. Las fallas a simular corresponden a corto circuito bifásico a tierra en el extremo más crítico (con mayor nivel de cortocircuito).



V en 10% en

20s f≥48,3

1x220 kV Charrúa - Concepción Falla 2F-T Despeje

en 120 ms

Permanente: 238 MW


A1/A2 = 2.00

F. Amort.: 10.9%


1x220 kV Charrúa - Hualpén Falla 2F-T Despeje

en 120 ms

Permanente: 256 MW


A1/A2 = 1.67

F. Amort.: 8.0%






A continuación se presenta un resumen de las restricciones de la zona de Concepción.

Cap. Térmica [MVA]



Zona de Concepción

Charrúa - Concepción 220 kV Charrúa Concepción 260 457 549 - 261 - - - Cumple S/E Charrúa 260 Conductor

Trafo. Poder

Charrúa - Hualpén 220 kV Charrúa Hualpén 227 549 549 - 300 - - - Cumple S/E Charrúa 227 Conductor

Charrúa - Concepción 154 kV Charrúa Concepción 168 192 384 - - - - - - S/E Charrúa 168 Conductor


Punto de Medida


Comport. Dinámico

Capacidad Trafo Poder [MVA]Nombre de Línea

SS/EE CapacidadTT/CC [MVA] Límite por Estabilidad de Tensión [MW]






5.7 Zona Sur

Esta zona está comprendida entre las SS/EE Charrúa 220 kV y Puerto Montt 220 kV con una longitud aproximada de 550 km. El mayor aporte al abastecimiento de la zona es realizado principalmente por medio de las líneas 1x220 kV Charrúa – Temuco 220 kV y 2x220 Charrúa – Cautín. Si bien existe un vínculo en 66 kV entre SS/EE Charrúa y Temuco, éste opera normalmente abierto. Con la puesta en Servicio de la línea 2x220 kV Charrúa – Cautín y con el aporte de reactivos del CER y las unidades de central Canutillar en el extremo Puerto Montt, la zona no presenta problemas de estabilidad de tensión para niveles de transferencia máxima acorde la capacidad térmica de sus instalaciones. Se verificó que para el escenario base del estudio, y con sólo una unidad de Central Canutillar los problemas de estabilidad de tensión se gatillan para transferencias superiores al límite térmico de la línea Cautín- Valdivia 220 kV (145 MVA, 25°C con sol). De acuerdo con lo anterior, a continuación se presentan los límites térmicos de conductores y equipos, factores de redistribución de flujos. Las capacidades térmicas de: los conductores y TT/CC se encuentran en los Anexos 7.7.1 y 7.7.2. A continuación se presenta un gráfico que resume dichos valores, los que consideran temperaturas ambiente con efecto sol.

Línea Charrúa - Temuco 220 kV

050

100150200250300350400450500


MV

A

Conductor TTCC Charrúa TTCC Temuco

Línea Charrúa - Cautín 2x220 kV

0

100

200

300

400

500

600

700

800


MV

A

Conductor TTCC Charrúa TTCC Cautín 1 TTCC Cautín 2

Línea Temuco - Cautín 2x220 kV

0

100

200

300

400

500

600


MV

A

Conductor TTCC Temuco TTCC Cautín

Línea Cautín - Ciruelos 220 kV

0

100

200

300

400

500

600


MV

A

Conductor TTCC Cautín TTCC Ciruelos




Línea Cautín - Valdivia 220 kV

0

100

200

300

400

500

600


MV

A

Conductor 1 Conductor 2 TTCC Cautín TTCC Valdivia

Línea Ciruelos - Valdivia 220 kV

0

50

100

150

200

250

300

350


MV

A

Conductor TTCC Ciruelos TTCC Valdivia

Línea Valdivia - Puerto Montt 220 kV

0

50

100

150

200

250


MV

A

Conductor TTCC Valdivia TTCC Puerto Montt

Línea Valdivia - Barro Blanco - Puerto Montt 220 kV

0

50

100

150

200

250

300

350


MV

A

Conductor TTCC Valdivia TTCC Puerto Montt Los gráficos anteriores presentan las distintas restricciones térmicas para las líneas que abastecen a la zona sur. . En estos es posible apreciar que algunas líneas poseen restricciones por capacidad térmica del conductor y otras por capacidad térmica de los TTCC.


Para efectos de la operación del sistema Sur, se deberán considerar los factores de redistribución de flujos por las líneas redundantes ante diversas contingencias o condiciones operacionales allí presentadas. Dichos factores de redistribución corresponden a que porcentaje del flujo (en MW) de precontingencia por el elemento fallado se redistribuye por los otros vínculos redundantes que permanecen en servicio. A continuación se presenta la tabla que resume los factores de distribución por el sistema de Sur. Estos factores consideran el despacho del escenario base, es decir, dos unidades de Central Canutillar.

Fallas

Tramos Dirección

Flujo Inicial

Charrúa - Cautín 220 kV

C2

Los Ciruelos - Valdivia 220 kV

Temuco - Los Ciruelos 220 kV

Temuco - Valdivia 220 kV

L2

Charrúa - Cautín 220 kV C1 58.5% 1.7% 1.2% 0.9% Charrúa - Cautín 220 kV C2 - 1.7% 1.2% 0.9% Charrúa - Temuco 220 kV 44.3% 1.4% 0.9% 0.8%

Los Ciruelos - Valdivia 220 kV 0.4% - -99.2% 93.0% Temuco - Los Ciruelos 220 kV 0.5% -100.4% - 95.2%

Temuco - Valdivia 220 kV 0.0% 97.1% 95.6% -





A continuación se presenta un resumen de las restricciones para la zona Sur.

Cap. Térmica [MVA]



Zona Sur

Charrúa - Temuco 220 kV Charrúa Temuco 264 457 274 - - - - - - S/E Charrúa 264 Conductor



Temuco - Cautín L1 y L2 220 kV Temuco Cautín 193 274 548 - - - - - - Ambos 193 Conductor

Cautín - Ciruelos 220 kV Cautín Ciruelos 193 548 274 - - - - - - Ambos 193 Conductor

Cautín - Valdivia 220 kVCautín

Loncoche

Loncoche

Valdivia

193

145548 183 - - - - - - Ambos 145 Conductor

Ciruelos - Valdivia 220 kV Ciruelos Valdivia 193 274 183 - - - - - - S/E Valdivia 183 TT/CC

Valdivia - Puerto Montt 220 kV (expresa) Valdivia P. Montt 145 183 183 - - - - Ambos 145 Conductor

Valdivia - Puerto Montt 220 kV (B. Blanco) Valdivia P. Montt 193 183 183 - - - - - - Ambos 183 TT/CC

457 TT/CC

CausaNombre de Línea


Comport. Dinámico

Límite por Estabilidad de Tensión [MW] Capacidad Trafo Poder [MVA]

CapacidadTT/CC [MVA]SS/EE Punto de


Tramo [MVA] (1)






5.8 Líneas de Inyección de Centrales

A continuación se analizan las limitaciones de las siguientes líneas, verificando la evacuación de generación a plena capacidad:

a. Línea 220 kV Charrúa – Ralco. b. Línea 220 kV Antuco – Charrúa. c. Línea 220 kV Pehuenche – Ancoa. d. Línea 220 kV Colbún – Candelaria. e. Línea 220 kV San Luís – Quillota.

Las limitaciones térmicas por conductor y TTCC se encuentran en los Anexos 7.8.1 y 7.8.2. En el caso particular de la línea San Luís – Quillota, de corta longitud y baja reactancia, las restricciones operativas están supeditadas a la capacidad térmica propia de sus instalaciones de conexión al sistema. Respecto del resto de estas líneas, no han sufrido cambios topológicos y las nuevas centrales no son un aporte significativo a la potencia de cortocircuito en los nudos de conexión, de manera que estas cumplen con la verificación del comportamiento dinámico (estabilidad transitoria) para plena generación, de acuerdo a lo señalado en la versión 2007 del estudio y que se resume en la tabla siguiente. La verificación dinámica verificada se resume en la tabla siguiente.

Central MW Línea de Inyección Tensión Amort. Sincron. Observación

Ralco 690 2x220 kV Ralco - Charrúa Si Si Si Apertura de Reactoresde línea en S/E Charrúa

Antuco 264 2x220 kV Antuco - Charrúa 1x220 kV Antuco - Trupán - Charrúa Si Si Si

Falla en 1x220 kV Antuco - Charrúa

Pehuenche 550 2x220 kV Pehuenche - Ancoa Si Si Si -

Colbún 460 2x220 kV Colbún - Candelaria Si Si Si -

De acuerdo con lo anterior, el resumen de restricciones es el siguiente.

SS/EE Cap.

