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Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 1 - Informe de avance N°1
INFORME DE AVANCE N°1
REVISIÓN 2014 ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL
CUATRIENIO 2011-2014
Dirección de Peajes
CDEC-SIC
08 de julio de 2014
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 2 - Informe de avance N°1
ÍNDICE DE CONTENIDO
1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................................. 5
2 CONSIDERACIONES GENERALES .................................................................................................................. 6
2.1 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA .................................................................. 6 2.2 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS .......................................................................................................... 7 2.1 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES ......................................................................................................... 8 2.2 PLAZOS ESTIMADOS DE CONSTRUCCIÓN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL .............................. 9
3 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................ 11
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA ............................................... 11 3.2 AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS .................................................................................................... 11
4 SISTEMA DE GENERACIÓN ........................................................................................................................... 13
4.1 DISPONIBILIDAD DE GNL ............................................................................................................................................... 15
5 SISTEMA DE TRANSMISIÓN ........................................................................................................................ 16
5.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS .......................................................................................... 16 5.2 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN ................................................................................................................................... 18 5.3 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO ...................................................................................................................... 19
6 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN ................................................................................. 20
6.1 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS ....................................................................................................................................... 20 6.2 EXIGENCIAS DE LA NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO ................................. 21 6.2.1 CRITERIOS PARA LOS ANÁLISIS DE ESTABILIDAD. ............................................................................................................. 22
7 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE SUFICIENCIA ....................... 24
7.1 LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN ..................................................................................... 24 7.1.1 DEMANDA PROYECTADA ....................................................................................................................................................... 28
8 DIAGNOSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL
31
8.1 ZONA NORTE ............................................................................................................................................................................ 31 8.1.1 TRAMO CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO ........................................................................................................................ 32
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 3 - Informe de avance N°1
8.1.2 TRAMO MAITENCILLO - CARDONES .................................................................................................................................... 34 8.1.3 TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA – MAITENCILLO ..................................................................................... 37 8.1.4 TRAMOS NOGALES – PAN DE AZÚCAR ............................................................................................................................... 39 8.1.5 TRAMOS POLPAICO – NOGALES .......................................................................................................................................... 44 8.2 ZONA CENTRO .......................................................................................................................................................................... 47 8.2.1 TRAMO LAMPA – POLPAICO ................................................................................................................................................. 47 8.2.2 TRAMO CHENA - CERRO NAVIA ........................................................................................................................................... 48 8.2.3 TRAMO ALTO JAHUEL – CHENA ........................................................................................................................................... 48 8.2.4 TRAMOS RAPEL – A. MELIPILLA – LO AGUIRRE – CERRO NAVIA ................................................................................. 49 8.2.5 SISTEMA DE 500 KV ENTRE ALTO JAHUEL Y POLPAICO ................................................................................................. 53 8.2.6 SISTEMA ANCOA AL NORTE 500 KV .................................................................................................................................. 56 8.2.7 TRAMO ANCOA 500/220 KV ............................................................................................................................................. 57 8.2.8 TRAMO ANCOA – COLBÚN 220 KV ..................................................................................................................................... 58 8.2.9 TRAMO COLBÚN – CANDELARIA 220 KV .......................................................................................................................... 59 8.2.10 TRAMO CANDELARIA – ALTO JAHUEL 220 KV .............................................................................................................. 59 8.2.11 TRAMO ANCOA – ITAHUE ................................................................................................................................................... 60 8.3 ZONA SUR ................................................................................................................................................................................. 62 8.3.1 TRAMO CHARRÚA – ANCOA ................................................................................................................................................. 62 8.3.2 TRAMOS CHARRÚA - LAGUNILLAS 220 KV Y CHARRÚA - HUALPÉN 220 KV ............................................................. 64 8.3.3 TRAMO CAUTÍN – MULCHÉN - CHARRÚA 220 KV ........................................................................................................... 66 8.3.4 TRAMO CAUTÍN – VALDIVIA ................................................................................................................................................ 68 8.3.5 TRAMO CIRUELOS – PICHIRROPULLI .................................................................................................................................. 71 8.3.6 SISTEMA AL SUR DE S.E. PICHIRROPULLI ........................................................................................................................... 74
9 ANÁLISIS DE SUBESTACIONES ................................................................................................................... 77
9.1 ANTECEDENTES GENERALES.................................................................................................................................................. 78 9.1.1 SUBESTACIONES CHARRÚA Y ALTO JAHUEL ...................................................................................................................... 78 9.1.2 SUBESTACIONES PUERTO MONTT Y PICHIRROPULLI ....................................................................................................... 78 9.2 S.E. CHARRÚA .......................................................................................................................................................................... 79 9.2.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES ...................................................................................... 79 9.2.2 CONFIGURACION Y CAPACIDAD DE BARRAS ...................................................................................................... 80 9.2.3 CAPACIDAD DE SERVICIOS AUXILIARES ............................................................................................................... 81 9.2.4 NUEVOS PROYECTOS ...................................................................................................................................................... 82 9.2.5 NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN .................................................................................................... 85 9.2.6 OTRAS CONSIDERACIONES RELEVANTES ............................................................................................................ 88 9.3 S/E ALTO JAHUEL .............................................................................................................................................................. 89 9.3.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES .............................................................. 89 9.3.2 CONFIGURACIÓN Y CAPACIDAD DE BARRAS ...................................................................................................... 90 9.3.3 CAPACIDAD DE SERVICIOS AUXILIARES ............................................................................................................... 91 9.3.4 PROYECTOS FUTUROS ................................................................................................................................................... 92 9.3.5 NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN .................................................................................................... 92 9.4 S.E. PUERTO MONTT .............................................................................................................................................................. 99 9.4.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES .............................................................. 99 9.4.2 NIVEL DE CONGESTIÓN Y POSIBILIDAD DE AMPLIACIÓN ............................................................................ 99 9.5 S.E. PICHIRROPULLI ..............................................................................................................................................................106 9.5.1 NIVEL DE AMPLIACIÓN Y POSIBILIDAD DE CONGESTIÓN ..........................................................................107
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 4 - Informe de avance N°1
10 CONCLUSIONES .............................................................................................................................................. 108
ANEXO 1........................................................................................................................................................................ 111
ANEXO 2........................................................................................................................................................................ 112
ANEXO 3........................................................................................................................................................................ 113
ANEXO 4........................................................................................................................................................................ 114
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 5 - Informe de avance N°1
1 INTRODUCCIÓN
De acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 99 del DFL Nº 4/2006, anualmente la Dirección de
Peajes (DP) del CDEC-SIC debe realizar, sobre la base del Informe Técnico señalado en el
Artículo 91 de la ley, una propuesta a la Comisión Nacional de Energía (CNE) de las obras de
Transmisión Troncal que deban realizarse o iniciarse en el período siguiente, para posibilitar
el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad y seguridad de
servicio vigentes; o la no realización de obras en ese período. Además, podrá considerar tanto
los proyectos de transmisión troncal contemplados en el Informe Técnico como los que sean
presentados a la DP por sus promotores.
La revisión a realizar en el presente periodo 2014, se basa en el “Informe Técnico para la
determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal,
Cuatrienio 2011-2014'', aprobado mediante la Res. Ex. Nº 194 del 19 de abril de 2011 de la
CNE, y rectificada mediante Res. Ex. Nº 232 del 05 de mayo de 2011, en adelante el “Informe
Técnico''. El Informe Técnico contiene las obras de transmisión troncal que deben ser
iniciadas dentro del Período Tarifario 2011-2014, en base a los resultados del “Estudio de
Transmisión Troncal'' (ETT). La presente revisión además incorpora en su desarrollo las
obras decretadas en virtud de los planes de expansión del Sistema de Transmisión Troncal
para los meses siguientes a la emisión de la Res. Ex N°194/2011, indicando las obras
necesarias para el abastecimiento de la demanda.
El presente informe tiene por objeto describir los análisis y conclusiones derivados de
proyectar los niveles de utilización del sistema de transmisión troncal para determinar, a
modo de diagnóstico, los tramos sobre los cuales resultaría pertinente evaluar expansiones.
Para estos efectos se ha realizado un análisis de los flujos esperados por los elementos serie
del sistema de transmisión troncal, poniendo atención en aquellos tramos en los que las
transferencias sean superiores a las máximas admisibles con el nivel de seguridad coherente
con el criterio N-1 en el período comprendido entre la fecha en la que sea posible la puesta en
servicio de la obra propuesta y el final del horizonte de planificación. Considerando los plazos
constructivos de las posibles obras de expansión, se presta especial atención al
comportamiento de los flujos de potencia que se observan hasta el final del horizonte de
estudio y que parten en enero de 2018, fecha a partir de la cual se estima pudieran entrar en
servicio las expansiones a recomendar en la presente revisión.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 6 - Informe de avance N°1
2 CONSIDERACIONES GENERALES
2.1 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA
A continuación se describen los principales supuestos empleados en la modelación del
problema de coordinación hidrotérmica multinodal – multiembalse considerados para
representar la situación de despacho y transferencias esperados.
- Se considera un período de planificación que se inicia en abril de 2014 y termina en
marzo de 2029. El software empleado para resolver el problema de coordinación
hidrotérmica es PLP versión 2.18.
- La modelación considera el plan de obras de generación, costos y disponibilidad de
combustible de las bases OSE del Informe de Precios de Nudo de abril de 2014
elaborado por la CNE.
- Se han modelado las obras de transmisión troncal aprobadas por decreto a la fecha de
este informe, considerando las fechas estimadas de puesta en servicio informadas por
los propietarios de los sistemas de transmisión.
- La aleatoriedad hidrológica se ha considerado mediante series hidrológicas,
construidas a partir de los años hidrológicos 1960/61 al 2011/12.
- La aleatoriedad eólica se ha considerado mediante series de ventosidad, construidas a
partir de la información histórica de las centrales actualmente en operación.
- La aleatoriedad solar se ha considerado mediante series de niveles de radiación,
construidas a partir de mediciones de radiación solar en la zona norte del SIC.
- Para efectos de este avance se aplican los límites de transmisión calculados en el
informe de revisión 2013 del ETT. En la siguiente versión se actualizarán los análisis
eléctricos.
- Para la modelación de los transformadores desfasadores de la S.E. Cerro Navia se
realiza una simulación de la operación del SIC mediante el modelo de coordinación
hidrotérmica, liberando las restricciones de transmisión de la línea Cerro Navia –
Polpaico 2x220 kV. De los resultados se determina cuáles son las etapas en que las
transferencias resultan mayores al límite operativo esperado para el tramo. Luego,
sobre dichas etapas, y para todas las series hidrológicas, se modela un aumento del
paso de derivación en el transformador desfasador mediante la modificación de la
reactancia del tramo, verificando posteriormente que con el paso asignado no se
supere el flujo máximo en ninguna de las hidrologías simuladas.
La reactancia a aplicar corresponde al valor equivalente al aumento de pasos en el
transformador desfasador. Esta se obtiene mediante la simulación de flujos de
potencia AC de variados escenarios de despachos, con los cuales se extraen las
transferencias por los circuitos y los ángulos en los extremos del tramo calculando
algebraicamente la reactancia equivalente a partir de los pasos de operación en el
transformador.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 7 - Informe de avance N°1
- En cumplimiento con lo establecido en el artículo 5-5 de la Norma Técnica de
Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante indistintamente Norma Técnica, NTSyCS
o NT, se considera la aplicación del criterio N-1 en las alternativas estudiadas. Además,
de acuerdo a este mismo artículo, la aplicación del criterio señalado no considera la
utilización de los recursos EDAC, EDAG ni ERAG activados por señal específica.
- En la modelación se han incorporado los sistemas SIC (145 barras, 286 centrales, 192
línea) y SING (77 barras, 56 centrales, 92 líneas), con los datos proveniente del modelo
correspondiente al ITPND de abril de 2014. Estos sistemas eléctricos se han
interconectado a partir de enero de 2021.
- En la modelación se han considerado 5 bloques de demanda mensuales desde enero
de 2017 hasta diciembre de 2026, con la finalidad de representar adecuadamente las
transferencias esperadas para diversas condiciones de consumo durante el período
más relevante. Para el resto del horizonte se consideró 1 bloque mensual.
2.2 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS
La variabilidad de los vientos incidentes a las centrales eólicas, implica una considerable
volatilidad en la inyección de energía al sistema eléctrico, lo cual influye en los flujos de
potencia a través de las líneas del sistema de transmisión troncal. Debido a la inclusión de
proyectos eólicos en el SIC, se efectuó una modelación más detallada de la generación de estas
centrales para dar cuenta de su estocasticidad. El procedimiento de modelación se explica a
continuación.
Como parte del proceso de modelación de la demanda, en cada sub-período mensual se
construye una curva de duración a partir de la cual se seleccionan los bloques que
representen de mejor manera la curva horaria de demanda, así cada bloque contiene un
conjunto de horas de demanda asignadas.
Para efectos de la modelación eólica, para cada mes y para cada uno de sus bloques, se
selecciona el conjunto de generaciones horarias que la central Canela presentó el año 2009,
correspondiente con las horas del año de dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la
generación horaria dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones del cual se
extraen los 3 valores coincidentes con el percentil 86%, 53% y el promedio del último tercio
de la curva obtenida. Los niveles de generación seleccionados son los que definen los tres
escenarios de generación eólica para cada bloque del horizonte de estudio, denominados:
“ventoso”, “medio” y “calmo” respectivamente, los cuales son normalizados en base a la
potencia máxima de la central Canela. Así mismo se extrae el máximo y mínimo valor de cada
bloque para representar escenarios donde la generación eólica produce su peak de energía,
escenario “máximo”, y donde no existe ventosidad, escenario “mínimo”.
1. En una segunda etapa, se construye una matriz de generación eólica base, la cual
contiene, para cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 53
hidrologías modeladas, un escenario de ventosidad escogido en forma aleatoria,
respetando la diversidad de escenarios para cada tipo de hidrología. Posteriormente
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 8 - Informe de avance N°1
se construyen las series a incorporar al modelo de coordinación hidrotérmica,
asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes al primer
año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma
forma ajustando sus factores de planta a un valor predefinido esperado.
La modelación de la demanda puede realizarse con distinta cantidad de bloques para distintos
períodos del horizonte de planificación, por lo que la metodología descrita se realiza para cada
período en que se modifique el número de bloques mensuales.