Térmica [MVA]

Capacidad TT/CC [MVA] Nombre de

Línea Origen Destino 25° c/sol Origen Destino

Inyección Máxima Verificada en

Simulación Dinámica [MW]

Punto de Medida

220 kV Ralco – Charrúa L1 y L2 Ralco Charrúa 2x722 2x1000 2x1097 Ralco: 690 Ralco

220 kV Antuco – Trupán - Charrúa

L1 y L2 Antuco Charrúa 2x517 2x457 2x548 Antuco: 264 Antuco

220 kV Colbún - Candelaria L1 y

L2 Colbún Candelaria 2x680 2x914 2x914 Colbún: 460 Colbún

220 kV Pehuenche – Ancoa L1 y L2

Pehuenche Ancoa 2x517 2x914 2x914 Pehuenche: 550 Pehuenche

220 kV San Luis – Agua Santa L1

y L2 San Luis Agua Santa 2x1974 2x1524 1x1524 - San Luis




6 Comentarios y Conclusiones

En el presente estudio se evaluaron las limitaciones que afectan a las líneas de transmisión troncal y aquellas líneas de subtransmisión que abastecen las zonas de la V Región y Concepción. Se presentan las capacidades térmicas de conductores y equipos que pudiesen restringir las transferencias a través de un tramo a estudiar. Además para aquellas líneas más críticas se determinó el límite por estabilidad y regulación de tensión. Cada uno de los límites presentados corresponde a las restricciones postcontingencia de régimen permanente, pudiendo existir la posibilidad de sobrecargar algunos equipos por un tiempo corto de acuerdo con las exigencias indicadas en la NTSyCS y las cuales no forman parte de este estudio. Además para la aplicación de las restricciones en algunos tramos, es necesario aplicar factores de redistribución por aquellos vínculos redundantes que se pudieran sobrecargar. Estos factores se presentan en el estudio, y fueron calculados para aquellos tramos con vínculos redundantes. A continuación se presenta un resumen de las conclusiones para las zonas estudiadas. Zona Norte Esta zona debido a su longitud y bajo soporte de reactivos presenta problemas de estabilidad y regulación de tensión, los que se gatillan principalmente por las altas transferencias en algunos de los tramos que la componen. Para el escenario estudiado en la zona norte, el tramo que presenta las mayores transferencias corresponde al tramo Maitencillo – Cardones (triple circuito), el cual presenta una restricción por estabilidad de tensión ante la contingencia de uno de sus circuitos. Los otros tramos presentan bajas transferencias y con sentido de flujos de norte a sur (para el escenario estudiado), por lo que ante aumentos de demanda o indisponibilidad de generación, que son abastecidos desde Quillota, dichos tramos presentarían un margen importante antes de presentar problemas de estabilidad. Sin embargo, se analizó el tramo Los Vilos – Pan de Azúcar 220 kV, que para ciertas condiciones operacionales pudiese presentar altas transferencias. No obstante lo anterior, en dicho tramo de doble circuito existe primero una restricción térmica antes que una restricción por estabilidad. Zona Centro (500, 220 y 154 kV) Los sistemas centro de 220 y 154 kV, corresponden a tramos con restricciones térmicas por conductor o por TTCC (extremo Itahue 154 kV). El sistema de 500 kV, debido a sus altas transferencias y requerimientos de reactivos, presenta problemas de estabilidad de tensión que afecta a todo el SIC. Con la puesta en servicio de equipos de compensación estática de reactivos en la zona centro (Cerro Navia y Polpaico 220 kV), es posible alcanzar niveles de transferencias cercanas a los 1472 MVA de Ancoa al norte, limitadas por la capacidad térmica de la compensación serie. No obstante lo anterior, es posible lograr una sobrecarga de 30 minutos de dicho equipo que a su vez permita elevar aún más las transferencias hasta su límite por estabilidad. Por último, para la operación en estado normal del sistema de 500 kV, es necesario considerar la ubicación de la reserva, de manera que al ocurrir la contingencia, se pueda contar con el margen necesario de transferencias.




Zona V Región y Concepción De acuerdo a la topología de estas zonas (líneas cortas), no se observaron problemas de estabilidad de tensión para los escenarios estudiados. Las restricciones de las líneas de la zona corresponden a limitaciones por conductor o por transformadores de poder serie (Agua Santa y Concepción). Zona Sur Con la topología actual y las condiciones de despacho base, no se presentan problemas de estabilidad ante contingencia simple. Lo anterior se debe a que el sistema opera con bajas transferencias en los tramos Charrúa – Cautín y Charrúa – Temuco de 220 kV, lo que eleva las tensiones en la zona. Además el despacho base de Canutillar y el apoyo del CER en Puerto Montt permite tener una buena regulación de tensión. Las restricciones de la zona corresponden a capacidades térmicas de conductores y TTCC, los cuales se presentan en la tabla resumen. Posteriormente a encontrar la limitación de las distintas líneas se realizó una verificación dinámica para aquellos tramos más relevantes de cada zona, verificándose el cumplimiento de las exigencias de la NTSyCS para el comportamiento dinámico de las distintas variables del sistema. Por último los límites operacionales determinados en el presente estudio pueden variar, principalmente debido a las condiciones topológicas y las características del despacho de generación (monto y distribución de la reserva de potencia activa y reactiva) que se presenten en la operación real, por lo que dichos límites son sólo de carácter referencial. En consecuencia, las limitaciones que se apliquen a la operación real estarán supeditadas a las condiciones particulares de operación del SIC que se prevean en el corto plazo, las que serán determinadas por estudios específicos en cada caso




7 Anexos

7.1 Zona Norte

7.1.1 Capacidad Térmica de Líneas

Capacidad Térmica con Sol [MVA] para distintas temperaturas (°C) ambiente Línea Conductor

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

2x220 kV Quillota - Nogales AAAC 740,8 MCM FLINT 324 307 288 269 247 224 197 166 127 68

2x220 kV Nogales - Los Vilos AAAC 740,8 MCM FLINT 324 307 288 269 247 224 197 166 127 68

2x220 kV Los Vilos - Pan de Azúcar

AAAC 740,8 MCM FLINT 324 307 288 269 247 224 197 166 127 68

2x220 kV Pan de Azúcar – Punta Colorada

AAAC 740,8 MCM FLINT 308 289 269 248 224 197 166 127 67 0

2x220 kV Punta Colorada – Maitencillo

AAAC 740,8 MCM FLINT 308 289 269 248 224 197 166 127 67 0

1x220 kV Maitencillo - Cardones (Transelec)

AAAC 740,8 MCM FLINT 308 289 269 248 224 197 166 127 67 0

2x220 kV Maitencillo - Cardones (CTNC)

FLINT (AASC6201-740,8 MCM) 337 322 307 290 273 254 233

1x220 kV Cardones - Carrera Pinto

AAAC 740,8 MCM FLINT 308 289 269 248 224 197 166 127 67 0

1x220 kV Carrera Pinto - Diego de Almagro

AAAC 740,8 MCM FLINT 308 289 269 248 224 197 166 127 67 0

2x220 kV Diego de Almagro – Paposo

ACAR 1400 MCM 48/13 456 428 397 364 327 285 235 171 56 0

7.1.2 Capacidad Térmica de TTCC

TT/CC

Extremo Razón Corriente Potencia Líneas máxima [A] máxima [MVA]

Quillota 1200/5 1,440 548 Quillota - Nogales 1 y 2

Nogales 3000/1 6,300 2,400 Nogales 3000/1 6,300 2,400

Nogales - Los Vilos 1 y 2 Los Vilos 600/5 720 274 Los Vilos 600/5 720 274

Los Vilos - P. de Azúcar 1 y 2 P.Azúcar 600/5 720 274

P. de Azúcar – Pta. Colorada 1 y 2 P.Azúcar 600/5 720 274




Pta. Colorada 1200-5/600-5 1440 548 Pta. Colorada 1200-5/600-5 1440 548

Pta. Colorada - Maitencillo 1 y 2 Maitencillo 600/5 720 274

Maitencillo - Cardones 1 Cardones 1200/5 1440 548 (TRANSELEC) Maitencillo 1200/5 1440 548

Maitencillo - Cardones 2 y 3 Cardones 600/5 720 274 (CTNC) Maitencillo 600/5 720 274

C. Pinto 600/1 720 274 Cardones - C. Pinto

Cardones 600/5 720 274 D.Almagro 600/5 720 274

C. Pinto - D. Almagro C. Pinto 600/1 720 274 Paposo 800/5 960 365

Paposo - D. Almagro 1 y 2 D.Almagro 1200/5 1440 548

7.1.3 Despacho Base Escenarios A y B

Zona Nombre Piny [MW]01-Atacama Generador Cenizas 1 4 Generador Guacolda 1 149 Generador Guacolda 2 149 Generador Guacolda 3 147 Generador Guacolda 4 149 02-Coquimbo Generador Los Molles G1 9 Generador Los Molles G2 9

Total 617

7.1.4 Despacho Base Escenario C

Zona Nombre Piny [MW]01-Atacama Generador Cenizas 1 4 Generador Guacolda 1 149 Generador Guacolda 2 149 Generador Guacolda 3 147 02-Coquimbo Generador Los Molles G1 9 Generador Los Molles G2 9 Total 468






Capacidad Térmica con Sol [MVA] para distintas

temperaturas (°C) ambiente Línea Conductor Temp. Diseño

(°C) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Línea Alto Jahuel - Polpaico 500 kV

4x ACAR 700 50 2807 2639 2459 2263 2047 1803 1519 1164 628 0

Línea Ancoa - Polpaico 500 kV 2

4x ACAR 700 50 2807 2639 2459 2263 2047 1803 1519 1164 628 0

Línea Ancoa - Alto Jahuel 500 kV 1

2x AAC 1,192,5 61 2127 2025 1917 1802 1679 1544 1396 1230 1035 791

Línea Charrúa - Ancoa 500 kV 1

2x AAC 1,192, 70 2278 2187 2090 1989 1881 1766 1642 1507 1358 1188

Línea Charrúa - Ancoa 500 kV 2

2xACAR 1400 65 2383 2277 2166 2048 1921 1785 1637 1473 1286 1066


TT/CC

Extremo Razón Corriente Potencia Líneas máxima [A] máxima [MVA]

Ancoa 1600 / 1 1,920 1,663 Alto Jahuel-Polpaico

Alto Jahuel 1600 / 1 1,920 1,663

Ancoa 1600 / 1 1,920 1,663 Ancoa-Polpaico

Polpaico 1600 / 1 1,920 1,663

Ancoa 1600 / 1 1,920 1,663 Ancoa-Alto Jahuel Nº 2

Alto Jahuel 1600 / 1 1,920 1,663

Charrúa 1600 / 1 1,920 1,663 Charrúa-Ancoa N° 1

Ancoa 1600 / 1 1,920 1,663

Charrúa 1600 / 1 1,920 1,663 Charrúa-Ancoa N° 2

Ancoa 1600 / 1 1,920 1,663

7.2.3 Capacidad Térmica de Transformadores de Poder

S/E Tensiones [kV] Capacidad nominal [MVA] Capacidad Máxima Forzada [MVA]

Polpaico 525 / 230 / 66 510 / 510 / 105 750 / 750 / 150 Alto Jahuel 1 525 / 230 / 66 510 / 510 / 105 750 / 750 / 150 Alto Jahuel 2 525 / 230 / 66 510 / 510 / 105 750 / 750 / 150

Charrúa 525 / 230 / 66 510 / 510 / 105 750 / 750 / 150 Charrúa 525 / 230 / 66 510 / 510 / 105 750 / 750 / 150




7.2.4 Capacidad de Compensación Serie

Permanente Sobrecarga 30 Minutos

Corriente Potencia Corriente Potencia Líneas Extremo

máxima [A] máxima [MVA] máxima [A] máxima [MVA]

Ancoa – Polpaico Ancoa 1,700 1,472 2,235 1,936 Ancoa - Alto Jahuel Ancoa 1,700 1,472 2,235 1,936

Charrúa - Ancoa N° 1 Ancoa 1,580 1,368 2,133 1,847 Charrúa - Ancoa N° 2 Ancoa 1,580 1,368 2,133 1,847

7.2.5 Despacho Base Escenarios A y B

Zona Nombre Piny [MW] 04-Chilectra Generador Florida 22 Generador Alfalfal 1 72 Generador Alfalfal 2 72 Generador El Volcan 14 Generador EPSA 1 4 Generador EPSA 2 6 Generador EPSA 3 6 Generador Maitenes 1-2-3 15 Generador Nueva Renca TG 196 Generador Queltehues 48 05-Colbún Generador San Clemente 5 Generador Chiburgo 1 10 Generador Chiburgo 2 10 Generador Colbun 1 238 Generador Colbun 2 238 Generador Machicura 1 43 Generador Machicura 2 43 06-Troncal_Qui-Cha Generador Coya 11 Generador Loma Alta 38 Generador Pehuenche 1 275 Generador Rapel 1 54 Generador Rapel 2 54 Generador Rapel 3 54 Generador Rapel 4 54 Generador Rapel 5 54 Generador San Isidro TG 100 Generador San Isidro TV 60 Generador Sauzal 1 26 Generador Sauzal 2 26 Generador Sauzal 3 26 Generador Sauzalito 12 07-Sistema154 - 66 kV (Centro) Generador Confluencia G1 64




Generador Confluencia G2 64 Generador La Higuera G1 52 Generador La Higuera G2 52 Generador Celco 5 Generador Cipreses 1 23 Generador Cipreses 2 23 Generador Curillinque 87 Generador E. Verde 1 8 Generador Isla 1 35 Generador Isla 2 35 Generador Lincanten 4 Generador Lircay 1 8 Generador Lircay 2 8 Generador Nueva Aldea G1 14 Generador Nueva Aldea G3 36 Generador Ojos de Agua 9 Generador San Ignacio 37 08-Charrúa Generador Masisa 11 Generador Abanico 1 18 Generador Abanico 2 18 Generador Antuco 1 119 Generador Antuco 2 97 Generador Cholguan 9 Generador El Toro 1 112 Generador El Toro 2 112 Generador El Toro 3 112 Generador El Toro 4 112 Generador Laja 8 Generador Mampil 1 25 Generador Mampil 2 25 Generador Palmucho 31 Generador Pangue 1 187 Generador Peuchen 2 27 Generador Quilleco 1 32 Generador Quilleco 2 32 Generador Ralco 1 271 Generador Rucue 1 78 Generador Rucue 2 78 Total 3956




7.2.6 Despacho Base Escenarios C y D

Zona Nombre Piny [MW] 04-Chilectra Generador Florida 22 Generador Alfalfal 1 72 Generador Alfalfal 2 72 Generador El Volcan 14 Generador EPSA 1 4 Generador EPSA 2 6 Generador EPSA 3 6 Generador Maitenes 1-2-3 15 Generador Queltehues 48 05-Colbún Generador San Clemente 5 Generador Chiburgo 1 10 Generador Chiburgo 2 10 Generador Colbun 1 238 Generador Colbun 2 208 Generador Machicura 1 53 Generador Machicura 2 53 06-Troncal_Qui-Cha Generador Coya 11 Generador Loma Alta 38 Generador Pehuenche 1 277 Generador Rapel 1 72 Generador Rapel 2 72 Generador Rapel 3 72 Generador Rapel 4 72 Generador Rapel 5 72 Generador San Isidro TG 230 Generador San Isidro TV 130 Generador Sauzal 1 26 Generador Sauzal 2 26 Generador Sauzal 3 26 Generador Sauzalito 12 07-Sistema154 - 66 kV (Centro) Generador Confluencia G1 64 Generador Confluencia G2 64 Generador La Higuera G1 52 Generador La Higuera G2 52 Generador Celco 5 Generador Cipreses 1 23 Generador Cipreses 2 23 Generador Curillinque 87 Generador E. Verde 1 8 Generador Isla 1 35 Generador Isla 2 35 Generador Lincanten 4 Generador Lircay 1 8 Generador Lircay 2 8




Generador Nueva Aldea G1 14 Generador Nueva Aldea G3 36 Generador Ojos de Agua 9 Generador San Ignacio 37 08-Charrúa Generador Masisa 11 Generador Abanico 1 18 Generador Abanico 2 18 Generador Antuco 1 120 Generador Antuco 2 124 Generador Cholguan 9 Generador El Toro 1 112 Generador El Toro 2 112 Generador El Toro 3 112 Generador El Toro 4 112 Generador Laja 8 Generador Mampil 1 25 Generador Mampil 2 25 Generador Palmucho 31 Generador Pangue 1 188 Generador Peuchen 2 27 Generador Quilleco 1 32 Generador Quilleco 2 32 Generador Ralco 1 162 Generador Rucue 1 78 Generador Rucue 2 78 Total 3964




7.3 Zona V Región


Capacidad Térmica con Sol [MVA] para distintas temperaturas

(°C) ambiente Línea Conductor 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Línea San Luis - Agua Santa 220 kV 2xAAAC FLINT 606 570 531 489 442 389 327 250 133 0

Línea Quillota - San Pedro 110 kV 1

2xAASC 636 MCM

AASC 1590 MCM

309 298 286 274 261 248 233 217 200 181


TT/CC

Extremo Razón Corriente Potencia Líneas

máxima [A] máxima [MVA]

Quillota 1200/5 1440 274 Quillota - San Pedro 110 kV

San Pedro 1200/5 1440 274

San Luis 2000/5 2400 914 San Luis - Agua Santa 220 kV

Agua Santa 1600/1 1920 731


S/E Tensiones [kV] Capacidad nominal [MVA] Capacidad Máxima [MVA]

Agua Santa 220 / 115 / 60 240 / 240 / 48 300 / 300 / 60






Capacidad Térmica con Sol [MVA] para distintas temperaturas (°C) ambiente Línea Conductor

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Línea Polpaico – Quillota 220 kV 1 y 2

4xACAR 850 1513 1440 1364 1282 1195 1099 994 874 735 560

Línea Polpaico – Cerro Navia 220 kV 1 y 2 ACSR 636 380 367 354 340 325 310 294 277 258 238

Línea Alto Jahuel – Chena 220 kV 1 y 2

(tramo El Rodeo – Alto Jahuel)