Por otra parte, se agruparon las centrales eólicas en 7 sectores, dando cuenta de la correlación
de los vientos en centrales que se encuentran dentro de un radio de 100 km, según se muestra
a continuación:
Sector Centrales Eólicas
Sector 1 Valle de Los Vientos, Eólico SING I y Eólico SING II
Sector 2 Eólica Tal Tal
Sector 3 Eólica Cabo Leonés, Eólica Punta Colorada
Sector 4
Eólica IV Reg. 01, Eólica IV Reg. 02, Eólica IV Reg. 03, Eólica IV Reg. 04, Eólica IV
Reg. 05, Eólica IV Reg. 06, Eólica IV Reg. 07, Eólica IV Reg. 08, Canela, Canela 2,
Eólica Totoral, Eólica Monteredondo, Talinay Oriente, Talinay Poniente, Eólica El
Arrayán, Eólica Punta Palmera y Eólica Los Cururos
Sector 5
Eólica Lebu, Eólica Ucúquer, Eólica Ucúquer 2, EOLICA_P_CHOME, Eólica
Concepción 01, Eólica Concepción 04, Eólica Concepción 05 y Eólica Concepción
06
Sector 6 Eólica Negrete Cuel y Eólica Collipulli
Sector 7 Eólica San Pedro
Para efecto de representar la variabilidad de una central respecto de aquellas que se
encuentran alejadas geográficamente, los sectores se han construido de manera tal que las
centrales eólicas pertenecientes a un mismo sector posean iguales series de ventosidad en
cada una de las hidrologías.
2.1 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES
La variabilidad de la generación solar ha sido tratada con una metodología similar a la
utilizada para el caso de las centrales eólicas.
En este caso se utilizaron los datos de radiación solar en el norte de Chile que se encuentran
disponibles en la página web del Ministerio de Energía1, cuyas mediciones fueron analizadas
y reprocesadas por el Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE) de
Alemania.
1 http://antiguo.minenergia.cl/minwww/opencms/03_Energias/Otros_Niveles/renovables_noconvenci
onales/Tipos_Energia/energia_solar.html
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 9 - Informe de avance N°1
Se seleccionaron los datos horarios disponibles para la estación Inca de Oro, durante el año
2010, considerando tecnología sin seguimiento, para representar el perfil de generación de la
central modelo.
Para cada mes y para cada uno de sus bloques, se selecciona el conjunto de generaciones
horarias que la central modelo presentó, correspondiente con las horas del año que definen
dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria dentro del bloque,
obteniendo así un conjunto de generaciones, el cual se separa en 6 sub-bloques de igual
tamaño. Para cada uno de estos sub-bloques se calcula el promedio de todos sus datos. Los
niveles de generación seleccionados son los que definen los seis escenarios de generación
solar para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: “radiación 100%”, “radiación
80%”, “radiación 60%”, “radiación 40%”, “radiación 20%”, “radiación 0%”, respectivamente,
los cuales son normalizados en base a la potencia máxima de la central modelo.
En una segunda etapa, se construye una matriz de generación solar base, la cual contiene, para
cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 53 hidrologías modeladas, un
escenario de radiación escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios
para cada tipo de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo
de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos
correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se
construyen de la misma forma.
2.2 PLAZOS ESTIMADOS DE CONSTRUCCIÓN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL
A partir de la experiencia obtenida en las licitaciones anteriores, se han estimado los
siguientes plazos para el proceso administrativo que media entre la publicación del decreto de
expansión que corresponda y el inicio de la construcción de obras que se decretasen:
Figura 1: Estimación de plazos para los procesos administrativos
Con la finalidad de estimar adecuadamente las etapas a partir de las cuales sería posible
aumentar los actuales límites de transmisión y así, evaluar el uso potencial de las
A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A
HITOS DEL PROCESO
Revisión 2014 del ETT CDEC oct-14
Plan de Expansión CNE 3 meses
Panel de Expertos 2 meses
Decreto Ministerio de Energía abr-15
Adjudicación de la obra 4 meses
Inicio de la construcción oct-15
Proceso de llamado a licitación 1 mes
Adjudicación de la obra 8 meses X
Publicación del decreto de adjudicación 2 meses
Inicio de la construcción abr-16
2012 2013 2014
Obra Ampliación
5 meses
Obra Nueva
12 meses
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 10 - Informe de avance N°1
instalaciones del sistema de transmisión troncal para aquellos años en que pudieran
requerirse obras nuevas o ampliaciones, es necesario precisar los plazos de construcción de
los proyectos de transmisión. De esta forma, en general para efectos del presente informe, los
plazos considerados corresponden a aquellos definidos en el Estudio de Transmisión Troncal
que enmarca la presente revisión, los cuales se detallan en la Figura 2.
Figura 2: Plazos de construcción de obras de expansión
…
EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND
OBRA TIPO PLAZO48 meses Abr
LT >80 km al Norte de Charrúa 60 meses Abr
LT >80 km al Sur de Charrúa 66 meses Nov
Cambio de Conductor 24 meses Oct
Tendido 2do circuito 24 meses Oct
LT <80 km al Norte de Charrúa
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Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 11 - Informe de avance N°1
3 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA
La previsión de demanda de energía y potencia por barra se desagregó hasta el nivel
modelado en el programa de coordinación hidrotérmica, para el período comprendido entre
abril de 2014 y marzo de 2029, de acuerdo al tipo de consumo, diferenciando entre libre y
regulado. El comportamiento de cada tipo de consumo se caracteriza a través de curvas de
duración de uno o cinco bloques mensuales.
Para determinar los consumos de los años siguientes (período 2014-2023), se han
considerado las tasas de crecimiento zonales definidas en el Informe Técnico de Precios de
Nudo Definitivo de la CNE de Abril de 2014. Además, para efectos de distribuir
adecuadamente los consumos entre las distintas barras de una misma zona, se ha realizado un
ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo
efectivo. Para los efectos indicados anteriormente, la DP ha solicitado a los clientes libres,
distribuidoras y a aquellas empresas que han hecho pública su intención de desarrollar
proyectos que involucran un aumento relevante de demanda para el SIC, que informen si con
los requisitos para ser considerados como desarrollo efectivo o proyectan estarlo en el corto
plazo.
3.2 AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS
El ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo
efectivo, se realiza siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:
A todos los consumos de clientes libres se aplica una tasa de crecimiento base de 1,8%,
estimada a partir de la tasa de crecimiento promedio obtenida de la información histórica de
los consumos de los clientes libres, excluyéndose los consumos de los clientes que ingresaron
o salieron en el período considerado.
Luego se agregan los consumos considerados en desarrollo efectivo del Cuadro 14, y
finalmente se ajustan los consumos del sistema (a excepción de los considerados
previamente) de forma de alcanzar los niveles de consumo de energía anual que se muestran
en el Cuadro 16 presentado más adelante.
Para efectos de aplicar los crecimientos a los consumos regulados, las cargas se agruparon
definiendo seis zonas:
1. Norte : considera los consumos ubicados desde Los Vilos al norte.
2. Centro : considera los consumos ubicados entre Nogales y Alto Jahuel,
incluyendo los consumos conectados a estas subestaciones.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 12 - Informe de avance N°1
3. Itahue : considera los consumos ubicados entre Alto Jahuel e Itahue en niveles
de tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado en la
subestación Parral.
4. Concepción : considera los consumos ubicados en la zona de Concepción en
niveles de tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado
en la subestación Chillán.
5. Sur : considera los consumos ubicados entre las subestaciones Ancoa y
Charrúa incluida.
6. Austral : considera los consumos ubicados al sur de la subestación Charrúa.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 13 - Informe de avance N°1
4 SISTEMA DE GENERACIÓN
El Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo de Abril de 2014 (ITPND) establece un plan
de obras de generación, que contempla la instalación de 4268 MW entre abril 2014 y
diciembre de 2023, de los cuales 2044 MW están en construcción y 2224 MW han sido
recomendados. Los datos presentados en el (Cuadro 1) y (Cuadro 2), consideran como base el
plan del ITPND.
Cuadro 1: Obras de Generación en Construcción ITPND
Cuadro 2: Obras de Generación Recomendadas ITPND
Fecha de Entrada Centrales Potencia
MW
ene-17 Taltal CC GNL 120
oct-19 Hidroeléctrica VII Región 02 20
jul-20 Carbón VIII Región 01 343
ene-21 Eólica IV Región 01 50
ene-21 Eólica Concepción 01 50
ene-21 Central Des.For. VII Región 01 15
ene-21 Central Des.For. VII Región 02 10
mar-21 Hidroeléctrica VIII Región 03 20
Fecha de Entrada Obras en construcción Potencia
MW
abr-14 San Andrés 40
abr-14 Proyecto fotovoltaico San Andrés 50
abr-14 Proyecto fotovoltaico Llano de Llampos 93
may-14 Pulelfu 9
may-14 Ucuquer II Eólico 9
may-14 Proyecto Lautaro II 22
may-14 Central Hidroeléctrica Laja I 34.4
may-14 Parque Eólico El Arrayán 100
may-14 Parque Eólico Los Cururos 110
ago-14 Diego de Almagro FV 36
oct-14 Salvador FV 68
oct-14 Picoiquén 19
oct-14 Punta Palmeras 45
oct-14 Tal Tal Eólico 99
nov-14 El Paso 60
dic-14 Los Hierros 02 6
dic-14 Lalackama 55
abr-15 Rio Colorado 15
may-15 Luz del Norte FV 141
jul-15 Itata 20
jul-15 Cordillera 50
oct-15 Guacolda 05 152
jul-17 Ñuble 136
dic-17 Las Lajas 267
jun-18 Alfalfal 02 264
ene-19 San Pedro 144
dic-18 Central Hidroeléctrica Los Cóndores 150
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 14 - Informe de avance N°1
jul-21 Central Des.For. VII Región 03 10
jul-21 Geotérmica Calabozo 01 40
jul-21 Central Des.For. VIII Región 01 9
jul-21 Carbón Maitencillo 02 342
ene-22 Hidroeléctrica VII Región 03 20
ene-22 Eólica IV Región 03 50
ene-22 Eólica IV Región 02 50
ene-22 Geotérmica Potrerillos 02 40
jul-22 Eólica IV Región 04 50
jul-22 Eólica Concepción 04 50
jul-22 Eólica Concepción 05 50
jul-22 Eólica IV Región 05 50
sep-22 Quintero CC FA GNL 35
sep-22 Quintero CC GNL 120
sep-22 Geotérmica Potrerillos 01 40
ene-23 Hidroeléctrica VIII Región 05 20
ene-23 Hidroeléctrica VIII Región 02 20
ene-23 Eólica IV Región 06 50
ene-23 Geotérmica Calabozo 02 40
ene-23 Eólica Concepción 06 50
jul-23 Eólica IV Región 07 50
jul-23 Eólica IV Región 08 50
nov-23 Módulo 05 360
Cuadro 3: Cuadro Obras de Generación Informadas de acuerdo al Art 37° bis del DS 291/2007
Fecha de Entrada
Obras en construcción Potencia
MW
dic-18 Central Hidroeléctrica Los Cóndores 150
jun-15 Proyecto Solar Conejo (Fase 1) 108
dic-14 Parque Fotovoltaico Chañares 35
mar-15 Parque Eólico Talinay Poniente 60.8
jun-15 Guanaco Solar 50
oct-15 Pampa Solar Norte 90.6
jun-17 CTM 3* 218
*La central se ha incorporado en la modelación de acuerdo a la información recibida por parte de E.CL S.A., mediante carta
VPC/114/2014 en la cual se informa la desconexión de la central CTM-3 del SING y carta VPC/115/2014 en donde se declara la
conexión de CTM-3 al SIC en junio de 2017. Para llevar a cabo la conexión de dicha central al SIC, la empresa ha declarado (carta
S/N del 29.01.2014) que se encuentra actualmente en construcción una línea de 500 kV Mejillones– Cardones, con sus
respectivas subestaciones elevadoras y reductoras, de propiedad de la empresa Transmisora Eléctrica del Norte S.A. filial de E. CL
y cuyo plazo estimado de puesta en servicio es junio de 2017.
El plan de obras de generación considera el plan de expansión de Generación definido en el
ITPND de Abril 2014 ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DP. Cabe
hacer notar que el horizonte considerado (2014-2029) es superior al del Informe Técnico de
Precios de Nudo Definitivo de la CNE de Abril de 2014 (2014-2024), por lo que se han
adicionado a las obras de generación en construcción y recomendadas las siguientes
centrales: central Hidroeléctrica XIV Región (400 MW), entrando en servicio en enero de 2028
y las centrales Carbón Ancoa (325 MW) en enero de 2026 y Carbón Maitencillo (370 MW) en
enero 2024. Las centrales señaladas se han escogido a fin de mantener el perfil de costos
marginales sin variaciones significativas en el SIC a partir del año 2024.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 15 - Informe de avance N°1
Adicionalmente, se han modelado las centrales incluidas en el Cuadro 3 que contiene obras
adicionales que los propietarios de proyectos de generación han remitido a la DP con motivo
de las solicitudes de información para la elaboración del catastro público que indica el artículo
37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007).
Cabe indicar que con el Plan de Obras señalado se cumple con el abastecimiento de la
demanda del SIC y, por lo tanto, con lo indicado en el Oficio Circular SEC N°10666 del 27 de
octubre de 2010. Este Oficio señala que, “los CDEC deberán considerar en su análisis todas
aquellas obras, ya sea existentes, en construcción, en proyecto, o bien formalmente
recomendadas, que técnicamente permitan abastecer la demanda, cumpliendo las exigencias
de seguridad y calidad de servicio contenidas en la ley”, esto para efectos de la interpretación
de desarrollos efectivos en materia de generación.
De esta forma, en consideración al Oficio señalado, para efectos de las recomendaciones
realizadas en este informe, todas las obras de generación indicadas en el Cuadro 2, han sido
consideradas como desarrollos efectivos.
4.1 DISPONIBILIDAD DE GNL
En función de lo establecido en el Informe Técnico de Precio de Nudo, se ha considerado
disponibilidad de GNL para las siguientes centrales a partir de las fechas que se indican:
• San Isidro : Todo el horizonte
• San Isidro 2 : Todo el horizonte
• Quintero I : Enero 2015
• Quintero II : Enero 2015
• Tal Tal : Todo el horizonte
• Nueva Renca : Abril 2015
• Candelaria I : Febrero 2020
• Candelaria II : Febrero 2020
• Nehuenco I : Abril 2016
• Nehuenco II : Abril 2016
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 16 - Informe de avance N°1
5 SISTEMA DE TRANSMISIÓN
En los análisis realizados se consideraron los proyectos del transmisión en el Sistema Troncal
actualmente en construcción, adjudicados y/o por adjudicar, que son modelados en el
programa de coordinación hidrotérmica de acuerdo a lo establecido en el Estudio de
Transmisión Troncal del cuatrienio 2011-2014, los decretos de expansión N° 115 y 116
exentos del 2 de mayo de 2011, el decreto de expansión N° 82 exento del 24 de marzo de
2012, el N°310 de agosto de 2013 y el decreto de expansión N° 210 del 2 de junio de 2014
(Cuadro 5, Cuadro 6, Cuadro 7 y Cuadro 8).