AL 1.590 649 627 605 582 558 532 506 477 446 413

Línea Alto Jahuel – Cerro Navia 220 kV 1 y 2

(tramo A. Jahuel – Est. 10) ACSR 636 344 329 313 297 279 260 240 217 191 161


(tramo Est. 10 – Chena) AASC 927.2 380 362 342 330 307 282 255 224 188 143


(tramo Chena – C. Navia) AAAC 740.8 308 289 269 248 224 197 166 127 67 0

Línea Alto Jahuel – Chena 220 kV (Nueva) 260


TT/CC



Polpaico 3000/1 3,600 1,372 Polpaico-Quillota 1 y 2

Quillota 3000/5 3,600 1,372

Cerro Navia 1200/5 1,440 549 Cerro Navia-Polpaico 1 y 2

Polpaico 1000/1 1,200 457

Alto Jahuel-Cerro Navia

(Tramo A.Jahuel-Chena) Alto Jahuel 600/2.5 1,200 457

Alto Jahuel-Cerro Navia (Tramo Chena-C.Navia) Cerro Navia 1200/5 1,440 548

Alto Jahuel A. Jahuel - Chena

Chena





S/E Tensiones [kV] Capacidad Nominal [MVA] Capacidad Máxima Forzada [MVA]

Buin 220 / 110 / 13.2 300 / 300 / 120 400 / 400 / 120

Cerro Navia (Chilectra) 220 / 110 / 13.2 300 / 300 / 120 400 / 400 / 120

Cerro Navia (Transelec) 220 / 110 / 13.2 375 / 375 / 112.5

Chena 220 / 110 / 13.2 300 / 300 / 120 400 / 400 / 120

El Salto 220 / 110 / 34.5 300 / 300 / 120 400 / 400 / 120

Los Almendros 220 / 110 / 13.2 300 / 300 / 120 400 / 400 / 120

7.5 Sistema de 154 kV



(°C) ambiente

Línea Conductor 0°C 5°C 10°C 15°C 20°C 25°C 30°C 35°C 40°C 45°C

Itahue - Tap San Fernando 154kV L1 y L2

AAAC 927,2 MCMGREELEY

278 266 259 246 231 215 198 179 158 133

Tap San Fernando - Tap Tuniche 154kV L1 y L2

Cobre 400 MCM 195 184 172 158 144 127 108 85 51 0

AAAC 927,2 MCMGREELEY

266 253 239 231 215 198 179 157 132 100 Alto Jahuel - Tap Tuniche

154kV L1 y L2 ACSR 636 MCM Grosbeak

241 230 219 208 196 182 168 152 134 113

Ancoa – Itahue 220 kV L1 y L2 ACAR 1400 MCM 581 561 540 518 496 472 446 419 389 357


TT/CC



A.Jahuel 600/5 720 192 Itahue - Alto Jahuel 220 kV L1 y L2

Itahue 600/5 720 192

Ancoa 500-1000-2000/1-1-1 1200 457 Ancoa – Itahue 220 kV L1 y L2

Itahue 500-1000-2000/1-1-1 1200 457





S/E Tensiones [kV] Capacidad Nominal [MVA] Capacidad Máxima Forzada [MVA]

Itahue 225 / 161 / 69 240 / 240 / 70 300 / 300 / 90

Alto Jahuel 225 / 161 / 69 300 / 300 / 90 -

7.6 Zona Concepción



(°C) ambiente Línea Conductor 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Charrúa - Concepción 220kV

ACSR 636 MCM GROSBEAK 344 329 313 297 279 260 240 217 191 161

Charrúa - Hualpén 220kV

ACAR 900 MCM 18/19 348 326 303 278 259 227 190 144 72 0

Charrúa - Concepción 154kV CU 300 MCM 205 198 191 183 176 168 159 150 140 129


TT/CC



Charrúa 600/2,5 1,200 457 Charrúa-Concepción 220 kV

Concepción 1200/5 1,440 548

Charrúa 1200/5 1440 548 Charrúa-Hualpén 220 kV

Hualpén 1200/1 1,440 548

Charrúa 600/5 720 192 Charrúa-Concepción 154 kV

Concepción 1200/5 1,440 384


S/E Tensiones

[kV] Capacidad

Nominal [MVA]Capacidad Máxima

Forzada [MVA]

Concepción 225 / 161 / 13.2 150 / 150 / 18 261 / 261 / 30

Hualpén 225 / 161 / 69 240 / 240 / 72 300 / 300 / 90




7.7 Zona Sur


Capacidad Térmica con Sol [MVA] para distintas

temperaturas (°C) ambiente Línea Conductor 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

2x220 kV Charrúa - Cautín 2 x AASC 740,8 MCM Flint 734 704 674 645 614 581 546 508 466 424

1x220 kV Charrúa - Temuco

ACAR 900 MCM 18/19 369 350 329 315 290 263 233 198 155 92

2x220 kV Temuco – Cautín ACSR 636 MCM GROSBEAK 301 283 263 242 219 193 162 124 66 0

1x220 kV Cautín – Los Ciruelos


1x220 kV Los Ciruelos – Valdivia


ACSR 636 MCM GROSBEAK

1x220 kV Cautín – Valdivia ACSR 397,5 MCM

IBIS

224 211 197 181 164 145 123 96 57 0

220 kV Valdivia – Barro Blanco - Puerto Montt N°1


220 kV Valdivia - Puerto Montt N°2

ACSR 397,5 MCM IBIS 224 211 197 181 164 145 123 96 57 0


TT/CC

Corriente Potencia Líneas ExtremoRazón


Charrúa 1500/5 1800 686 Charrúa-Cautín L1

Cautín 1000/1 1200 457

Charrúa 1200/5 1440 549 Charrúa-Cautín L2

Cautín 1000/1 1200 457

Charrúa 600/2.5 1.200 457 Charrúa-Temuco

Temuco 600/5 720 274

Temuco 600/5 720 274 Temuco- Cautín

Cautín 1200/1 1440 548

Cautín 1200/1 1440 548 Cautín – Ciruelos

Ciruelos 600/5 720 274

Cautín 1200/1 1440 548 Cautín – Valdivia

Valdivia 400/1 480 183

Ciruelos 600/5 720 274 Ciruelos-Valdivia

Valdivia 400/1 480 183

Valdivia-P.Montt N°1 Valdivia 400/1 480 183




P.Montt 400/1 480 183

Valdivia 400/1 480 183 Valdivia-P.Montt N°2

P.Montt 400/1 480 183

7.8 Líneas de inyección de Centrales


Capacidad Térmica [MVA] para distintas temperaturas (°C) ambiente Línea Conductor

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

220 kV Ralco – Charrúa N°1 2xACAR 1200 962 920 875 827 777 722 662 596 522 434

220 kV Ralco – Charrúa N°2 2xACAR 1200 962 920 875 827 777 722 662 596 522 434

220 kV Antuco – Charrúa N°1

AAC 1590 MCM Coreopsis 637 615 593 569 544 517 489 460 427 392

220 kV Antuco – Charrúa N°2


220 kV Antuco – Trupán


220 kV Trupán – Charrua


220 kV Candelaria - Colbún N°1 ASC "Anemone" 851 820 788 754 718 680 639 595 548 495

220 kV Candelaria - Colbún N°2 ASC "Anemone" 851 820 788 754 718 680 639 595 548 495

220 kV Pehuenche – Ancoa N°1


220 kV Pehuenche – Ancoa N°2


220 kV San Luis – Quillota N°1 4xAAC Coreopsis 2484 2393 2302 2195 2088 1974 1860 1722 1585 1425

220 kV San Luis – Quillota N°2 4xAAC Coreopsis 2484 2393 2302 2195 2088 1974 1860 1722 1585 1425


TT/CC

Corriente Potencia Líneas Extremo Razón


Ralco 2500/1 2625 1000 220 kV Ralco - Charrúa

Charrúa 2400/5 2880 1097

220 kV Antuco – Charrúa 1, 2 y 3 Antuco 600/2,5 1200 457




Charrúa 1200/5 1440 548

Colbún 2000/1 2400 914 220 kV Colbún - Candelaria

Candelaria 2000/1 2400 914

Pehuenche 2000/1 2400 914 220 kV Pehuenche - Ancoa

Ancoa 2000/1 2400 914

San Luis 4000/5 4800 1829 220 kV San Luis – Quillota (*)

Quillota 4000/5 4800 1829

(*) Según lo informado a la DO, los interruptores de poder de la línea 2x220 kV San Luis – Quillota poseen un limite transitorio de 4200 A para un tiempo de 1 hora. Por lo dicho anteriormente, la limitación por equipos, queda fijada por los interruptores de poder a 1600 MVA.




7.9 Anexo Simulaciones Dinámicas




7.9.1 Zona Norte Falla Maitencillo – Cardones 1x220 kV

21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

200.00

190.00

180.00

170.00

160.00

150.00

Maitencillo - Cardones 220kV L1: Total Active Power/Terminal j in MWMaitencillo - Cardones 220kV L2: Total Active Power/Terminal j in MW

0.425 s182.619 MW

1.535 s181.017 MW 19.740 s

179.873 MW

CDEC-SIC Tx_Norte(1)

Date: 2010

Annex: /2

DIg

SILE

NT




21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

200.00

150.00

100.00

50.00

0.00

-50.00

Maitencillo - Cardones 220kV L1: Total Active Power/Terminal j in MWMaitencillo - Cardones 220kV L2: Total Active Power/Terminal j in MWMaitencillo - Cardones 220kV L3: Total Active Power/Terminal j in MW

21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

100.00

75.00

50.00

25.00

0.00

-25.00

-50.00

Los Vilos - Tap Canela L1: Total Active Power/Terminal i in MWLos Vilos - Tap Canela L2: Total Active Power/Terminal i in MW

CDEC-SIC Tx_Norte

Date: 2010

Annex: /5

DIg

SILE

NT




21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20

DdA\J: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.S/E Cardones\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Maite\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.PAzu\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.LVilos\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Quill\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

19.937 s 0.948 p.u.

CDEC-SIC V_Norte

Date: 2010

Annex: /9

DIg

SILE

NT




21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

50.60

50.40

50.20

50.00

49.80

49.60

DdA\J: Electrical Frequency in HzS/E Cardones\J1: Electrical Frequency in HzMaite\J1: Electrical Frequency in HzPAzu\J1: Electrical Frequency in HzLVilos\J1: Electrical Frequency in HzQuill\J1: Electrical Frequency in Hz

CDEC-SIC f_Norte

Date: 2010

Annex: /8

DIg

SILE

NT




21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

Gen Pta Colorada: Total Active Power in MWGenerador Canela: Total Active Power in MWGenerador Canela II C5: Total Active Power in MWGenerador Monte Redondo 05: Total Active Power in MWGenerador Totoral: Total Active Power in MW

21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

200.00

175.00

150.00

125.00

100.00

75.00

Generador Guacolda 1: Total Active Power in MWGenerador Guacolda 2: Total Active Power in MWGenerador Guacolda 3: Total Active Power in MWGenerador Guacolda 4: Total Active Power in MW

CDEC-SIC G_P_Norte

Date: 2010

Annex: /6

DIg

SILE

NT




21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

10.00

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

-40.00

Gen Pta Colorada: Total Reactive Power in MvarGenerador Canela: Total Reactive Power in MvarGenerador Canela II C5: Total Reactive Power in MvarGenerador Monte Redondo 05: Total Reactive Power in MvarGenerador Totoral: Total Reactive Power in Mvar

21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

200.00

160.00

120.00

80.00

40.00

0.00

Generador Guacolda 1: Total Reactive Power in MvarGenerador Guacolda 2: Total Reactive Power in MvarGenerador Guacolda 3: Total Reactive Power in MvarGenerador Guacolda 4: Total Reactive Power in Mvar

CDEC-SIC G_Q_Norte

Date: 2010

Annex: /7

DIg

SILE

NT




21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

Maitencillo 220/13.8kV_ 40MVA_3: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar

21.58217.26612.9498.63284.31640.0000 [s]

28.00

24.00

20.00

16.00

12.00

8.00

4.00

PAzucar 5_220/13.8kV_40MVA: Total Reactive Power/LV-Side in MvarPAzucar 6_220/13.8kV_40MVA: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar

CDEC-SIC CER_Norte

Date: 2010

Annex: /3

DIg

SILE

NT




7.9.2 Zona Norte Falla Los Vilos – Pan de Azúcar (con inyección de Monte Redondo)

9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

130.00

120.00

110.00

100.00

90.00

Maitencillo - Cardones 220kV L1: Total Active Power/Terminal j in MWMaitencillo - Cardones 220kV L2: Total Active Power/Terminal j in MWMaitencillo - Cardones 220kV L3: Total Active Power/Terminal j in MW

9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

Los Vilos - Tap Canela L1: Total Active Power/Terminal j in MWLos Vilos - Tap Canela L2: Total Active Power/Terminal j in MWTap MR - Tap Canela L2: Total Active Power/Terminal j in MW

9.843 s243.079 MW

8.909 s200.175 MW

2.660 s259.066 MW

1.049 s278.138 MW

1.005 s238.369 MW

2.672 s217.275 MW

CDEC-SIC Tx_Norte

Date: 2010

Annex: /4

DIg

SILE

NT




9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500

DdA\J: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.S/E Cardones\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Maite\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.PAzu\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.LVilos\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Quill\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

9.935 s 0.964 p.u.

9.990 s 1.020 p.u.

CDEC-SIC V_Norte

Date: 2010

Annex: /9

DIg

SILE

NT




9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

50.30

50.20

50.10

50.00

49.90

49.80

DdA\J: Electrical Frequency in HzS/E Cardones\J1: Electrical Frequency in HzMaite\J1: Electrical Frequency in HzPAzu\J1: Electrical Frequency in HzLVilos\J1: Electrical Frequency in HzQuill\J1: Electrical Frequency in Hz

9.953 s49.950 Hz

CDEC-SIC f_Norte

Date: 2010

Annex: /7

DIg

SILE

NT




9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

Gen Pta Colorada: Total Active Power in MWGenerador Canela: Total Active Power in MWGenerador Canela II C5: Total Active Power in MWGenerador Monte Redondo 05: Total Active Power in MWGenerador Totoral: Total Active Power in MW

9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

180.00

160.00

140.00

120.00

100.00

80.00

Generador Guacolda 1: Total Active Power in MWGenerador Guacolda 2: Total Active Power in MWGenerador Guacolda 3: Total Active Power in MWGenerador Guacolda 4: m:Psum:bus1

CDEC-SIC G_P_Norte

Date: 2010

Annex: /5

DIg

SILE

NT




9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

40.00

20.00

0.00

-20.00

-40.00

-60.00

Gen Pta Colorada: Total Reactive Power in MvarGenerador Canela: Total Reactive Power in MvarGenerador Canela II C5: Total Reactive Power in MvarGenerador Monte Redondo 05: Total Reactive Power in MvarGenerador Totoral: Total Reactive Power in Mvar

9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

150.00

120.00

90.00

60.00

30.00

0.00

Generador Guacolda 1: Total Reactive Power in MvarGenerador Guacolda 2: Total Reactive Power in MvarGenerador Guacolda 3: Total Reactive Power in MvarGenerador Guacolda 4: m:Qsum:bus1

CDEC-SIC G_Q_Norte

Date: 2010

Annex: /6

DIg

SILE

NT




9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

24.00

21.00

18.00

15.00

12.00

9.00

6.00

Maitencillo 220/13.8kV_ 40MVA_3: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar

9.99998.00006.00004.00002.00000.0000 [s]

24.00

21.00

18.00

15.00

12.00

9.00

PAzucar 5_220/13.8kV_40MVA: Total Reactive Power/LV-Side in MvarPAzucar 6_220/13.8kV_40MVA: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar

CDEC-SIC CER_Norte

Date: 2010

Annex: /2

DIg

SILE

NT




7.9.3 Sistema de 500 kV Falla Ancoa – Alto Jahuel 500 kV, sin Nueva Renca e Interruptores de Punta de Cortés Abiertos

30.0020.0010.000.00 [s]

1000.00

750.00

500.00

250.00

0.00

-250.00

Ancoa -Reactor 500 kV L1 (a Alto Jahuel): Total Active Power/Terminal j in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

2000.00

1600.00

1200.00

800.00

400.00

0.00

Ancoa - Reactor 500 kV L2 (a Polpaico): Total Active Power/Terminal j in MW

29.542 s1658.325 MW20.565 s

1647.335 MW

11.382 s1636.317 MW

0.643 s1846.335 MW

2.074 s1727.931 MW

CDEC-SIC Transf_500_Ancoa-Norte

Date: 2010

Annex: /5

DIg

SILE

NT




30.0020.0010.000.00 [s]

800.00

700.00

600.00

500.00

400.00

300.00

200.00

Charrúa - Reactor 500 kV L2: Total Active Power/Terminal j in MW

29.413 s611.763 MW

0.644 s690.039 MW

2.159 s635.116 MW

CDEC-SIC Transf_500_Charrua-Norte

Date: 2010

Annex: /4

DIg

SILE

NT




30.0020.0010.000.00 [s]

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

0.00

Cha\K1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Anc\K1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.AJah\K1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Pol\K1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.950 p.u. 0.100 s 0.761 s

1.628 s 2.590 s

2.957 s 11.628 s11.944 s

12.713 s13.364 s

14.188 s

14.891 s15.807 s

16.487 s17.393 s

18.067 s18.836 s

20.934 s

30.0020.0010.000.00 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20

Quill\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.AJah\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Anc\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Cha\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Pol\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

30.0020.0010.000.00 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500

0.375

AJah\K1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

Y =

0.9

50 p

.u.

0.100 s 0.761 s

1.628 s

11.628 s12.713 s

13.364 s14.188 s

14.891 s15.807 s

16.487 s17.393 s

18.067 s18.836 s

20.934 s

30.0020.0010.000.00 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500

0.375

Pol\K1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

Y =

0.9

50 p

.u.