A partir de enero del año 2021 se ha considerado la interconexión de los sistemas SIC-SING,
la cual se ha incorporado con tecnología HVDC, de acuerdo a lo modelado por CNE en informe
técnico definitivo de precio de nudo de Abril 2014.
Las fechas de entrada de estos proyectos corresponden a las mejores estimaciones con que
cuenta la DP a junio de 2014 a partir de las respuestas a las solicitudes sobre el estado de
avance de las obras de transmisión y la información remitida con motivo del catastro público
que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007).
5.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS
A continuación se detallan las obras que se encuentran decretadas o bien en construcción.
Cuadro 4: Obras de Transmisión Troncal en construcción a agosto de 2014.
Fecha de Entrada Obra Capacidad [MVA]
oct-2015 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito. 1x1732 (35° C, c/sol)
Cuadro 5: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 115 del 2 de mayo de 2011
Fecha estimada de entrada
Obra Capacidad [MVA]
oct-2014 CER en 220 kV de S/E Cardones +100/-60 MVAr
sep-2015 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I 750
nov-2017 Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV: tendido primer circuito 2 x 290
ene-2018 Nueva Línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV 2 x 1500
ene-2018 Nueva Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV 2 x 1500
ene-2018 Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV 2 x 1500
feb-2018 Nueva Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: tendido primer circuito 1 x1400
may-2018 Nueva Línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV: tendido primer circuito 2 x 290
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 17 - Informe de avance N°1
Cuadro 6: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 116 del 2 de mayo de 2011
Fecha estimada de
entrada Obra
ene-2015 Ampliación de la S/E Ciruelos: Barra de Transferencia y Paño Acoplador 220 kV
may-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Diego de Almagro
may-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Los Vilos
Cuadro 7 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 82 del 24 de marzo de 2012
Fecha estimada de entrada Obra Capacidad [MVA]
sep-2016 Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV 750
oct-2018 (*) Nueva Línea Lo Aguirre – C.Navia 2x220 kV 2 x 1500
jun-2018 Nueva Línea Rapel – A.Melipilla 1x220 kV 1 x290
jun-2018 Nueva Línea Lo Aguirre – A.Melipilla 2x220 kV. Tendido un circuito 1 x 290
(*) Licitación declarada desierta durante el primer llamado. La fecha de puesta en servicio considera un retraso debido a los
nuevos procesos de licitación.
Cuadro 8 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 310 del 8 de agosto de 2013
Fecha estimada de entrada
Obra Capacidad [MVA]
may-2016 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: segundo circuito. 1x1732 (35° C, c/sol)
may-2017 Seccionamiento S/E Ciruelos
sep-2017 Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV 1x750
ene-2018 Banco Autotransformadores, 500/220 kV, 750 MVA. S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar
1x750
abr-2016 Ampliación S/E Ancoa 500 kV
abr-2016 Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV
jul-2016 Ampliación S/E Cardones 220 kV
jul-2016 Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV
jul-2016 Ampliación S/E Maitencillo 220 kV
jul-2016 Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio de interruptor paño acoplador 52JR
sep-2016 Ampliación S/E Rapel 220 kV e instalación de interruptor 52JS
ene-2017 Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2, 52JR3
ene-2017 Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV
ene-2017 Ampliación S/E Las Palmas 220 kV
ene-2017 Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Alto Jahuel
Cuadro 9: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 210 del 2 de junio de 2014
Fecha estimada de entrada
Obra Capacidad [MVA]
oct-2017 Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, con seccionamiento en S.E. Carrera Pinto
1x290
oct-2017 Seccionamiento barra principal en Carrera Pinto
dic-2016 Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV 1x260
abr-2017 Aumento de capacidad tramo Lo Aguirre - Cerro Navia 2x220 kV (1) 1x500
mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Alto Jahuel
mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Ancoa
mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Charrúa
may-2018 Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli 1x290
dic-2016 Seccionamiento completo en subestación Rahue
jul-2018 Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV, 750 MVA (2)
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 18 - Informe de avance N°1
feb-2021 Línea 2x500 kV Pichirropulli - Puerto Montt, energizada en 220 kV 1x290
(1) Obra condicionada a que durante la ejecución del proyecto se pueda disponer el 100% del tiempo de los actuales circuitos de
la línea Alto Melipilla - Cerro Navia, en el tramo Lo Aguirre - Cerro Navia y que la Dirección de Peajes declare desierto el proceso
licitatorio que está llevando a cabo para la obra “Nueva Línea 2x220 kV Lo Aguirre - Cerro Navia”. A la fecha de emisión del
presente informe se encuentra en curso el proceso licitación mencionado
(2) Para los efectos del presente informe de avance se ha considerado el cuarto transformador en S.E. Charrúa. En los posteriores
informes se precisará la modelación con la S.E. Nueva Charrúa.
5.2 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN
A continuación se describen las obras incorporadas en el Informe Técnico de la CNE, que no han sido decretadas con motivo de los últimos Planes de Expansión del Sistema Troncal del SIC, las cuales se considerarán para efectos de evaluar la pertinencia de expandir el Sistema de Transmisión Troncal en virtud de la presente revisión del ETT. Se incluye la fecha estimada de puesta en servicio a partir de los plazos contenidos en el Estudio de Transmisión Troncal (Figura 2) y las fechas estimadas de inicio de los procesos de adjudicación (Figura 1) como consecuencia de la presente propuesta.
Cuadro 10: Proyectos de transmisión del plan cuadrienal
Fecha estimada de puesta en servicio
Proyecto Tipo Responsable VI ref MUS$
AVI ref MUS$
COMA ref MUS$
may-19 Segunda Etapa S/E Lo Aguirre, seccionando el otro circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV, incluye segundo transformador 500/220 kV.
Obra Nueva - 27766 2839 400
may-20 Línea 2x500 kV Polpaico - Alto Jahuel, con un circuito tendido
Obra Nueva - 71580 7240 1060
nov-21 Línea Charrúa – Mulchén 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido.
Obra Nueva - 49539 5000 713
nov-21 Línea Mulchén – Cautín 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido.
Obra Nueva - 71890 7254 1035
nov-21 Línea Cautín – Ciruelos 2X500 kV operado en 220 kV.
Obra Nueva - 91088 9198 1312
nov-21 Línea Charrúa – Mulchén 2x220 kV con un circuito tendido.
Obra Nueva - 30510 3081 632
nov-21 Línea Mulchén – Cautín 2x220 kV con un circuito tendido.
Obra Nueva - 45421 4585 940
nov-21 Línea Cautín – Ciruelos 2x220 kV tendido 1 circuito.
Obra Nueva - 54313 5488 1157
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 19 - Informe de avance N°1
5.3 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO
Figura 3. Diagrama Unifilar Simplificado Sistema Interconectado Central
Obras en construcción
o licitación
Obras Propuestas
Nva. Encuentro500
cardone500 1x750 MVA
2x1500 MVA 1x750 MVA
1x750 MVA
1x750 MVA
2x1500 MVA
d.almag220
c.pinto220
cardone220
maitenc220
nogales220
p.azuca220
l.vilos220
p.colorada220
p.azuca500
maitenc500
quillot220
polpaic220
a.jahue220
lampa__220
c.navia220
c.chena220
a.jahue500
ancoa__500
ancoa__220
charrua500
candela220
maipo__220
hualpen220
itahue_220
charrua220
temuco_220
esperan220
p.montt220
cautin_220
valdivi220
l.cirue220
Rahue220
lagunil220
aguirre500
colbun220
rapel220
melipilla220
Pichirropu220
aguirre220
Mulchen 220kV
Estación conversoara HVDC lado SIC
Estación conversoara HVDC lado SING
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 20 - Informe de avance N°1
6 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN
En este capítulo se presenta una descripción de la metodología utilizada para determinar
transferencias máximas por las líneas troncales en las que se prevean posibles limitaciones
por estabilidad de tensión o se consideren cambios topológicos futuros que hagan necesario
evaluar límites distintos a los utilizados en la actualidad debido a efectos de redistribución de
flujos post-contingencia.
La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones por
capacidad térmica tanto de las líneas como de los elementos serie del sistema de transmisión,
además de las limitaciones operacionales por estabilidad de tensión y el cumplimiento de las
exigencias de regulación de tensión para los estados normal y de alerta contenidos en el
capítulo 5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
6.1 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS
De los resultados obtenidos a partir de las simulaciones realizadas con el modelo de
coordinación hidrotérmica, se determinan los tramos del sistema troncal que superarían sus
capacidades actuales de transferencia en el futuro, requiriendo estudiar su expansión.
Para los tramos en que se previera limitación por estabilidad de tensión, se procede a verificar
su estabilidad antes y después de ser ampliados, y así determinar las máximas transferencias
posibles a través de las líneas en estudio.
Para cada uno de los tramos se seleccionan escenarios de despacho y demanda que cumplan
con los siguientes requisitos:
- Altas transferencias en el tramo en estudio
- Configuraciones de demanda y generación que representen condiciones de operación
desfavorables desde el punto de vista de la estabilidad o regulación de tensiones de la
zona en estudio.
Los escenarios seleccionados se simulan en el programa Power Factory de DigSILENT ®,
procediéndose en primer lugar a adaptar la condición de operación para obtener un punto de
operación que cumpla con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma
Técnica, además de corregir el despacho de las centrales que se encuentren en operación bajo
su potencia de mínimo técnico.
A partir del escenario adaptado se modifica el despacho de generación con la finalidad de
aumentar las transferencias de potencia por el tramo en estudio hasta alcanzar un cierto valor
previamente estimado, que idealmente coincide con el límite térmico N-1 estricto del tramo o
un valor superior en caso de un tramo enmallado.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 21 - Informe de avance N°1
A continuación, para comprobar la transferencia determinada, se simulan contingencias de
severidad 4 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG), las que son seleccionadas de
acuerdo a la gravedad que podrían generar sobre la zona en estudio. Adicionalmente se
simula la contingencia de la unidad de generación de mayor impacto en la estabilidad o
regulación de tensión de cada zona en estudio.
De esta forma, mediante un proceso iterativo se llega a la transferencia máxima por el tramo
que cumpla con el criterio de estabilidad de tensiones y con las exigencias de regulación de
tensión contenidos en la Norma Técnica, ya sea para estado normal (pre contingencia) o de
alerta (post contingencia).
6.2 EXIGENCIAS DE LA NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO
En las simulaciones realizadas se consideran las disposiciones establecidas en la Norma
Técnica. A continuación se describen las consideraciones generales utilizadas para la
realización de los análisis:
- En el artículo 5-5 se establece que la planificación del sistema de transmisión troncal
deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales
necesarias para garantizar que ante la ocurrencia de una contingencia simple, sus
efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del sistema y puedan provocar la
salida incontrolada de las mismas. De esta forma se deberá verificar que las
alternativas de ampliación recomendadas aseguren el cumplimiento del criterio N-1,
en todas los tramos del sistema de transmisión troncal. Adicionalmente para la
determinación de las máximas transferencias por tramo que cumplan con el criterio
N-1, no se deberá considerar la utilización de los recursos EDAC, EDAG y/o ERAG
activados por señal específica.
- Se analizan contingencias simples similares a aquellas de severidad 4 y 5 por
considerarse que son las fallas más riesgosas (con criterio N-1) para el sistema de
transmisión troncal, pero sin considerar la posibilidad de recurrir a la actuación de los
recursos EDAC, EDAG y/o ERAG.
Cabe señalar que en la actualidad se encuentra en proceso de implementación un esquema de
automatismos de desconexión de generación para aquellos casos en que las líneas de
transmisión de 220 kV entre las SS.EE. Maitencillo y Nogales vean superados sus límites
operativos de acuerdo a sus curvas de capacidad en función de la temperatura, ya sea por
efecto de alguna contingencia en el sistema de transmisión, o bien por la sola inyección de
potencia de las centrales ERNC de alta variabilidad en la zona (no despachable). Con la
implementación de este esquema se busca aprovechar al máximo posible el uso de los
recursos ERNC instalados (y por instalar), reduciendo con ello el costo de operación del
sistema. Este esquema está pensado para la operación en el corto plazo, desde su fecha de
puesta en servicio, estimada para enero de 2015, hasta la puesta en servicio del sistema de
500 kV Polpaico – Cardones (enero de 2018), fecha en la cual se produce ampliación de la
capacidad de transmisión en los tramos involucrados, tanto por la presencia misma de las
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 22 - Informe de avance N°1
nuevas instalaciones, como por la redistribución de flujos post-contingencia. Las principales
características que tendrá el esquema a implementar se resumen en el Anexo 2.
Dado lo anterior, para la presente revisión se considerará la aplicación del esquema
mencionado, lo cual se justifica toda vez que se requiere consistencia con la condición de
operación más probable esperada para los primeros años del horizonte de estudio para los
cuales, no se consideran ampliaciones candidatas a evaluar debido a que cualquier proyecto
de expansión implicaría plazos mayores de implementación.
6.2.1 Criterios para los análisis de estabilidad.
6.2.1.1 Estándares de operación en estado pre contingencia.
Para las simulaciones estáticas se considera que el estado pre contingencia corresponde al
estado de operación normal establecido en la Norma Técnica. De acuerdo a lo anterior, los
márgenes permitidos de tensión en barras y de reserva de potencia reactiva en las unidades
generadoras corresponden a lo descrito a continuación:
- Rangos de tensión respecto a las tensiones nominales (artículo 5-25):
a) 0.97 y 1.03 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 500
kV.
b) 0.95 y 1.05 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 200
kV en inferior a 500 kV.
c) 0.93 y 1.07 por unidad, para instalaciones con tensión nominal inferior a 200 kV.
- Reserva de potencia reactiva en máquinas generadoras (artículo 6-43):
En estado de operación normal, deberán mantenerse las tensiones dentro de los límites
establecidos en el capítulo 5 de la Norma Técnica, con las unidades generadoras operando
dentro del 90% de la capacidad definida en su diagrama PQ.
- Factor de potencia en consumos (artículos 5-23, 5-24):
Las instalaciones de Clientes y de Empresas de Distribución deberán tener un factor de
potencia en cualquier condición de carga, según nivel de tensión como se indica a
continuación:
a) 0.93 inductivo y 0.96 capacitivo en la instalación de conexión de cliente con tensión
nominal inferior a 30 kV.
b) 0.96 inductivo y 0.98 capacitivo en la instalación de conexión de cliente con tensiones
nominales iguales o superiores a 30 kV e inferiores a 100 kV.
c) 0.98 inductivo y 0.995 capacitivo en la instalación de conexión de cliente con
tensiones nominales iguales o superiores a 100 kV e inferiores a 200 kV.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 23 - Informe de avance N°1
d) 0.98 inductivo y 1 en la instalación de conexión de cliente con tensiones nominales
iguales o superiores a 200 kV.
6.2.1.2 Estándares de operación en estado post contingencia.
Para las simulaciones estáticas, el estado post contingencia se analiza de acuerdo a lo
establecido para la operación en estado de alerta según lo descrito en la Norma Técnica.
- Márgenes de tensión (artículo 5-29):
a) 0.96 y 1.04 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 500
kV.
b) 0.93 y 1.07 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 200
kV e inferior a 500 kV.
c) 0.91 y 1.09 por unidad, para instalaciones con tensión nominal inferior a 200 kV.
- Reserva de potencia reactiva en máquinas generadoras (artículo 6-43):
Ante condiciones de contingencia simple deberán mantenerse las tensiones dentro de los
límites establecidos en la Norma Técnica, con las unidades generadoras operando dentro del
100% de la capacidad definida en su diagrama PQ.
- Factor de potencia en consumos
De acuerdo a lo establecido en los artículos 5-23 y 5-24
6.2.1.3 Estándares para generadores eólicos y fotovoltaicos.
Para las simulaciones estáticas se consideró que los parques eólicos y solares fotovoltaicos se
comportan de acuerdo a lo establecido en el artículo 3-9 de la Norma Técnica:
El diseño de las instalaciones de generación deberá asegurar, para tensiones en el rango de
estado normal, que estos generadores pueden operar en forma permanente entregando o
absorbiendo reactivos, en el punto de conexión al sistema de transmisión, en las zonas
definidas a continuación:
a) Zona de operación entregando reactivos:
- Potencias activa y reactiva nulas.
- La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.
- Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0.95.
b) Zona de operación absorbiendo reactivos:
- Potencias activa y reactiva nulas.
- La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.
- Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0.95.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 24 - Informe de avance N°1
7 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE SUFICIENCIA
En esta etapa del estudio descrito en el presente informe, se proyecta la utilización esperada
del sistema de transmisión troncal, además de otros tramos de relevancia para los análisis.
Para esto se considera el criterio N-1 como límite de transferencia para todos los tramos
actuales del sistema, aumentando el límite de transferencia admisible en aquellos en que se
observa congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión acorde
a la ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos, o bien por medio de la
adición de circuitos o transformadores en paralelo a los existentes.
Los resultados por zona del sistema de transmisión troncal se presentan en los gráficos de
probabilidad de excedencia mostrados en los puntos siguientes. Estos gráficos se construyen
de acuerdo al siguiente procedimiento. Para cada mes se despliegan cuatro niveles de
transmisión, correspondientes a transferencias con probabilidad de excedencia de 0%, 20%,
80% y 100%. Estos valores se determinan a partir del universo de transmisiones
equiprobables resultantes para cada mes, considerando los 51 despachos resultantes por
etapa y sus bloques de demanda modelados. De esta manera, las curvas no representan
trayectorias de transmisiones a lo largo del tiempo para una determinada secuencia de
operación, sino transmisiones de igual probabilidad de excedencia que pueden ocurrir en
diversas condiciones hidrológicas a lo largo del horizonte de planificación.
7.1 LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN
En el análisis de flujos esperados, respecto de las limitaciones de transmisión utilizadas, se considera lo siguiente:
- Para el sistema de transmisión troncal se utilizan límites de transmisión que consideran la aplicación del criterio N-1 por capacidad térmica de los circuitos u otras eventuales limitaciones.
- En los sistemas de subtransmisión y adicionales se suponen las ampliaciones que fueran necesarias de tal forma de no restringir los flujos esperados en el sistema troncal.
- Respecto de los gráficos, el sentido de los flujos es positivo cuando coincide con la definición del nombre del tramo indicado en ellos. Para aquellos tramos en los que se ha modelado una obra de expansión, en la gráfica se muestra con línea roja el nuevo límite de transmisión y en línea punteada el límite en caso de no ejecutar el proyecto, a menos que se indique lo contrario.
- Las limitaciones estimadas en el presente estudio no necesariamente coinciden con las utilizadas en la operación real, lo cual se debe a que la normativa vigente contempla distintas exigencias para la planificación, respecto de la operación.
- Los límites de transmisión utilizados en este informe corresponden a los resultados
obtenidos en los análisis eléctricos realizados, disponibles en el Anexo 1
.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 25 - Informe de avance N°1
Cuadro 11: Resumen limitaciones de transmisión.
Tramo Año Mes Límite Tipo de
Limitación2 Criterio Seguridad
Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión MVA
Cardones – Diego de Almagro 2014 - 197 LT-C N L. 1x220 kV, 1x197 MVA
2017 Nov 394/320 LT-C N-1/ Est + Nueva L. 2x220 kV, 2x290 MVA
Maitencillo – Cardones 220 kV 2014 - 420 LT-C N-1/Ajus L. 3x220 kV, 1x197 MVA + 2x290 MVA Considera redistribución de flujos
2017 Ene 520 LT-C N-1 / Est + Ampliación 1x197 MVA a 1x260 MVA Obra de ampliación circuito 1
2018 Ene 660 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Considera redistribución por 500 kV
Maitencillo – Cardones 500 kV 2018 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA
Maitencillo – Punta Colorada 220 kV
2014 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA
2015 Ene 394 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte – sur
2018 Ene 265 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV
2022 Ene 400 LT-C N-1 / Ajus + Ampliación 2x197 MVA a 2x260 MVA Obra supuesta. Límite estimado
Pta. Colorada – P. de Azúcar 220 kV
2014 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA
2015 Ene 394 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte – sur
Maitencillo – P. de Azúcar 500 kV 2018 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA
P. Azúcar – Las Palmas 220 kV 2014 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA
2015 Ene 448 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte – sur
2018 Ene 448 LT-C N-1 / Ajus
+Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar +Repotenciamiento 2x224 a 2x290 MVA
Considera redistribución por 500 kV y obra supuesta
Las Palmas – Los Vilos 220 kV 2014 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA
2015 Ene 448 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte – sur
2018 Ene 448 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV
Los Vilos – Nogales 220 kV 2014 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA
2015 Ene 448 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte – sur
2018 Ene 448 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV
Nogales – Quillota 220 kV 2014 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA
Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV 2018 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA
Polpaico – Nogales 220 kV 2014 - 1500 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x1500 MVA
Polpaico – Quillota 220 kV 2014 - 1300 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x1440 MVA Límite vigente
2016 Jul 1422 LT-C N-1 / Est
+ cambio de desconectador en S/E Quillota y TT/CC en ambas SS.EE.
Reemplazo equipos serie.
Cerro Navia – Polpaico 220 kV 2014 - 540 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 2x310 MVA Redist. post contingencia. Lím. vigente (s/EDAC)
Lo Aguirre – Cerro Navia 2018 Oct 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x220 kV, 2x1500 MVA
Lo Aguirre 500/220 kV 2015 Sep 750 LT T Transformador 1x750 MVA
Melipilla – C. Navia 220 kV 2014 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA
Melipilla – Lo Aguirre 220 kV 2015 Sep 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA Seccionamiento en S/E Lo Aguirre
2 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia),
T: Para Transformadores considerando Criterio del ETT para este tipo de instalaciones.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 26 - Informe de avance N°1
2018 May 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA Tendido primer circuito
Cuadro 12: Resumen limitaciones de transmisión (continuación).
Tramo Año Mes Límite Tipo de
Limitación3 Criterio Seguridad
Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión MVA
Rapel – Melipilla 220 kV 2014 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA
2018 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1x220 kV, 1x290 MVA
Chena – Cerro Navia 220 kV 2014 - 510 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 2x400 MVA Redist. post contingencia.
Alto Jahuel – Chena 220 kV 2014 - 1100 LT-C N-1 / Est L. 4x220 kV, 2x400 MVA + 2x367 MVA
Alto Jahuel al norte 500 kV 2014 - 1800 LT-C N-1 / Est Límite actual
2015 Sep 1940 LT-C N-1 / Ajus + S/E Lo Aguirre (secciona L. 1x500 kV A. Jahuel – Polpaico)
Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia
Polpaico 500/220 kV 2014 - 1200 LT N-1/Ajus Transformadores 2x750 MVA Lím. Calculado en Anexo 1
Alto Jahuel 500/220 kV 2014 - 1300 LT N-1/Ajus Transformadores 2x750 MVA Lím. Calculado en Anexo 1
Ancoa – Alto Jahuel 500 kV 2014 - 1810 LT-C N-1 / Ajus +L. 2x500 kV, 1x1803 MVA + 1x1544 MVA Cable Colbún E/S. Lím. Conductor circuito 1 Ancoa – A. Jahuel 500 kV.
2015 Oct 21504 LT-ES N-1 / Est + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV
2016 Ene 2150 LT-ES N-1 / Est + 2do circuito L. Ancoa – A. Jahuel 2x500 kV, 2x1800MVA Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV
2018 Feb 2785 LT-ES N-1 / Ajus +Nueva L. Charrúa – Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Lím. Charrúa 500/220 kV. No incluye el flujo por el cable
Ancoa 500/220 kV 2014 - 750 LT T Transformador 1x750 MVA
2016 May 1150 LT N-1 / Ajus + Transformador 1x750 MVA Lím. Calculado en Anexo 1
Ancoa – Colbún 220 kV 2014 Abr 600 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x600MVA Lím. Calculado en Anexo 1
Colbún – Candelaria 220 kV 2014 - 900 LT-C N-1 / Ajus + Interconexión Ancoa – Colbún
Candelaria – Maipo 220 kV 2014 - 600 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x600 MVA
Maipo – Alto Jahuel 220 kV 2014 - 600 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x600 MVA
Ancoa – Itahue 220 kV 2014 - 400 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x400 MVA
Charrúa – Ancoa 500 kV 2014 - 1368 LT - ES N-1 / Est L. 2x500 kV, 2x1766 MVA Lím. CC.SS. 1.58. kA
2018 Ene 2910 LT - ES N-1 / Est + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1766 MVA Lím. Transformadores y CC.SS. con sobrecarga admisible
Charrúa 500/220 kV 2014 - 2100 LT N-1 / Ajus Transformadores 3x750 MVA
2018 Jul 2910 LT N-1 / Ajus + Transformador 1x750 MVA
Charrúa – Lagunillas 220 kV 2014 - 150 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x366 MVA Redist. post contingencia.
Charrúa – Hualpén 220 kV 2014 - 150 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x227 MVA Redist. post contingencia.
3 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, RT: Regulación de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post
contingencia), T: Para Transformadores considerando Criterio del ETT para este tipo de instalaciones. 4 Límite establecido por restricciones en tramos al sur de Ancoa.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 27 - Informe de avance N°1
Cuadro 13: Resumen limitaciones de transmisión (continuación).
Tramo Año Mes Límite Tipo de
Limitación5
Criterio
Seguridad Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión
MVA
Charrúa - Mulchén 220 kV 2014 - 549 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Charrúa
Mulchén – Cautín 220 kV 2014 - 457 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Cautín
Charrúa - Temuco 2014 - 264 LT-C N-1 / Est L. 1x220 kV, 1x264 MVA
Temuco - Cautín 2014 - 193 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x193 MVA
Cautín al Sur 2014 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos
Ciruelos al Sur 220 kV 2014 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos
2017 Ene 145 LT-C N-1 / Est + Seccionamiento completo S/E Ciruelos Suma de ambos circuitos
2018 May 325 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 2x290 MVA Suma de los tres circuitos
Valdivia al Sur 2014 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos
2016 Dic 145 LT-C N-1 / Ajus + S/E Rahue (secciona Valdivia – Puerto Montt C1) Suma de ambos circuitos
Pichirropulli al Sur 2018 May 435 LT-C N-1 / Ajus Nueva L. P.Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, kV 2x1500
(290) MVA
Suma de ambos circuitos
5 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia),
T: Para Transformadores considerando Criterio del ETT para este tipo de instalaciones
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 28 - Informe de avance N°1
7.1.1 Demanda proyectada
De acuerdo a la información recibida hacia fines del 2013 se han incluido los siguientes
proyectos considerados como desarrollos efectivos:
Cuadro 14: Proyectos de Consumo (MW)
Proyecto Punto de Conexión Consumo Estimado
Fecha Inicial Fecha Final MW
Caserones Maitencillo 220 kV
abr-14 ago-14 10
sep-14 nov-14 15
dic-15 dic-15 70
ene-16 mar-29 150
Pascua Lama Punta Colorada 220 kV
ene-15 mar-15 5
abr-15 jun-15 6
jul-15 sep-15 18
oct-15 dic-15 70
ene-16 mar-16 74
abr-16 jun-16 83
jul-16 sep-16 83
oct-16 dic-16 91
ene-17 mar-17 91
abr-17 jun-17 91
jul-17 sep-17 96
oct-17 mar-29 103
Cerro Negro Norte
Cardones 220 kV abr-14 mar-29 57
La potencia indicada en el cuadro anterior, corresponde a la potencia media informada por las
empresas. Cabe señalar en todo caso, que al corresponder a consumos industriales mineros,
este nivel de potencia es muy similar a la máxima.