0.100 s 0.777 s

1.666 s 2.590 s

2.957 s 11.629 s11.944 s

20.934 s

CDEC-SIC Tensiones_500

Date: 2010

Annex: /8

DIg

SILE

NT




30.0020.0010.000.00 [s]

50.75

50.50

50.25

50.00

49.75

49.50

Quill\J1: Electrical Frequency in HzAJah\J1: Electrical Frequency in HzAnc\J1: Electrical Frequency in HzCha\J1: Electrical Frequency in HzTem\J: Electrical Frequency in Hz

29.881 s49.915 Hz

CDEC-SIC Frecuencia

Date: 2010

Annex: /3

DIg

SILE

NT




30.0020.0010.000.00 [s]

81.00

78.00

75.00

72.00

69.00

66.00

63.00

rador Rapel 1: Total Active Power in MWrador Rapel 2: Total Active Power in MWrador Rapel 3: Total Active Power in MWrador Rapel 4: Total Active Power in MWrador Rapel 5: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

280.00

260.00

240.00

220.00

200.00

ador Colbun 1: Total Active Power in MWador Colbun 2: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

r Pehuenche 1: Total Active Power in MWGenerador Pehuenche 2: m:Psum:bus1

30.0020.0010.000.00 [s]

137.50

125.00

112.50

100.00

87.50

75.00

62.50

dor El Toro 1: Total Active Power in MWdor El Toro 2: Total Active Power in MWdor El Toro 3: Total Active Power in MWdor El Toro 4: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

175.00

150.00

125.00

100.00

75.00

50.00

25.00

ador Antuco 1: Total Active Power in MWador Antuco 2: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

225.00

200.00

175.00

150.00

125.00

100.00

ador Pangue 1: Total Active Power in MWGenerador Pangue 2: m:Psum:bus1

30.0020.0010.000.00 [s]

210.00

180.00

150.00

120.00

90.00

60.00

rador Ralco 1: Total Active Power in MWGenerador Ralco 2: m:Psum:bus1

30.0020.0010.000.00 [s]

100.00

90.00

80.00

70.00

60.00

Canutillar 1: Total Active Power in MW Canutillar 2: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

or Cipreses 1: Total Active Power in MWor Cipreses 2: Total Active Power in MWGenerador Cipreses 3: m:Psum:bus1erador Isla 1: Total Active Power in MWerador Isla 2: Total Active Power in MW

CDEC-SIC Gen.(MW)

Date: 2010

Annex: /9

DIg

SILE

NT




30.0020.0010.000.00 [s]

200.00

180.00

160.00

140.00

120.00

100.00

or Guacolda 1: Total Active Power in MWor Guacolda 2: Total Active Power in MWor Guacolda 3: Total Active Power in MWor Guacolda 4: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

262.50

250.00

237.50

225.00

212.50

200.00

187.50

Isidro II TG: Total Active Power in MW30.0020.0010.000.00 [s]

137.50

125.00

112.50

100.00

87.50

75.00

Isidro II TV: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

175.00

150.00

125.00

100.00

75.00

50.00

V: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar30.0020.0010.000.00 [s]

140.00

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

V: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar

30.0020.0010.000.00 [s]

450.00

400.00

350.00

300.00

250.00

200.00

150.00

en Bocamina 2: Total Active Power in MWr Santa María: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

A: Total Reactive Power/LV-Side in MvarA: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar3: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar

30.0020.0010.000.00 [s]

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

6: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar

30.0020.0010.000.00 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

Pta Colorada: Total Active Power in MWerador Canela: Total Active Power in MW Canela II C5: Total Active Power in MWte Redondo 05: Total Active Power in MWrador Totoral: Total Active Power in MW

CDEC-SIC Gen.(1)

Date: 2010

Annex: /7

DIg

SILE

NT




30.0020.0010.000.00 [s]

80.00

70.00

60.00

50.00

40.00

Gen Confluencia G1: Total Active Power in MW30.0020.0010.000.00 [s]

70.00

60.00

50.00

40.00

30.00

20.00

Gen La Higuera G1: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

280.00

240.00

200.00

160.00

120.00

80.00

40.00

Generador San Isidro II TG: Total Active Power in MWGenerador San Isidro II TV: Total Active Power in MW

30.0020.0010.000.00 [s]

450.00

400.00

350.00

300.00

250.00

200.00

150.00

Gen Bocamina 2: Total Active Power in MWGenerador Santa María: Total Active Power in MW

CDEC-SIC Gen.(2)

Date: 2010

Annex: /6

DIg

SILE

NT




30.0020.0010.000.00 [s]

60.00

50.00

40.00

30.00

20.00

10.00

r Rapel 1: Total Reactive Power in Mvarr Rapel 2: Total Reactive Power in Mvarr Rapel 3: Total Reactive Power in Mvarr Rapel 4: Total Reactive Power in Mvarr Rapel 5: Total Reactive Power in Mvar

30.0020.0010.000.00 [s]

150.00

120.00

90.00

60.00

30.00

0.00

Colbun 1: Total Reactive Power in Mvar Colbun 2: Total Reactive Power in Mvar

30.0020.0010.000.00 [s]

300.00

200.00

100.00

0.00

huenche 1: Total Reactive Power in MvarGenerador Pehuenche 2: m:Qsum:bus1

30.0020.0010.000.00 [s]

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

El Toro 1: Total Reactive Power in MvarEl Toro 2: Total Reactive Power in MvarEl Toro 3: Total Reactive Power in MvarEl Toro 4: Total Reactive Power in Mvar

30.0020.0010.000.00 [s]

125.00

100.00

75.00

50.00

25.00

0.00

-25.00

Antuco 1: Total Reactive Power in Mvar Antuco 2: Total Reactive Power in Mvar

30.0020.0010.000.00 [s]

200.00

160.00

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

Pangue 1: Total Reactive Power in MvarGenerador Pangue 2: m:Qsum:bus1

30.0020.0010.000.00 [s]

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

r Ralco 1: Total Reactive Power in MvarGenerador Ralco 2: m:Qsum:bus1

30.0020.0010.000.00 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

utillar 1: Total Reactive Power in Mvarutillar 2: Total Reactive Power in Mvar

30.0020.0010.000.00 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

ipreses 1: Total Reactive Power in Mvaripreses 2: Total Reactive Power in MvarGenerador Cipreses 3: m:Qsum:bus1or Isla 1: Total Reactive Power in Mvaror Isla 2: Total Reactive Power in Mvar

CDEC-SIC Gen.(MVAr)

Date: 2010

Annex: /10

DIg

SILE

NT




30.0020.0010.000.00 [s]

-10.00

-20.00

-30.00

-40.00

-50.00

Generador Rapel 1: GradosGenerador Rapel 2: GradosGenerador Rapel 3: GradosGenerador Rapel 4: GradosGenerador Rapel 5: Grados

30.0020.0010.000.00 [s]

10.00

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

-40.00

Generador Colbun 1: GradosGenerador Colbun 2: Grados

30.0020.0010.000.00 [s]

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

Generador Pehuenche 1: GradosGenerador Pehuenche 2: Grados

30.0020.0010.000.00 [s]

30.00

27.00

24.00

21.00

18.00

15.00

Generador El Toro 1: GradosGenerador El Toro 2: GradosGenerador El Toro 3: GradosGenerador El Toro 4: Grados

30.0020.0010.000.00 [s]

16.00

12.00

8.00

4.00

0.00

-4.00

Generador Antuco 1: GradosGenerador Antuco 2: Grados

30.0020.0010.000.00 [s]

18.00

15.00

12.00

9.00

6.00

3.00

0.00

Generador Pangue 1: GradosGenerador Pangue 2: Grados

30.0020.0010.000.00 [s]

1.00E-12

8.00E-13

6.00E-13

4.00E-13

2.00E-13

5.05E-29

-2.00E-1..

Generador Ralco 1: GradosGenerador Ralco 2: Grados

30.0020.0010.000.00 [s]

16.00

12.00

8.00

4.00

0.00

-4.00

Generador Canutillar 1: GradosGenerador Canutillar 2: Grados

30.0020.0010.000.00 [s]

20.00

16.00

12.00

8.00

4.00

0.00

-4.00

Generador Cipreses 1: GradosGenerador Cipreses 2: GradosGenerador Cipreses 3: GradosGenerador Isla 1: GradosGenerador Isla 2: Grados

CDEC-SIC Angulo rel.

Date: 2010

Annex: /12

DIg

SILE

NT




30.0020.0010.000.00 [s]

2.10

1.80

1.50

1.20

0.90

0.60

0.30

CCSS M 3: Phase Current, Magnitude A/Terminal i in kACCSS M 3: Phase Current, Magnitude B/Terminal i in kACCSS M 3: Phase Current, Magnitude C/Terminal i in kA

30.0020.0010.000.00 [s]

2.10

1.80

1.50

1.20

0.90

0.60

0.30


30.0020.0010.000.00 [s]

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

0.00

-0.25


30.0020.0010.000.00 [s]

2.50

2.00

1.50

1.00

0.50

0.00

-0.50


CDEC-SIC CCSS

Date: 2010

Annex: /2

DIg

SILE

NT




7.9.4 Zona V Región Fallas Quillota – San Pedro 1x110 kV

19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

350.00

300.00

250.00

200.00

150.00

100.00

50.00

San Luis - Agua Santa 220 kV: Total Active Power/Terminal i in MW19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

200.00

150.00

100.00

50.00

0.00

-50.00

Quillota - San Pedro 110 kV: Total Active Power/Terminal j in MW

19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

350.00

300.00

250.00

200.00

150.00

100.00

50.00

Agua Santa 220/110/60 kV: Total Active Power/HV-Side in MW

1.210 s313.512 MW

1.902 s309.709 MW

19.863 s305.290 MW

CDEC-SIC Transf_VReg

Date: 2010

Annex: /7

DIg

SILE

NT




19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

0.00

SPe\H1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Miraf\H: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.LVeg\H2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.ASanta\H: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

19.930 s 0.977 p.u.