A continuación se presentan las tasas de crecimiento y las energías utilizadas para la
previsión de demanda:
Cuadro 15: Previsión Total de Consumo
Año Total (GWh) Crecimiento
2013 50,974 5.0%
2014 53,544 4.7%
2015 56,078 4.4%
2016 58,561 4.3%
2017 61,073 4.2%
2018 63,649 4.1%
2019 66,239 4.0%
2020 68,904 3.9%
2021 71,595 3.8%
2022 74,286 3.8%
2023 77,095 3.8%
2024 80,026 3.8%
2025 83,087 3.8%
2026 86,283 3.9%
2027 89,621 3.9%
2028 93,109 3.9%
Figura 4: Proyección Total de consumo SIC
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 29 - Informe de avance N°1
En el caso de los consumos de clientes libres las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo
industrial proyectado son los siguientes:
Cuadro 16: Previsión de consumo industrial
Figura 5: Proyección Industrial de consumo SIC
Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para el
escenario base son los siguientes:
Cuadro 17: Previsión de Consumo Regulado por zona
Año Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral TOTAL
Tasa
Ener
gía
[MW
h]
Tasa
Ener
gía
[MW
h]
Tasa
Ener
gía
[MW
h]
Tasa
Ener
gía
[MW
h]
Tasa
Ener
gía
[MW
h]
Tasa
Ener
gía
[MW
h]
Tasa
Ener
gía
[MW
h]
2014 3.90% 2,160,000 6.20% 18,455,000 5.40% 3,489,000 5.30% 1,914,000 5.80% 1,521,000 6.10% 3,804,000 4.60% 31,343,000
2015 4.60% 2,259,360 4.20% 19,230,110 5.40% 3,677,406 4.90% 2,007,786 5.30% 1,601,613 5.40% 4,009,416 4.18% 32,785,691
2016 4.20% 2,354,253 3.80% 19,960,854 4.90% 3,857,599 4.50% 2,098,136 4.80% 1,678,490 4.90% 4,205,877 3.74% 34,155,210
2017 3.70% 2,441,360 3.40% 20,639,523 4.40% 4,027,333 4.00% 2,182,062 4.30% 1,750,666 4.40% 4,390,936 3.62% 35,431,880
2018 3.60% 2,529,249 3.30% 21,320,627 4.20% 4,196,481 3.90% 2,267,162 4.10% 1,822,443 4.30% 4,579,746 3.53% 36,715,709
2019 3.50% 2,617,773 3.20% 22,002,888 4.10% 4,368,537 3.80% 2,353,314 4.00% 1,895,341 4.20% 4,772,096 3.42% 38,009,948
2020 3.40% 2,706,777 3.10% 22,684,977 4.00% 4,543,278 3.70% 2,440,387 4.00% 1,971,154 4.00% 4,962,979 3.35% 39,309,554
2021 3.30% 2,796,101 3.10% 23,388,211 3.80% 4,715,923 3.60% 2,528,241 3.80% 2,046,058 3.80% 5,151,573 3.26% 40,626,107
2022 3.30% 2,888,372 3.00% 24,089,858 3.70% 4,890,412 3.50% 2,616,729 3.70% 2,121,762 3.70% 5,342,181 3.16% 41,949,315
2023 3.20% 2,980,800 2.90% 24,788,464 3.60% 5,066,467 3.40% 2,705,698 3.60% 2,198,146 3.60% 5,534,499 3.16% 43,274,074
2024 3.20% 3,076,186 2.90% 25,507,329 3.60% 5,248,860 3.40% 2,797,692 3.60% 2,277,279 3.60% 5,733,741 3.16% 44,641,087
2025 3.20% 3,174,624 2.90% 26,247,042 3.60% 5,437,819 3.40% 2,892,813 3.60% 2,359,261 3.60% 5,940,156 3.16% 46,051,715
2026 3.20% 3,276,212 2.90% 27,008,206 3.60% 5,633,580 3.40% 2,991,169 3.60% 2,444,194 3.60% 6,154,002 3.16% 47,507,363
2027 3.20% 3,381,051 2.90% 27,791,444 3.60% 5,836,389 3.40% 3,092,869 3.60% 2,532,185 3.60% 6,375,546 3.16% 49,009,483
2028 3.20% 3,489,244 2.90% 28,597,396 3.60% 6,046,499 3.40% 3,198,026 3.60% 2,623,344 3.60% 6,605,065 3.16% 50,559,575
2029 3.20% 3,600,900 2.90% 29,426,720 3.60% 6,264,173 3.40% 3,306,759 3.60% 2,717,784 3.60% 6,842,848 3.16% 52,159,185
0.00%
1.00%
2.00%
3.00%
4.00%
5.00%
6.00%
7.00%
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
Tasa
de
Cre
cim
ien
to [
%]
Ene
rgía
[G
Wh
]
Proyección de consumo Industrial SICAño Total (GWh) Crecimiento
2014 19,631 5.74%
2015 20,758 5.61%
2016 21,922 5.50%
2017 23,129 5.31%
2018 24,357 5.26%
2019 25,639 5.03%
2020 26,930 5.01%
2021 28,278 4.84%
2022 29,645 4.61%
2023 31,012 4.65%
2024 32,454 4.69%
2025 33,975 4.72%
2026 35,579 4.76%
2027 37,273 4.80%
2028 39,061 4.84%
2029 40,950 4.84%
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 30 - Informe de avance N°1
Figura 6: Proyección de demanda consumos regulados SIC
0
10,000,000
20,000,000
30,000,000
40,000,000
50,000,000
60,000,000
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Ene
rgía
[M
Wh
]
Proyección de Demanda de Energía Regulados
Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 31 - Informe de avance N°1
8 DIAGNOSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN TRONCAL
A continuación se presenta la utilización esperada de los tramos del sistema de transmisión
troncal, incluyendo para cada uno de ellos un diagrama simplificado de las instalaciones
existentes, en construcción y las obras propuestas, detallando además los límites con criterio
N-1 modelados. Para efectos de determinar las transferencias esperadas se consideran las
expansiones necesarias aumentando el límite admisible en aquellos tramos en que se observa
congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión, acorde a la
ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos estimados.
En aquellos tramos en que se observan saturaciones se obtiene un indicador de sobrecarga
anual para el tramo, el cual representa el porcentaje de horas en que el flujo supera el límite
admisible sin considerar la materialización de las obras propuestas, sobre el universo del total
de horas simuladas para el año en cuestión (combinatoria de las 51 series hidrológicas y los
12 ó 48 bloques anuales modelados con su respectivas duraciones).
8.1 Zona Norte
El análisis de la zona norte muestra el estudio de los flujos esperados para los tramos
comprendidos entre las subestaciones Diego de Almagro y Polpaico. En la zona se espera
contar con capacidad adicional proveniente del sistema de 500 kV decretado entre las SS.EE.
Polpaico y Cardones, de los proyectos de línea Cardones- (Carrera Pinto) Diego de Almagro
2x220 kV y la Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV, 1x197 MVA a 1x260 MVA.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 32 - Informe de avance N°1
Ilustración 1.Diagrama simplificado zona norte
8.1.1 Tramo Cardones – Diego de Almagro
Instalaciones existentes: (1) Línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC
Obras en construcción (2) Nueva Línea 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC (nov-17)
Obras decretadas: (3) Tendido segundo circuito 1x290 MVA 25ºC (nov-17)
Ilustración 2.Diagrama de obras modeladas tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro
cardone500
2x1500 MVA 1x750 MVA
1x750 MVA
2x1500 MVA
d.almag220
c.pinto220
cardone220
maitenc220
nogales220
p.azuca220
l.vilos220
p.colorada220
p.azuca500
maitenc500
quillot220
polpaic220
ExistenteEn Licitación o Construcción
Proyecto
S.Andres220
e.arrayan220
Abr-14 - Oct-17 Nov-17 - Mar-29
1x197 MVA
2x290 MVA
1x197 MVA
d.almag220
c.pinto220
cardone220
d.almag220
c.pinto220
cardone220
Existente
En Licitación o Construcción
Proyecto
S.andres220
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 33 - Informe de avance N°1
Figura 7: Flujos desde el sur a Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia
La Figura 7 muestra el flujo proyectado para el tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de
Almagro, considerando la entrada en operación de la obra decretada (3) en conjunto con el
tendido del primer circuito de la nueva línea actualmente en construcción (2), cuya fecha
estimada de puesta en servicio es noviembre de 2017. En el gráfico se observa que luego de la
puesta en servicio del sistema de 500 kV entre S.E. Polpaico – S.E. Cardones en enero de 2018,
los niveles de transferencia aumentan progresivamente en ambas direcciones.
Figura 8: Flujos desde el norte a Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia
En la Figura 7 se presentan las transferencias esperadas por el tramo Diego de Almagro – C.
Pinto – San Andrés – Cardones 220 kV. Esto corresponde a la totalidad de los flujos que llegan
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Desde el sur a Diego de Almagro
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 34 - Informe de avance N°1
desde el norte hacia la S/E Cardones. En la figura se aprecia que los límites de transferencia
son alcanzados a lo largo de todo el horizonte de estudio por, al menos, una serie de
probabilidad de excedencia en el sentido Norte-Sur, lo que está relacionado a las inyecciones
de potencia de las centrales eólicas y solares ubicadas al norte de Cardones. No obstante lo
anterior, cabe destacar que estos límites de transmisión son aún preliminares, por lo que los
resultados pueden verse afectados una vez determinados los valores definitivos para las
transferencias máximas por este tramo. Complementando lo anterior, la limitación
encontrada viene dada por el tramo San Andrés – Cardones (197 MVA), circuito que toma
mayor carga cuando las transferencias son en sentido norte a sur, debido a la inyección de la
central San Andrés, situación que impide el aprovechamiento de los circuitos paralelos de
mayor capacidad (2x290 MVA).
8.1.2 Tramo Maitencillo - Cardones
Instalaciones existentes: (1) Línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC
(2) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC
(3) CER en S.E. Cardones
Obras en construcción: (4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA (ene-18)
(5) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Cardones
Obras en licitación: (6) Modificación línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC a 1x260 MVA
(dic-16)
Ilustración 3.Diagrama a considerar para el tramo Maitencillo – Cardones
cardone500
2x290 MVA 2x290 MVA
1x197 MVA 1x260 MVA 2x1500 MVA
1x750 MVA
1x750 MVA 1x260 MVA
cardone220
maitenc220
maitenc500
cardone220 cardone220
Existente
En Licitación o Construcción
Proyecto
Ene-17 - Dic-17 Ene-18 - Mar-29Abr-14 - Dic-16
maitenc220 maitenc220
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 35 - Informe de avance N°1
Figura 9: Flujos Maitencillo – Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia
En la Figura 9 se aprecia que el tramo no presenta congestiones a partir de la puesta en
servicio de las obras en construcción y decretadas a la fecha. Lo anterior se debe, en parte, a la
presencia de una importante cantidad de centrales ERNC en la zona de Diego de Almagro, lo
que contribuye a disminuir los niveles de transferencia esperados desde Maitencillo al norte.
Figura 10: Flujos Maitencillo – Cardones 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Maitencillo - Cardones 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Maitencillo - Cardones 500 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 36 - Informe de avance N°1
Figura 11: Flujos Cardones 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia
Figura 12: Flujos Maitencillo 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia
A partir de la Figura 10 se observa que con la interconexión SIC-SING, en enero de 2021,
aumentan los niveles de transferencia en el sistema de 500 kV para el tramo Maitencillo –
Cardones 500 kV, presentando flujos mayoritariamente en el sentido SIC-SING, alcanzando en
algunos casos puntuales la transferencia máxima admisible por el tramo (1500 MVA).
De las Figura 11 y Figura 12 se observa que los tramos de transformación 500/220 kV de las
SS.EE. Nueva Cardones y Nueva Maitencillo presentan holgura de capacidad a lo largo de todo
el horizonte de estudio, de modo que no se estima necesario evaluar alguna obra de expansión
en estos tramos.
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
Cardones 500/220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Maitencillo 500/220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 37 - Informe de avance N°1
8.1.3 Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo
Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C
Obras licitadas: (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA (ene-18)
(3)Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan
de Azúcar (ene-18)
Obras propuestas: (4)Repotenciamiento tramo Maitencillo – Punta
Colorada, 2x197 a 2x290 MVA a 25°C (ene-18)
Ilustración 4.Diagrama de obras modeladas tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo
Figura 13: Flujos Punta Colorada – Maitencillo 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
En la Figura 13 se puede apreciar que las transferencias por el tramo Maitencillo – Punta
Colorada ocurren mayoritariamente en sentido Norte – Sur, lo que refleja, en buena medida,
la abundante presencia de centrales eólicas y solares al norte de Maitencillo, cuya inyección se
suma a la proveniente de las centrales térmicas del complejo Guacolda.
2x197 MVA 2x1500 MVA
1x750 MVA 2x197 MVA
1x750 MVA
maitenc500
Existente
En Licitación o Construcción
Proyecto
Ene-18 - Mar-28
p.azuca500
p.azuca220
maitenc220
p.azuca220
maitenc220
p.colorada220p.colorada220
Abr-13 - Dic-17
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 38 - Informe de avance N°1
La ocurrencia de altas transferencias en sentido Norte – Sur entre las SS.EE. Maitencillo y
Nogales ha motivado la implementación del esquema de automatismos comentados en el
acápite 6.2, cuya modelación se aprecia en la figura a partir de enero de 2015. Desde la puesta
en servicio del sistema de 500 kV entre Polpaico y Cardones, se considera que este esquema
queda fuera de servicio, de modo que la limitación de transmisión correspondería a la
calculada a partir de la redistribución de flujos por los circuitos en paralelo, capacidad que
resultaría insuficiente a partir de la entrada en operación de la central “Carbón Maitencillo
(370 MW)”, en enero de 2024, central utilizada como extensión del plan de obras de
generación de la CNE, para los años 2024 a 2029.
Dado lo anterior, y para efectos de visualizar posibles necesidades de expansión, se amplió la
capacidad de transmisión del tramo por medio de una obra genérica consistente en el
repotenciamiento de los circuitos del tramo Maitencillo – Punta Colorada 220 kV, similar a la
obra decretada para el circuito 1 del tramo Maitencillo – Cardones 220 kV, cuya puesta en
servicio se supuso para enero de 2022. De esta forma, la línea roja de la figura representa el
límite de transmisión una vez materializado este proyecto, mientras que la línea punteada de
color negro representa el límite sin el desarrollo de esta obra.
Figura 14: Flujos Pan de Azúcar – Punta Colorada 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
En la Figura 14 se observa que el comportamiento de tramos Pan de Azúcar – Punta Colorada
220 kV, es similar al del tramo Punta Colorada - Maitencillo 220 kV pero con niveles de
transferencia menores debido al consumo en la barra Punta Colorada 220 kV, asociados
principalmente al proyecto minero Pascua Lama.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 39 - Informe de avance N°1
Figura 15: Flujos Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV
En la Figura 15 se aprecia que las transferencias máximas por el tramo Pan de Azúcar -
Maitencillo 500 kV no alcanzan los límites de transmisión del tramo a lo largo del horizonte de
estudio, por lo que no se considera necesario evaluar alguna obra de expansión para este
tramo.
8.1.4 Tramos Nogales – Pan de Azúcar
Instalaciones existentes: (1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Nogales – Los Vilos – Las
Palmas - Pan de Azúcar
Obras licitadas: (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de
Azúcar (ene-2018)
(3) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar
(ene-2018)
Ilustración 5.Diagrama de obras modeladas tramo Polpaico - Pan de Azúcar
2x224 MVA 2x1500 MVA 2x224 MVA
2x224 MVA 2x224 MVA
2x1500 MVA 2x1500 MVA
2x1090 MVA 2x1090 MVA
nogales220
p.azuca220
l.vilos220
p.azuca500
quillot220
polpaic220
nogales220
p.azuca220
l.vilos220
quillot220
polpaic220
Abr-14 - Dic-17Ene-18 - Mar-29
polpaic500Existente
En Licitación o Construcción
Proyecto *
l.palmas220l.palmas220
ElArrayan220
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 40 - Informe de avance N°1
Figura 16: Flujos transformación Pan de Azúcar 500/220 kV
Tal como se aprecia en la Figura 16, el tramo de transformación 500/220 kV de la S/E Pan de
Azúcar presenta una holgura de capacidad importante a lo largo de todo el horizonte de
estudio, de modo que no se considera necesario evaluar obras de expansión para este tramo.