CDEC-SIC V_110

Date: 2010

Annex: /9

DIg

SILE

NT




19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500

ASanta\J: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Quill\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.S/E San Luis\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Pol\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

19.856 s 1.000 p.u.

CDEC-SIC V_220

Date: 2010

Annex: /8

DIg

SILE

NT




19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

50.375

50.250

50.125

50.000

49.875

49.750

SPe\H1: Electrical Frequency in HzMiraf\H: Electrical Frequency in HzLVeg\H2: Electrical Frequency in HzASanta\H: Electrical Frequency in Hz

CDEC-SIC f_110

Date: 2010

Annex: /3

DIg

SILE

NT




19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

50.30

50.20

50.10

50.00

49.90

49.80

ASanta\J: Electrical Frequency in HzQuill\J1: Electrical Frequency in HzS/E San Luis\J1: Electrical Frequency in HzPol\J1: Electrical Frequency in Hz

CDEC-SIC f_220

Date: 2010

Annex: /2

DIg

SILE

NT




19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Ventanas 1: m:Psum:bus119.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

200.00

175.00

150.00

125.00

100.00

75.00

50.00

Generador Ventanas 2: Total Active Power in MW

19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Los Vientos: m:Psum:bus1

CDEC-SIC GenP_VReg

Date: 2010

Annex: /6

DIg

SILE

NT




19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Ventanas 1: m:Qsum:bus119.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

Generador Ventanas 2: Total Reactive Power in Mvar

19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Los Vientos: m:Qsum:bus1

CDEC-SIC GenQ_VReg

Date: 2010

Annex: /5

DIg

SILE

NT




19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Ventanas 1: c:firel19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

-32.00

-36.00

-40.00

-44.00

-48.00

-52.00

Generador Ventanas 2: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

19.99915.99912.0007.99973.9999-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Los Vientos: c:firel

CDEC-SIC GenAng_VReg

Date: 2010

Annex: /4

DIg

SILE

NT




7.9.5 Zona V Región Falla San Luis – Agua Santa 1x220 kV

20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

250.00

200.00

150.00

100.00

50.00

0.00

-50.00

San Luis - Agua Santa 220 kV: Total Active Power/Terminal i in MW20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

300.00

250.00

200.00

150.00

100.00

50.00

0.00

Quillota - San Pedro 110 kV: Total Active Power/Terminal j in MW

1.873 s248.667 MW

2.655 s245.257 MW

19.782 s240.289 MW

20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

160.00

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

Agua Santa 220/110/60 kV: Total Active Power/HV-Side in MW

CDEC-SIC Transf_VReg

Date: 2010

Annex: /7

DIg

SILE

NT




20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20

SPe\H1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Miraf\H: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.LVeg\H2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.ASanta\H: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

19.916 s 0.986 p.u.

CDEC-SIC V_110

Date: 2010

Annex: /9

DIg

SILE

NT




20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

0.00

ASanta\J: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Quill\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.S/E San Luis\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Pol\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

19.700 s 0.951 p.u.

CDEC-SIC V_220

Date: 2010

Annex: /8

DIg

SILE

NT




20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

50.40

50.30

50.20

50.10

50.00

49.90

SPe\H1: Electrical Frequency in HzMiraf\H: Electrical Frequency in HzLVeg\H2: Electrical Frequency in HzASanta\H: Electrical Frequency in Hz

19.735 s50.016 Hz

CDEC-SIC f_110

Date: 2010

Annex: /3

DIg

SILE

NT




20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

50.500

50.375

50.250

50.125

50.000

49.875

ASanta\J: Electrical Frequency in HzQuill\J1: Electrical Frequency in HzS/E San Luis\J1: Electrical Frequency in HzPol\J1: Electrical Frequency in Hz

19.917 s50.016 Hz

CDEC-SIC f_220

Date: 2010

Annex: /2

DIg

SILE

NT




20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

140.00

120.00

100.00

80.00

60.00

Generador Ventanas 1: Total Active Power in MW20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

160.00

140.00

120.00

100.00

80.00

60.00

Generador Ventanas 2: Total Active Power in MW

20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Los Vientos: m:Psum:bus1

CDEC-SIC GenP_VReg

Date: 2010

Annex: /6

DIg

SILE

NT




20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

200.00

150.00

100.00

50.00

0.00

-50.00

Generador Ventanas 1: Total Reactive Power in Mvar20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

Generador Ventanas 2: Total Reactive Power in Mvar

20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Los Vientos: m:Qsum:bus1

CDEC-SIC GenQ_VReg

Date: 2010

Annex: /5

DIg

SILE

NT




20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

6.00

3.00

0.00

-3.00

-6.00

-9.00

-12.00

Generador Ventanas 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

-12.00

-16.00

-20.00

-24.00

-28.00

-32.00

Generador Ventanas 2: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

20.00016.00012.0007.99993.99990.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Los Vientos: c:firel

CDEC-SIC GenAng_VReg

Date: 2010

Annex: /4

DIg

SILE

NT




7.9.6 Zona Centro 220 kV Falla 1x220 kV Polpaico – Cerro Navia

16.0012.008.004.000.00 [s]

140.00

120.00

100.00

80.00

60.00

Alto Jahuel - Arra. Chena 220 kV L1: Total Active Power/Terminal i in MWAlto Jahuel - Arra. Chena 220 kV L2: Total Active Power/Terminal i in MW

16.0012.008.004.000.00 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

Cerro Navia - Polpaico 220 kV - L2: Total Active Power/Terminal j in MW

16.0012.008.004.000.00 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

Polpaico - Lampa 220kV: Total Active Power/Terminal j in MW

CDEC-SIC Transfer_220

Date: 2010

Annex: /3

DIg

SILE

NT




16.0012.008.004.000.00 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

Polpaico - Lampa 220kV: Total Active Power/Terminal j in MW

4.249 s320.563 MW

5.270 s318.034 MW

14.986 s314.273 MW

CDEC-SIC Transfer_220(1)

Date: 2010

Annex: /2

DIg

SILE

NT




16.0012.008.004.000.00 [s]

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

0.00

Quill\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Pol\J2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.CNAV\J2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.AJah\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

14.836 s 0.996 p.u.

14.849 s 1.045 p.u.

CDEC-SIC Tension_220

Date: 2010

Annex: /5

DIg

SILE

NT




16.0012.008.004.000.00 [s]

50.60

50.40

50.20

50.00

49.80

49.60

Quill\J1: Electrical Frequency in HzPol\J2: Electrical Frequency in HzCNAV\J2: Electrical Frequency in HzAJah\J1: Electrical Frequency in Hz

7.125 s49.958 Hz

CDEC-SIC Frecuencia_220

Date: 2010

Annex: /4

DIg

SILE

NT




16.0012.008.004.000.00 [s]

70.00

60.00

50.00

40.00

30.00

rador Rapel 1: Total Active Power in MWrador Rapel 2: Total Active Power in MWrador Rapel 3: Total Active Power in MWrador Rapel 4: Total Active Power in MWrador Rapel 5: Total Active Power in MW

16.0012.008.004.000.00 [s]

275.00

250.00

225.00

200.00

175.00

150.00

ador Colbun 1: Total Active Power in MWador Colbun 2: Total Active Power in MW

16.0012.008.004.000.00 [s]

360.00

320.00

280.00

240.00

200.00

160.00

120.00

r Pehuenche 1: Total Active Power in MWGenerador Pehuenche 2: m:Psum:bus1

16.0012.008.004.000.00 [s]

130.00

120.00

110.00

100.00

90.00

80.00

dor El Toro 1: Total Active Power in MWdor El Toro 2: Total Active Power in MWdor El Toro 3: Total Active Power in MWdor El Toro 4: Total Active Power in MW

16.0012.008.004.000.00 [s]

140.00

120.00

100.00

80.00

60.00

ador Antuco 1: Total Active Power in MWador Antuco 2: Total Active Power in MW

16.0012.008.004.000.00 [s]

220.00

200.00

180.00

160.00

140.00

120.00

ador Pangue 1: Total Active Power in MWGenerador Pangue 2: m:Psum:bus1

16.0012.008.004.000.00 [s]

360.00

320.00

280.00

240.00

200.00

160.00

120.00

rador Ralco 1: Total Active Power in MWGenerador Ralco 2: m:Psum:bus1r Pehuenche 1: Total Active Power in MWGenerador Pehuenche 2: m:Psum:bus1

16.0012.008.004.000.00 [s]

95.00

90.00

85.00

80.00

75.00

70.00

65.00

Canutillar 1: Total Active Power in MW Canutillar 2: Total Active Power in MW

16.0012.008.004.000.00 [s]

40.00

35.00

30.00

25.00

20.00

15.00

10.00

or Cipreses 1: Total Active Power in MWor Cipreses 2: Total Active Power in MWGenerador Cipreses 3: m:Psum:bus1erador Isla 1: Total Active Power in MWerador Isla 2: Total Active Power in MW

CDEC-SIC Gen.(MW)