Figura 17: Flujos Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 41 - Informe de avance N°1
Cuadro 18: Porcentaje de sobrecarga tramo desde el sur a Pan de Azúcar
En la Figura 17 se presentan las transferencias esperadas desde el sur hacia la S/E Pan de
Azúcar en 220 kV, las que incluyen las inyecciones de las centrales eólicas ubicadas entre las
SS.EE. Las Palmas y Pan Azúcar. Estas centrales se encuentran modeladas cada una en su
punto de conexión por circuito, de modo que las limitaciones de transmisión consideran tanto
las restricciones del tramo completo (ambos circuitos) como las de cada circuito por
separado. Lo anterior se ve reflejado en la Figura 18, en donde se presentan las transferencias
esperadas por el tramo El Arrayán – Pan de Azúcar 220 kV, en la cual se observa que a partir
de la entrada del sistema de 500 kV Polpaico - Cardones el límite de transmisión de ese
circuito se alcanza en forma permanente para la probabilidad de excedencia mayor.
Por su parte, el límite conjunto del tramo para transferencias en sentido sur – norte (flujos
positivos en el gráfico de la Figura 17), correspondiente a la limitación por criterio N-1, se ve
alcanzado durante prácticamente todo el horizonte. Por esta razón, y para efectos de
visualizar posibles necesidades de ampliación de este tramo, se ha supuesto la materialización
de una obra de ampliación genérica, consistente en el repotenciamiento de los circuitos del
tramo, obra similar a la decretada para uno de los circuitos del tramo Maitencillo – Cardones.
La puesta en servicio de esta obra se supuso para enero de 2018, en conjunto con la entrada
en operación del sistema de 500 kV Polpaico – Cardones.
Adicionalmente, en el Cuadro 18 se aprecia que se mantiene un elevado nivel de saturación
del tramo aún luego de la incorporación del sistema de 500 kV.
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
32% 11% 20% 18% 6% 8% 9% 7% 8% 12% 10% 9% 7% 4% 5% 2%
Período Período Período Período
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 42 - Informe de avance N°1
Figura 18: Flujos El Arrayán – Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.
Figura 19: Flujos Desde el norte a Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.
La Figura 19 muestra las transferencias esperadas desde el norte hacia la S/E Las Palmas,
recogiendo tanto las transferencias desde la S/E Pan de Azúcar, así como las inyecciones de
los parques eólicos de la zona. Estos resultados muestran que no sería necesaria la evaluación
de una obra de ampliación para este tramo, ya que la entrada del sistema de 500 kV Polpaico –
Cardones entrega suficiente holgura de capacidad.
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Desde el norte a las Palmas 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 43 - Informe de avance N°1
Figura 20: Flujos Los Vilos – Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.
La Figura 20 muestra las transferencias esperadas para el tramo Los Vilos - Las Palmas 220
kV, el cual presenta algunas situaciones puntuales de saturación para el periodo previo a la
entrada en operación del sistema Polpaico – Cardones 500 kV (enero 2018), situación que se
presenta principalmente para transferencias en sentido norte – sur.
Figura 21: Flujos Nogales – Los Vilos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 44 - Informe de avance N°1
En la Figura 21 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Nogales – Los Vilos,
observándose congestiones importantes en sentido sur – norte hasta la fecha de puesta en
servicio del sistema de 500 kV Polpaico – Cardones. En tanto, en sentido norte – sur, las
transferencias se mantienen dentro de sus límites máximos, los que consideran la
implementación del esquema de automatismos señalado anteriormente, el que se utilizaría
hasta enero de 2018, fecha a partir de la cual se considera solamente la redistribución de
flujos por los circuitos en paralelo.
8.1.5 Tramos Polpaico – Nogales
Instalaciones existentes: (1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Quillota – Nogales
(2) Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 30ºC, Polpaico – Nogales
(3) Línea 2x220 kV, 2x1400 MVA 25ºC, Quillota - Polpaico
Obras licitadas: (4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de
Azúcar (ene-2018)
(5) Reemplazo de desconectadores SS.EE. Quillota y Polpaico
(jul-2016)
Figura 22: Flujos Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, para distintas probabilidades de excedencia
En la Figura 22 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Pan de
Azúcar 500 kV, las cuales logran alcanzar el límite de transmisión de 1500 MVA en algunas
situaciones puntuales a lo largo del horizonte de estudio. No obstante lo anterior, no se
considera pertinente evaluar una obra de expansión para el tramo, toda vez que se estima que
los límites de transmisión definitivos, serán probablemente superiores a los 1500 MVA
considerados en este informe, debido a la redistribución de flujos por el sistema paralelo de
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 45 - Informe de avance N°1
220 kV, lo cual será analizado en la siguiente versión de esta revisión anual. Por otra parte, no
se cuenta a la fecha con alguna obra propuesta para ampliar este tramo.
Figura 23: Flujos Polpaico – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
La Figura 23 muestra las transferencias esperadas por el tramo Polpaico – Nogales 220 kV, el
cual presenta una holgura de capacidad considerable durante todo el horizonte de estudio, de
modo que no se considera necesario la evaluación de alguna obra de expansión para este
tramo.
Figura 24: Flujos Quillota – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
250
ene-13
jul-13
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
MW
Mes
Quillota - Nogales 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 46 - Informe de avance N°1
La Figura 24 da cuenta de la modelación considerada para el tramo Quillota – Nogales 220 kV,
el que se ha modelado abierto durante todo el horizonte de estudio, debido a que su capacidad
de transmisión se ve superada en una cantidad considerable de situaciones, lo que ha sido
analizado en revisiones de años anteriores, manteniéndose el criterio para este diagnóstico
debido a que esta operación representaría menores costos de operación esperados del
sistema. Cabe señalar que la modelación del tramo para estos efectos representa una
simplificación cuyo análisis será actualizado en las siguientes versiones del informe de la
presente revisión. En todo caso, la operación real de este tramo deberá ser evaluada de
acuerdo a las condiciones particulares del momento.
Figura 25: Flujos Polpaico – Quillota 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
La Figura 25 muestra las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Quillota 220 kV, el
cual presenta algunos episodios de congestión en situaciones puntuales, mostrando en
holgura de capacidad para la mayoría de los escenarios (más del 80%). Cabe señalar que la
modelación de los límites de transmisión para este tramo considera la obra (5), consistente en
el cambio de los equipos serie (cambio de desconectadores y TT.CC.) que actualmente
impiden que la línea sea utilizada hasta su capacidad térmica.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 47 - Informe de avance N°1
8.2 Zona Centro
El análisis de la zona centro comprende el estudio de los flujos esperados, para los tramos
entre las subestaciones Polpaico y Ancoa, incluyendo los tramos en 220 kV entre Alto Jahuel y
Colbún y Ancoa – Itahue.
Ilustración 6.Diagrama simplificado zona centro
8.2.1 Tramo Lampa – Polpaico
Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x310 MVA 25ºC
Obras propuestas: Ninguna
Figura 26: Flujos Lampa – Polpaico 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.
ExistenteEn Licitación o Construcción
Proyecto
S/E Polpaico 500kV
A.Melipilla220
L.Aguirre220
L.Aguirre500
C.Nav ia220
Rapel220
Ancoa 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
Lampa 220
Chena 220
A.Jahuel 220
Maipo 220
Candelaria 220
Colbún 220
Ancoa 220
Itahue 220
Polpaico 220kV
-600
-400
-200
0
200
400
600
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29MW
Mes
Lampa - Polpaico 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 48 - Informe de avance N°1
En la Figura 26 se observa que si bien existe una alta utilización de este tramo, la capacidad
vigente de 540 MVA no es superada, gracias a la incorporación de los transformadores
desfasadores en Cerro Navia 220 kV el año 2012.
8.2.2 Tramo Chena - Cerro Navia
Obras existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC
Obras propuestas: Ninguna
De la Figura 27 se observa que los flujos se mantienen dentro de su límite sistémico con
criterio N-1, calculado en los estudios eléctricos (510 MVA) en todo el horizonte de
evaluación.
Figura 27: Flujos Chena – Cerro Navia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Nota: En este tramo, por redistribución de flujos post-contingencia, la limitación con criterio N-1 estricto es mayor a la
capacidad térmica de cada circuito.
8.2.3 Tramo Alto Jahuel – Chena
Instalaciones existentes: Línea 2x220 kV, 2x350 MVA 30ºC (A.Jahuel-Rodeo-Chena)6
Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC
Obras propuestas: Ninguna
6 En este tramo, por redistribución de flujos post-contingencia, la limitación con criterio N-1 estricto es mayor a la capacidad
térmica de cada circuito.
-600
-400
-200
0
200
400
600
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Chena - Cerro Navia 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 49 - Informe de avance N°1
Figura 28: Flujos Alto Jahuel – Chena 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Considerando la capacidad de los nuevos circuitos El Rodeo - Chena 220 kV, en paralelo con la
capacidad de los nuevos conductores de alta temperatura, de acuerdo a los estudios eléctricos
realizados en su oportunidad, se obtiene una capacidad sistémica con criterio N-1 del tramo
completo de 1100 MVA.
Se aprecian flujos de sur a norte cuya tendencia es incremental hasta el año 2018.
Posteriormente se observa una baja en las transferencias debido a la entrada de la nueva línea
Lo Aguirre – C.Navia 2x220 kV en octubre de 2018, obra que aportaría un camino alternativo
para abastecer la zona centro con la energía proveniente desde el sur, reduciendo de este
modo los flujos por el tramo en cuestión.
8.2.4 Tramos Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia
Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA 25ºC
Obras licitadas: (2) Nuevo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, Lo Aguirre,
junto con el seccionamiento de un circuito Alto Jahuel –
Polpaico 500 kV y seccionamiento completo de Rapel – C.Navia
(oct-2015).
(3) Línea 1x220 kV, 1x290 MVA 25ºC, Rapel – A. Melipilla (oct-
2018)
(4) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC, A. Melipilla – Lo Aguirre,
1 circuito (oct-2018).
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Alto Jahuel - Chena 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 50 - Informe de avance N°1
(5) Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre –
C.Navia (nov-2018)7
Obras propuestas: (6) Segundo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, Lo
Aguirre, junto con el seccionamiento del otro circuito Alto
Jahuel – Polpaico 500 kV.
(7) Aumento de capacidad del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia
2x220 kV
Para efectos de las transferencias mostradas a continuación de las dos obras excluyentes para
el tramo Lo Aguirrre – Cerro Navia: “Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC” y “Aumento
de capacidad del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV”, se ha considerado sólo la
materialización de la primera, toda vez que aún se encuentra en curso el proceso de licitación
que está llevando actualmente la DP para ella.
Ilustración 7.Diagrama de obras modeladas tramo Rapel - Cerro Navia
7 Licitación declarada desierta durante el primer llamado. La fecha de puesta en servicio considera el retraso debido a los nuevos
procesos de licitación.
Rapel220
A.Melipilla220
C.Nav ia220
Rapel220
A.Melipilla220
C.Nav ia220
L.Aguirre220
Abr-14 - Sep-15 Oct-15 - Sep-18
Existente
En Licitación o Construcción
Proyecto
Rapel220
A.Melipilla220
C.Nav ia220
L.Aguirre220
Nov-18 - Mar-29
Rapel220
A.Melipilla220
C.Nav ia220
L.Aguirre220
oct-18
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 51 - Informe de avance N°1
Figura 29: Flujos Rapel – Alto Melipilla 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
Figura 30: Flujos Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Rapel - Alto Melipilla 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Alto Melipilla - Cerro Navia 220 kV (A. Melipilla
- Lo Aguirre desde Oct-15)
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 52 - Informe de avance N°1
Figura 31: Flujos tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 220 kV para distintas prob. de excedencia
Figura 32: Flujos Lo Aguirre 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
De acuerdo a lo dispuesto en el Decreto Nº115/2011, hacia octubre de 2015 se contaría con la
nueva S.E. Lo Aguirre, seccionando un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV y seccionando
ambos circuitos del tramo Alto Melipilla – Cerro Navia, por lo que se separa el análisis del
tramo en la nueva S.E. Lo Aguirre.
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Lo Aguirre 500/220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 53 - Informe de avance N°1
De la Figura 29 se observa que la capacidad N-1 del tramo entre Rapel y Alto Melipilla se ve
sobrepasada desde el inicio del horizonte de estudio hasta la puesta en servicio de la obra (3)
en octubre de 2018. Lo mismo ocurre con el tramo Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV (Figura
30) y la respectiva nueva obra (4) que aumenta su capacidad de transferencia.
Como se puede apreciar de la Figura 31, la línea existente (1) se considera operando abierta
en el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia desde la puesta en servicio de la subestación
seccionadora Lo Aguirre en 220 kV en octubre de 2015, debido a las saturaciones que se
presentarían en caso de mantener el tramo cerrado. La decisión de operación anterior fue
justificada para la revisión 2013 del ETT desde el punto de vista económico y eléctrico para
los efectos de su incorporación en el modelo de coordinación hidrotérmica. En la siguiente
versión del presente informe se actualizarán dichos análisis. A partir de noviembre de 2018,
los flujos presentados corresponden a los transitados por la Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500
MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia, la cual aportaría capacidad suficiente al tramo en todo el
horizonte de análisis.
En la Figura 32, se aprecia que para el transformador 500/220 kV de la S.E. Lo Aguirre los
flujos aumentan progresivamente desde la puesta en servicio del proyecto Nueva línea Lo
Aguirre – C.Navia en noviembre de 2018, sin alcanzar la capacidad máxima para el tramo en
todo el horizonte de estudio.
8.2.5 Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico
Instalaciones existentes: (1) Línea 2x500 kV, 2x1800 MVA 25ºC
(2) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, Polpaico
(3) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, A. Jahuel
(4) Seccionamiento de Ancoa – Polpaico 1x500 kV (Ene-2014)
Obras en construcción: (5) Seccionamiento de un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV
en S/E Lo Aguirre (oct-2015).
(6) Tercer transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, A. Jahuel
(Sep-2017)
Obras propuestas: (7) Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico
(may-2020)
Ilustración 8.Diagrama de obras modeladas Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico 500 kV
S/E Polpaico 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
Hacia S/E Ancoa 500kV
S/E Polpaico 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
Hacia S/E Ancoa 500kV
S/E Polpaico 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
Hacia S/E Ancoa 500kV
S/E Lo Aguirre 500kV S/E Lo Aguirre 500kV Existente
En Licitación o Construcción
Proyecto
Abr-14 - Sep-15 Oct-15 - Abr-17 May-20 - Mar-29
S/E Polpaico 500kV
S/E A.Jahuel 500kV
Hacia S/E Ancoa 500kV
S/E Lo Aguirre 500kV
Sep-17 - Abr-20
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 54 - Informe de avance N°1
Figura 33: Flujos Alto Jahuel – al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Figura 34: Flujos Polpaico 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Alto Jahuel al Norte 500 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Polpaico 500/220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 55 - Informe de avance N°1
Figura 35: Flujos Alto Jahuel 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
El gráfico de la Figura 33 muestra los flujos y los límites de transmisión con criterio N-1 de la
S.E. Alto Jahuel al norte, con el fin de analizar los niveles de transferencias en los tramos entre
la S.E. Alto Jahuel y la S.E. Polpaico 500 kV. En línea roja se presenta la limitación en caso de
considerar la obra propuesta (7) y en línea punteada en caso contrario.
Se observa un aumento en los flujos esperados a partir de febrero de 2018 con la puesta en
servicio del primer circuito de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa, llegando a alcanzar la
capacidad máxima de transferencia hacia fines del mismo año y superándola a partir de abril
del año 2021 en caso de no contar con el proyecto de expansión para el tramo. Por lo anterior
se considera adecuado realizar una evaluación económica para determinar la pertinencia de
incorporar el proyecto “Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico”. Cabe
señalar que en las siguientes versiones de este informe se realizarán los estudios eléctricos
que permitan precisar la limitación de tramo “Alto Jahuel al norte” producto de la
incorporación del proyecto mencionado.
En la Figura 34 se observa que en la S.E. Polpaico 500/220 kV la capacidad de transformación
disponible, permitiría operar con los niveles de flujo proyectados sin limitaciones en todo el
horizonte de estudio.
En Figura 35 se observa que en la S.E. Alto Jahuel 500/220 kV los niveles de transferencia
proyectados se encontrarían cercanos a la capacidad máxima de transformación hacia
mediados del año 2017, lo anterior sin originar saturaciones gracias a la incorporación de un
tercer transformador en septiembre de 2017, que adicionará holgura suficiente para el nivel
de flujos proyectados a lo largo del horizonte de estudio.
0
500
1000
1500
2000
2500
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Alto Jahuel 500/220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 56 - Informe de avance N°1
8.2.6 Sistema Ancoa al Norte 500 kV
Instalaciones existentes: (1) Línea 1x500 kV, 1x1544 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel
(2) Línea 1x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel
(3) Secc. L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV, en S/E Alto Jahuel
Obras en construcción: (4) Línea 2x500 kV, 1X1732 MVA 35°C, Ancoa – Alto Jahuel
(oct-2015)
(5) Tendido del segundo circuito Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV,
1X1732 MVA 35°C (Feb-2016)
Ilustración 9.Diagrama de obras a considerar para el tramo Ancoa al Norte 500 K
Fecha Límite MVA
Proyectos considerados Descripción Sin Proyecto Con Proyecto
oct-15 1810 2150 + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA
Obra en Construcción
feb-16 2150 2350
+2do cto. L. Ancoa – A. Jahuel 2(2)x500 kV, 2(2)x1800MVA
Obra en Construcción
feb-18 2350 3500(1)
+Nueva L. Charrúa – Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Con 4to Trafo Charrua 500/220
Obra en Construcción
(1) Límite en revisión, será actualizado en la siguiente versión de este informe
Cuadro 19: Límites de Transferencia Modelados Tramo Ancoa al Norte 500 kV.
Ancoa 500kV Ancoa 500kV
Oct-15 - Ene-16 Feb-16 - Mar-29
Existente
En Licitación o Construcción
Proyecto
A.Jahuel 500kV A.Jahuel 500kV
Ancoa 500kV
Abr-14 - Sep-15
A.Jahuel 500kV
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 57 - Informe de avance N°1
Figura 36: Flujos Ancoa al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, con 4to Transf. Charrúa 500/220 kV.
En la Figura 36 se muestra el flujo esperado a través del sistema de 500 kV para el tramo
Ancoa – Alto Jahuel considerando el cuarto transformador en Charrúa 500/220 kV en julio de
2018. Con la entrada en servicio del tercer circuito Alto Jahuel – Ancoa 500 kV hacia octubre
de 2015 y el cuarto circuito en febrero de 2016 se obtiene un aumento considerable en la
capacidad de transmisión, que mantiene las transferencias por debajo del límite del tramo. En
febrero de 2018 la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa produce un
incremento importante en las transferencias hacia el norte, las cuales aumentan
progresivamente y llevan al tramo Ancoa – Alto Jahuel 500 kV a operar casi al límite de su
capacidad para algunas hidrologías extremas hacia fines del año 2025.
Cabe mencionar que el flujo proyectado presentando considera que el cable Ancoa – Colbún
220 kV se mantiene en operación hasta el final del horizonte de estudio.
8.2.7 Tramo Ancoa 500/220 kV
Instalaciones existentes: (1) Transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA
Obras en construcción: (2) Nuevo transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA (sep-
2016)
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Ancoa - Alto Jahuel 500 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 58 - Informe de avance N°1
Figura 37: Flujos Ancoa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
En la Figura 37 se observa que luego de la materialización de la obra (2), la capacidad de
transmisión es suficiente para los flujos proyectados.
8.2.8 Tramo Ancoa – Colbún 220 kV
Instalaciones existentes: (1) Cable 1x220 kV, 1x600 MVA
Obras propuestas: Ninguna
Figura 38: Flujos Ancoa - Colbún 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
La Figura 38 muestra el flujo esperado a través del tramo Ancoa – Colbún 220 kV. Se observa
que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión en todo el horizonte
de estudio.
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Ancoa 500/220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Ancoa - Colbun 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 59 - Informe de avance N°1
8.2.9 Tramo Colbún – Candelaria 220 kV
Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x600 MVA
Obras propuestas: Ninguna
Figura 39: Flujos Colbún - Candelaria 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
La Figura 39 muestra el flujo esperado a través del tramo Colbún - Candelaria 2x220 kV. Se
observa que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión en todo el
horizonte de estudio.
8.2.10 Tramo Candelaria – Alto Jahuel 220 kV
Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x600 MVA
Obras propuestas: Ninguna
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Colbun - Candelaria 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 60 - Informe de avance N°1
Figura 40: Flujos Candelaria – Alto Jahuel 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
La Figura 40 muestra el flujo esperado a través del tramo Candelaria – Alto Jahuel 2x220 kV.
Se observa que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión.
8.2.11 Tramo Ancoa – Itahue
Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 25ºC
Obras propuestas: Ninguna
Figura 41: Flujos Ancoa – Itahue 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Candelaria -Alto Jahuel 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Ancoa - Itahue 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 61 - Informe de avance N°1
En la Figura 41 se observa que la capacidad N-1 del tramo es suficiente para los flujos
proyectados durante el periodo de interés.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 62 - Informe de avance N°1
8.3 Zona Sur
En la zona sur se analizan los flujos esperados para los tramos comprendidos entre Charrúa y
Puerto Montt. Se espera contar con los proyectos recientemente decretados “Línea 2x500 kV,
energizada en 220 kV, tramo Puerto Montt – Pichirropulli”, hacia febrero de 2021 y “cuarto
transformador 1x750 Charrúa 500/220 kV”.
Como se mencionó al comienzo del capítulo, para llevar a cabo el diagnostico de flujos
esperados se considera la liberación de las restricciones de transmisión mediante la
incorporación de proyectos de transmisión.
A continuación se presentan los flujos esperados para cada uno de los tramos.
8.3.1 Tramo Charrúa – Ancoa
Instalaciones existentes: (1) Línea 2x500 kV, 2x1766 MVA 25ºC
(2) Transformadores 3x500/220 kV, 3 x 750 MVA S.E. Charrúa
Obras en licitación o en construcción:
(3) Nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV, 1x1766 MVA 25ºC
(feb-2018)
(4) Transformador 1x500/220 kV, 1 x 750 MVA S.E. Charrúa
(jul-18)
Ilustración 10.Diagrama de obras modeladas tramo Charrúa – Ancoa 500 kV
Ancoa 500kV
Charrua 500kV Charrua 500kV
Ancoa 500kV
Feb-18 - Jun-18 Jul-18 - mar-29
Existente
En Licitación o Construcción
Proyecto
Ancoa 500kV
Charrua 500kV
Abr-14 - Ene-18
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 63 - Informe de avance N°1
Figura 42: Flujos Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia
La Figura 42 muestra una alta congestión del tramo entre el año 2013 y el año 2018 debido a
la capacidad térmica de los equipos de compensación serie (1368 MVA).
Con la entrada en servicio de la nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV (4) en febrero de 2018,
la capacidad de transferencia se vería limitada por los tres transformadores Charrúa 500/200
kV (2100 MVA). A partir de Julio de 2018, la materialización del cuarto transformador,
permite la liberación de las restricciones, siendo la compensación serie de la línea la que
impone nuevamente la limitación para el tramo en 2736 MVA. Sin embargo la transferencia
máxima admisible de la línea se ha igualado al límite tramo de transformación (2910 MVA),
debido a que la compensación serie admite sobrecargas de hasta un 35% (3694 MVA) por un
periodo de 30 minutos.
Con la obra de transformación, el incremento de los flujos desde 220 kV hacia 500 kV, se
traduce en un amento importante en los niveles de transferencia por el tramo Charrúa –
Ancoa 500 kV, observando que con la capacidad adicionada por el proyecto “nueva línea
Charrúa – Ancoa 2x500 kV” se permitiría dar cabida a las transferencias proyectadas hasta
mediados del 2020. A partir de la fecha mencionada, para algunas condiciones húmedas
extremas y en situaciones muy puntuales, los flujos proyectados alcanzarían el límite de
transmisión.
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Charrúa - Ancoa 500 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 64 - Informe de avance N°1
Figura 43: Flujos Charrúa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
La Figura 43 muestra los flujos proyectados en el tramo Charrúa 500/220 kV. De acuerdo a
los criterios utilizados en la planificación del sistema de transmisión, para mantener la
operación con criterio N-1 en la línea Charrúa – Ancoa, durante los primeros años de análisis,
el flujo no puede sobrepasar los 1500 MVA, por lo que a pesar de contar con un tercer
transformador no se permiten mayores niveles de transmisión, observándose elevados
niveles de sobrecarga en este primer periodo.
Con la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa tendido un circuito en
febrero de 2018, el nuevo límite para el tramo Charrúa 500/220 kV es el que imponen las
unidades transformadoras. La restricción a considerar entonces es de 2100 MVA, con lo cual
se presentarían saturaciones en las transferencias esperadas hasta julio de 2018, fecha en la
que se materializaría el cuatro transformador (2910 MVA), observando que con este nuevo
límite no se restringirían las transferencias esperadas.
8.3.2 Tramos Charrúa - Lagunillas 220 kV y Charrúa - Hualpén 220 kV
Instalaciones existentes: (1) Línea Charrúa – Lagunillas 1x220 kV, 1x366VA
(2) Línea Charrúa – Hualpén 1x220 kV, 1x227 MVA
(3) Línea Hualpén - Lagunillas 1x220 kV, 1x276 MVA8
Obras propuestas: Ninguna
8 Instalación no troncal
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Charrúa 500/220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 65 - Informe de avance N°1
Figura 44: Flujos Charrúa – Hualpén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Figura 45: Flujos Charrúa – Lagunillas 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
En la Figura 44 y la Figura 45 se observa que los flujos proyectados no presentarían
saturaciones en todo el horizonte de planificación.
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Charrúa - Hualpén 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Charrúa - Lagunillas 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 66 - Informe de avance N°1
8.3.3 Tramo Cautín – Mulchén - Charrúa 220 kV
Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV Cautín – Mulchén - Charrúa, 2x500 MVA
40ºC
(2) Línea 1x220 kV Charrúa – Temuco, 1x264 MVA 25ºC
(3) Línea 1x220 kV Cautín – Temuco, 2x193 MVA 25ºC
Obras propuestas: (3) Línea 2x500 kV Charrúa – Mulchén 2x750 MVA, primer
circuito.
(4) Línea 2x500 kV Mulchén- Cautín 2x750 MVA, primer
circuito.
Figura 46: Flujos Mulchén – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
-600
-400
-200
0
200
400
600
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
Mulchén - Charrúa 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 67 - Informe de avance N°1
Figura 47: Flujos Cautín – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
Figura 48: Flujos Temuco – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
-600
-400
-200
0
200
400
600
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Cautín - Charrúa 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-300
-200
-100
0
100
200
300
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Temuco - Charrúa 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 68 - Informe de avance N°1
Figura 49: Flujos Cautín - Temuco 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
De la Figura 47 y la Figura 48 se observa que la capacidad N-1 de los tramos, sin considerar
redistribución de flujos post-contingencia, no se supera dentro del período de análisis.
Para el tramo Cautín – Temuco 220 kV (Figura 49), se supone un aumento de capacidad a
partir de enero de 2025.
8.3.4 Tramo Cautín – Valdivia
Instalaciones existentes: (1) Línea Valdivia – Cautín 2x220 kV
- Circuito Nº1 Valdivia – Cautín 1x220 kV:
Tramo Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.
Tramo Ciruelos - Cautín 1x220 kV, 1x193 MVA.
- Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV:
Tramo Cautín – Loncoche 1x220, 1x193 MVA
Tramo Loncoche – Valdivia 1x220, 1x145 MVA.
Obras en construcción: (2) Seccionamiento del circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E.
Ciruelos (ene-2017).
Obras propuestas: (3) Cambio de conductor circuito N° 2 Valdivia - Ciruelos 1x220,
1x193 MVA. (May-2018)
(4) Cambio de conductor Circuito N° 2 Valdivia – Cautín del tramo
Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193 MVA. (May-2018)
(5) Nueva línea Cautín–Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA (nov-21)
(6) Nueva línea Cautín–Ciruelos 2x500 kV, 2x1100 MVA
energizada en 220 kV (nov-21)
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Cautín - Temuco 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 69 - Informe de avance N°1
Ilustración 11.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Cautín
Fecha Límite Modelado MVA
Proyecto Considerado Descripción Sin Proyecto Con Proyecto
Ene-17 145 145 +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos
Obra en Construcción
May-18 145 193 + Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 MVA
Obra Propuesta
nov-21 145 290 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA / Sin cambio conductor de 1x145 MVA a 1x193
Obra Propuesta
nov-21 193 386 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA /Con cambio conductor de 1x145 MVA a 190 MVA
Obra Propuesta
nov-21 145 435 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x500 kV (220) / Sin cambio conductor de 1x145 MVA a 1x193
Obra Propuesta
nov-21 193 579 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x500 kV (220) /Con cambio conductor de 1x145 MVA a 193 MVA
Obra Propuesta
Cuadro 20: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Cautín al Sur
Figura 50: Flujos desde el sur a S/E Cautín para distintas probabilidades de excedencia.
Cautin220
Ciruelos220
Valdiv ia220
Abr-14 - Dic-16Cautin220
Ciruelos220
Cautin220
Ciruelos220
Cautin220
Ciruelos220
Ene-17 - Abr-18 May-18 - Oct-21 Nov-21 - Mar-29
Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220
Loncoche Loncoche LoncocheExistente
En Licitación o Construcción
Proyecto
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220
kV desde ene-17)
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+
C_proyec- S_proyec+ S_proyec- C_proyct_1x290
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 70 - Informe de avance N°1
Cuadro 21: Porcentaje de sobrecarga tramo desde el sur a S/E Cautín
La Figura 50 muestra el flujo proyectado que llega desde el sur a S.E. Cautín hasta enero de
2017, fecha en la cual se lleva a cabo la materialización del seccionamiento de ambos circuitos,
posteriormente muestra las transferencias en el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV.