Date: 2010

Annex: /7

DIg

SILE

NT




16.0012.008.004.000.00 [s]

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

r Rapel 1: Total Reactive Power in Mvarr Rapel 2: Total Reactive Power in Mvarr Rapel 3: Total Reactive Power in Mvarr Rapel 4: Total Reactive Power in Mvarr Rapel 5: Total Reactive Power in Mvar

16.0012.008.004.000.00 [s]

150.00

120.00

90.00

60.00

30.00

0.00

Colbun 1: Total Reactive Power in Mvar Colbun 2: Total Reactive Power in Mvar

16.0012.008.004.000.00 [s]

200.00

160.00

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

huenche 1: Total Reactive Power in MvarGenerador Pehuenche 2: m:Qsum:bus1

16.0012.008.004.000.00 [s]

50.00

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

El Toro 1: Total Reactive Power in MvarEl Toro 2: Total Reactive Power in MvarEl Toro 3: Total Reactive Power in MvarEl Toro 4: Total Reactive Power in Mvar

16.0012.008.004.000.00 [s]

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

Antuco 1: Total Reactive Power in Mvar Antuco 2: Total Reactive Power in Mvar

16.0012.008.004.000.00 [s]

125.00

100.00

75.00

50.00

25.00

0.00

-25.00

Pangue 1: Total Reactive Power in MvarGenerador Pangue 2: m:Qsum:bus1

16.0012.008.004.000.00 [s]

200.00

150.00

100.00

50.00

0.00

-50.00

r Ralco 1: Total Reactive Power in MvarGenerador Ralco 2: m:Qsum:bus1

16.0012.008.004.000.00 [s]

20.00

16.00

12.00

8.00

4.00

0.00

-4.00

utillar 1: Total Reactive Power in Mvarutillar 2: Total Reactive Power in Mvar

16.0012.008.004.000.00 [s]

20.00

10.00

0.00

-10.00

ipreses 1: Total Reactive Power in Mvaripreses 2: Total Reactive Power in MvarGenerador Cipreses 3: m:Qsum:bus1or Isla 1: Total Reactive Power in Mvaror Isla 2: Total Reactive Power in Mvar

CDEC-SIC Gen.(MVAr)

Date: 2010

Annex: /8

DIg

SILE

NT




7.9.7 Zona Concepción Falla 1x220 kV Charrúa – Concepción

14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

Charrúa - Concepción 220 kV: Total Active Power/Terminal i in MW14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

300.00

250.00

200.00

150.00

100.00

50.00

0.00

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

14.944 s238.002 MW

1.769 s240.619 MW

4.111 s242.489 MW

5.418 s240.577 MW 0.955 s

256.121 MW

14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

150.00

125.00

100.00

75.00

50.00

25.00

0.00

Charrúa - Concepción 154 kV: Total Active Power/Terminal i in MW

CDEC-SIC Transf_Concepcion

Date: 2010

Annex: /5

DIg

SILE

NT




14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20

Concep\J: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Hualpe\J: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Laguni\J2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Cha\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

CDEC-SIC Tensiones_Concepcion220

Date: 2010

Annex: /9

DIg

SILE

NT




14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20

Concep\A1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Hualpe\A: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Laguni\A2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Corone\A: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.SVicen\A2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Cha\A1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

CDEC-SIC Tension_Concepcion154

Date: 2010

Annex: /7

DIg

SILE

NT




14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

50.625

50.500

50.375

50.250

50.125

50.000

49.875

Concep\J: Electrical Frequency in HzHualpe\J: Electrical Frequency in HzLaguni\J2: Electrical Frequency in HzCha\J1: Electrical Frequency in Hz

14.936 s49.993 Hz

CDEC-SIC Frecuencia_Concepcion220

Date: 2010

Annex: /8

DIg

SILE

NT




14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

50.625

50.500

50.375

50.250

50.125

50.000

49.875

Concep\A1: Electrical Frequency in HzHualpe\A: Electrical Frequency in HzLaguni\A2: Electrical Frequency in HzCorone\A: Electrical Frequency in HzSVicen\A2: Electrical Frequency in HzCha\A1: Electrical Frequency in Hz

14.874 s49.993 Hz


Date: 2010

Annex: /6

DIg

SILE

NT




14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Gen Bocamina 2: m:Psum:bus114.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Bocamina: m:Psum:bus114.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

70.00

60.00

50.00

40.00

30.00

or PetroPower: Total Active Power in MW

14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

50.00

45.00

40.00

35.00

30.00

25.00

20.00

(EQU. 66 kV): Total Active Power in MW

14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

500.00

400.00

300.00

200.00

100.00

r Santa María: Total Active Power in MW

CDEC-SIC GenP_Concepcion

Date: 2010

Annex: /4

DIg

SILE

NT




14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Gen Bocamina 2: m:Qsum:bus114.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Bocamina: m:Qsum:bus114.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

etroPower: Total Reactive Power in Mvar

14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

60.00

40.00

20.00

0.00

-20.00

U. 66 kV): Total Reactive Power in Mvar

14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

500.00

375.00

250.00

125.00

0.00

-125.00

nta María: Total Reactive Power in Mvar

CDEC-SIC GenQ_Concepcion

Date: 2010

Annex: /3

DIg

SILE

NT




14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Gen Bocamina 2: c:firel14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Bocamina: c:firel14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

3.00

0.00

-3.00

-6.00

-9.00

-12.00

-15.00

rence to reference machine angle in deg

14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

12.00

8.00

4.00

0.00

-4.00

-8.00


14.99911.9998.99955.99972.9998-0.0000 [s]

28.00

24.00

20.00

16.00

12.00

8.00


CDEC-SIC GenAng_Concepcion

Date: 2010

Annex: /2

DIg

SILE

NT




7.9.8 Zona Concepción Falla Charrúa – Hualpén 1x220 kV

15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

300.00

250.00

200.00

150.00

100.00

50.00

0.00


4.145 s261.050 MW

5.411 s259.237 MW

14.911 s256.352 MW

15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

400.00

300.00

200.00

100.00

0.00

-100.00

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

15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

150.00

125.00

100.00

75.00

50.00

25.00

0.00


CDEC-SIC Transf_Concepcion

Date: 2010

Annex: /5

DIg

SILE

NT




15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20

Concep\J: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Hualpe\J: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Laguni\J2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Cha\J1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

CDEC-SIC Tensiones_Concepcion220

Date: 2010

Annex: /9

DIg

SILE

NT




15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20

Concep\A1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Hualpe\A: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Laguni\A2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Corone\A: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.SVicen\A2: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.Cha\A1: Line-Ground Voltage, Magnitude in p.u.

CDEC-SIC Tension_Concepcion154

Date: 2010

Annex: /7

DIg

SILE

NT




15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

50.50

50.40

50.30

50.20

50.10

50.00

49.90

Concep\J: Electrical Frequency in HzHualpe\J: Electrical Frequency in HzLaguni\J2: Electrical Frequency in HzCha\J1: Electrical Frequency in Hz

14.923 s49.989 Hz


Date: 2010

Annex: /8

DIg

SILE

NT




15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

50.625

50.500

50.375

50.250

50.125

50.000

49.875

Concep\A1: Electrical Frequency in HzHualpe\A: Electrical Frequency in HzLaguni\A2: Electrical Frequency in HzCorone\A: Electrical Frequency in HzSVicen\A2: Electrical Frequency in HzCha\A1: Electrical Frequency in Hz

14.884 s49.990 Hz


Date: 2010

Annex: /6

DIg

SILE

NT




15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Gen Bocamina 2: m:Psum:bus115.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Bocamina: m:Psum:bus115.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

70.00

60.00

50.00

40.00

30.00

or PetroPower: Total Active Power in MW

15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

40.00

30.00

20.00

10.00

0.00

(EQU. 66 kV): Total Active Power in MW

15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

500.00

400.00

300.00

200.00

100.00

r Santa María: Total Active Power in MW

CDEC-SIC GenP_Concepcion

Date: 2010

Annex: /4

DIg

SILE

NT




15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Gen Bocamina 2: m:Qsum:bus115.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Bocamina: m:Qsum:bus115.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

etroPower: Total Reactive Power in Mvar

15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

62.50

50.00

37.50

25.00

12.50

0.00

-12.50

U. 66 kV): Total Reactive Power in Mvar

15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

500.00

375.00

250.00

125.00

0.00

-125.00

nta María: Total Reactive Power in Mvar

CDEC-SIC GenQ_Concepcion

Date: 2010

Annex: /3

DIg

SILE

NT




15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Gen Bocamina 2: c:firel15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

1.05

1.04

1.03

1.02

1.01

1.00

Generador Bocamina: c:firel15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

0.00

-4.00

-8.00

-12.00

-16.00

-20.00


15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

-10.00

-20.00

-30.00

-40.00

-50.00


15.00012.0008.99985.99992.99990.0000 [s]

24.00

20.00

16.00

12.00

8.00

4.00


CDEC-SIC GenAng_Concepcion

Date: 2010

Annex: /2

DIg

SILE

NT

Documents

ESTUDIO DE RESTRICCIONES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN · establecen en el capítulo 5 de la NT, y que se indican a continuación para estado normal y estado de alerta: • Factor