En la figura se denota en línea roja el límite N-1 en caso de ejecutar las obras de expansión
“Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV” y “Cambio de conductor
Circuito N° 2 Valdivia – Cautín del tramo Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193 MVA”. En línea
punteada se grafican las limitaciones en caso de ejecutar sólo el proyecto de línea nueva y no
realizar el proyecto de cambio de conductor.
Para efecto de explorar las máximas transferencias, en la simulación presentada, a partir de
mayo de 2018 se ha supuesto la materialización del cambio de conductor Loncoche –Ciruelos
1x145 MVA a 1x193 MVA, lo que permitiría disminuir en alguna medida el nivel de saturación
en el mediano plazo. En noviembre de 2021, podría entrar en servicio una nueva línea Cautín
– Ciruelos 2x500 kV, energizada en 220 kV que permitiría adicionar capacidad suficiente al
tramo hasta el final del horizonte de estudio.
En el Cuadro 21 se presentan los porcentajes de saturación para el tramo Ciruelos – Cautín en
caso de no considerar los proyectos propuestos, es decir modelando como límite máximo de
transferencia 145 MVA para el tramo en todo el horizonte. A partir del año 2018, se
observarían saturaciones en ambos sentidos, principalmente para meses fuera del periodo de
verano, las cuales aumentarían progresivamente. Hacia fines del año 2021 el aumento en los
niveles de transferencias hacia el sur, se traduciría en elevados grados de saturación. Por lo
que se considera pertinente una evaluación económica para los proyectos propuestos en la
zona “Nueva línea Cautín–Ciruelos 2x500 kV, 1x290 MVA, energizada en 220 kV” y “Cambio de
conductor Circuito N° 2 Valdivia – Cautín en el tramo Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193
MVA”.
Cabe señalar que a fin de no limitar las transferencias en el tramo se han considerado como
posibles expansiones las obras del Informe Técnico de la CNE, que no han sido decretadas con
motivo de los últimos Planes de Expansión y las obras formalmente presentadas a la DP. Para
el tramo en cuestión se ha escogido modelar la obra (6) y no la obra (5), debido a que con esta
última los máximos niveles de transferencia se verían igualmente limitados para algunas
hidrologías (línea verde en la gráfica, equivalente a 2 circuitos de 145 MVA y un circuito de
290 MVA). Sin perjuicio de lo anterior, la obra que resulte más adaptada técnica y
económicamente para el sistema, será determinada luego de realizar las evaluaciones
económicas pertinentes.
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
- - - - 3% 7% 8% 19% 28% 31% 27% 39% 45% 39% 7% 19%
Período Período Período Período
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 71 - Informe de avance N°1
8.3.5 Tramo Ciruelos – Pichirropulli
Instalaciones existentes: (1) Circuito Nº1 Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.
Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV, 1x145 MVA.
Obras en construcción: (2) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA
25ºC (may-2018).
(3) Seccionamiento del circuito Valdivia – Cautín en S.E.
Ciruelos (Ene-2017)
(4) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA,
(tendido segundo circuito) (may-2018).
Obras propuestas: (5) Cambio de conductor Ciruelos – Valdivia 1x220, 1x193 MVA.
(May-2018)
Ilustración 12.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Ciruelos
Fecha Límite Modelado MVA
Proyecto Considerado Descripción Sin Proyecto Con Proyecto
ene-17 145 145 +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos
Obra en Construcción
may-18 145 193 + Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 MVA
Obra Propuesta
may-18 145 325 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV/ Sin Cambio de conductor
Obra Propuesta
may-18 193 420 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV/ Con Cambio de conductor
Obra Propuesta
Cuadro 22: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Desde Ciruelos al Sur
Hacia S/ECautin220
Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220
Hacia S/ECautin220
Hacia S/ECautin220
Hacia S/ERahue220
Hacia S/ERahue220
Hacia S/ERahue220
Pichirropulli220
Ciruelos220 Ciruelos220 Ciruelos220
Abr-14 -Dic-16 Ene-17-Abr-18 May-18 -Mar-29
Existente
En Licitación o Construcción
Proyecto
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 72 - Informe de avance N°1
Figura 51: Suma de flujos al sur de S/E Ciruelos
Cuadro 23: Porcentaje de sobrecarga tramo desde S.E. Ciruelos al Sur
Figura 52: Flujos Barro Blanco – Valdivia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
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jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
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jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
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jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Desde S/E Ciruelos al Sur
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
- - - 5% 2% - - 0% 2% 3% 4% 5% 6% 3% - -
Período Período Período Período
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Rahue - Valdivia 220 kV (Pichirropulli - Valdivia
desde may-18)
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 73 - Informe de avance N°1
Figura 53: Flujos Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
La Figura 51 muestra los flujos desde el sur hacia S.E. Ciruelos una vez efectuado el
seccionamiento completo en enero de 2017 (3). Se visualizan congestiones en el tramo para
los flujos que van de norte a sur hasta la fecha de entrada en servicio de la línea Ciruelos -
Pichirropulli 2x220 kV en mayo de 2018 (2).
Considerando los plazos constructivos de la obra de mediano plazo disponible “cambio de
conductor Ciruelos – Valdivia 1x220, 1x193 MVA”, esta no alcanzaría a estar en servicio antes
de mayo de 2018, razón por la cual y dado el comportamiento de los flujos esperados en la
zona, convendría postergar su recomendación de modo tal que su materialización se produzca
hacia fines del año 2021, cuando la liberación de restricciones de S/E Cautín al sur, se traduce
en un incremento en las transferencias que haría sobrepasar nuevamente los límites del
tramo.
Con lo anterior la pertinencia de la ejecución de la obra disponible para el tramo deberá ser
analizada en las siguientes revisiones del ETT. Cabe señalar que para efecto de explorar las
máximas transferencias en el sistema, la simulación aquí presentada supone la
materialización de la obra de cambio de conductor para el tramo Ciruelos – Valdivia 220 kV en
noviembre de 2021.
Los porcentajes de sobrecarga del Cuadro 23 son indicadores del efecto que tendría no
ejecutar el cambio de conductor Ciruelos – Valdivia. En este caso se aprecia congestión
esperada, aunque muy menor, en el tramo “Ciruelos al Sur” desde el año 2017 al 2018, la cual
desaparece desde mayo del año 2018 producto de la puesta en servicio la nueva línea Ciruelos
– Pichirropulli 2x220 kV. A partir del 2021, el aumento progresivo de los flujos hacia el sur,
promovidos por la liberación de limitaciones en los tramos Puerto Montt – Pichirropulli 220
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Pichirropulli - Ciruelos 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 74 - Informe de avance N°1
kV y Ciruelos – Cautín 220 kV, conllevaría a sobrepasar nuevamente el límite con criterio N-1
en el tramo en cuestión.
Por su parte, para el tramo Rahue – Valdivia 220 kV (Figura 52) se observa una alta
utilización desde el inicio del horizonte con flujos mayoritariamente en sentido norte - sur,
que tienden a disminuir con la entrada de la línea Pichirropulli – Ciruelos 2x220 kV en mayo
de 2018. Lo anterior debido a que la obra aporta un camino alternativo a los flujos y adiciona
capacidad suficiente al tramo para todo el horizonte de estudio.
De la Figura 53 no se observan congestiones para la línea Ciruelos – Pichirropulli 220 kV, en
todo el horizonte de estudio.
8.3.6 Sistema al sur de S.E. Pichirropulli
Instalaciones existentes: (1) Línea Puerto Montt – Valdivia 1x220 kV,1x145 MVA
(2) Línea Puerto Montt – Rahue 1x220 kV, 1x193 MVA
(3) Línea Rahue – Valdivia 1x220 kV, 1x193 MVA
Obras en licitación: (4) Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV,
2x1500(290) MVA (feb-2021)
(5) Seccionamiento completo S.E. Rahue
Fecha Límite MVA
Proyectos Considerados Descripción Sin Proyecto Con Proyecto
Feb-2021 145 290 + L Puerto Montt – Pichirropulli 2x500
(220) kV, 2x1500 (290) MVA Obra en licitación
Cuadro 24: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Sistema al sur de S/E Pichirropulli
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 75 - Informe de avance N°1
Figura 54: Suma de flujos al sur de S/E Pichirropulli, para distintas probabilidades de excedencia
Figura 55: Flujos Puerto Montt – Rahue 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
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jul-18
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jul-19
ene-20
jul-20
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jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Desde el sur a S/E Pichirropulli
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
Puerto Montt - Rahue 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 76 - Informe de avance N°1
Figura 56: Flujos Puerto Montt –Pichirropulli 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia
Para la suma de flujos de S.E. Pichirropulli al sur se observa que la capacidad adicionada por el
proyecto en licitación “Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500
(290) MVA (feb-2021)”, permitiría operar el tramo sin restricciones en todo el horizonte de
estudio. Cabe indicar que esta línea se considera energizada en 220 kV para todo el horizonte
de estudio en que se encuentra disponible.
De la Figura 55 se aprecia alta congestión en el tramo Puerto Montt – Rahue 220 kV, situación
que sería subsanada a partir de febrero de 2021 gracias a la puesta en servicio del proyecto
Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500 (290) MVA.
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
ene-14
jul-14
ene-15
jul-15
ene-16
jul-16
ene-17
jul-17
ene-18
jul-18
ene-19
jul-19
ene-20
jul-20
ene-21
jul-21
ene-22
jul-22
ene-23
jul-23
ene-24
jul-24
ene-25
jul-25
ene-26
jul-26
ene-27
jul-27
ene-28
jul-28
ene-29
MW
Mes
P. Montt - Pichirropulli 220 kV
Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 77 - Informe de avance N°1
9 ANÁLISIS DE SUBESTACIONES
Con motivo del desarrollo y crecimiento del sistema eléctrico, en cuanto a consumo, proyectos
de generación y transmisión, en particular de obras troncales, se hace necesario el estudio
permanente de las eventuales modificaciones y/o expansiones de las subestaciones del SIC.
Adicionalmente, la CNE mediante carta N° 268/2013 del 11 de julio de 2013, solicitó a la DP
realizar un análisis respecto de mejoras que correspondería efectuar en las subestaciones de
mayor impacto del sistema. De esta forma, la DP seleccionó las siguientes cuatro SS.EE.: Diego
de Almagro, Chena, Alto Jahuel y Charrúa. El análisis fue realizado mediante el encargo de una
asesoría a la empresa Dessau Chile Ingeniería S.A., en adelante, la empresa asesora o el asesor.
Por otro lado, de acuerdo a lo indicado en el DS 210/2014, se ha establecido como obra nueva
el proyecto: ”Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizada en 220 kV”, razón por la
cual, se hace necesario evaluar el impacto de esta obra en la eventual recomendación de
ampliaciones en la actual S.E. Puerto Montt y la futura S.E. Pichirropulli, para la llegada de los
paños asociados de dicha línea. Adicionalmente, la S.E. Pichirropulli, requiere ser analizada
debido a la obra de ampliación: “Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos –
Pichirropulli”.
A continuación, se describen análisis realizados a la fecha para las subestaciones Charrúa, Alto
Jahuel, Puerto Montt y Pichirropulli. Los análisis sobre las SS.EE. Chena y Diego de Almagro,
son incluidos en el Anexo 4, y no en el cuerpo de este informe, debido a que no presentarían
necesidades de ampliaciones con motivo de la presente revisión.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 78 - Informe de avance N°1
9.1 Antecedentes generales
9.1.1 Subestaciones Charrúa y Alto Jahuel
Para los análisis de las SS.EE. Charrúa y Alto Jahuel, lo solicitado a la empresa asesora
consideró, entre otros, los siguientes requerimientos:
Nivel de congestión en subestaciones.
Cantidad y ubicación de líneas que llegan a subestaciones.
Nivel de cortocircuito y capacidad de barras.
Configuración y capacidad de barras.
Cantidad y estado de espacios (paños) disponibles, ya sea para líneas o bien para
elementos tales como reactores o compensación en serie.
Evaluación del estado de servicios auxiliares y capacidad para futuras ampliaciones.
Proyectos futuros y sus requerimientos de espacio en las subestaciones en estudio.
Para lograr lo anterior, el CDEC-SIC entregó al asesor información relativa a las subestaciones,
entre la que destaca:
Diagramas Unilineales.
Planos de Disposición de Equipos.
Planos de Canalización.
Planos de Servicios Auxiliares.
Asimismo, se entregó la Base de Datos para análisis eléctrico, con la cual se realizarían los
estudios sistémicos, y se entregaron los decretos que implicaban obras en las subestaciones.
De esta forma, el estudio fue desarrollado en tres etapas, las cuales contuvieron el programa
de trabajo, estudios de flujos de potencia y cortocircuitos, análisis de las SS.EE., y
determinación y elaboración de propuestas de ampliaciones y/o modificaciones si se
requiriese.
A partir de los resultados del estudio de la empresa asesora, se presenta a continuación una
síntesis para las SS.EE. Charrúa y Alto Jahuel, incorporando información adicional de la que se
dispuso posterior a la recepción del mencionado estudio.
9.1.2 Subestaciones Puerto Montt y Pichirropulli
Con motivo de la obra recientemente decretada “Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt,
energizada en 220 kV”, se consideró necesario realizar un análisis, a modo de diagnóstico, de
los efectos que esta obra tendría sobre las SS.EE. Puerto Montt y Pichirropulli, razón por la
cual se ha analizado los niveles de cortocircuito de la primera y las posibilidades espaciales de
ampliación en ambas.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 79 - Informe de avance N°1
9.2 S.E. Charrúa
Los estudios realizados por el asesor a esta subestación mostraron que:
9.2.1 Nivel de Cortocircuito y Capacidad de Interruptores
Se analizó la capacidad de cortocircuito de los interruptores 220 kV y 500 kV, pertenecientes
al Sistema Troncal, a contar del año 2015, hasta el año 2019, siendo este último el que
presentaba el mayor impacto en los niveles de capacidad de ruptura.
9.2.1.1 Interruptores 500 kV
Los resultados del análisis efectuado a los interruptores de 500 kV se indican en el Cuadro 25
N° Paño Nombre paño Icc, en kA
del equipo
Icc, en kA, por año Cap. Ruptura
superada 2015 2018 2019
52KT8 ATR5 40 11,64 14,64 14,70 NO
52KT6 ATR6 40 11,64 14,64 14,70 NO
52KT5 ATR8 40 11,64 14,64 14,70 NO
52K1 Charrúa – Ancoa C1 40 11,19 14,43 14,46 NO
52K2 Charrúa – Ancoa C2 40 11,18 14,43 14,46 NO
52KR Acoplador 40 14,32 17,44 17,50 NO
52KS Seccionador 40 14,32 17,44 17,50 NO
Cuadro 25: Interruptores 500 kV
Tal como se aprecia en el cuadro anterior, los interruptores 500 kV no requerirían
modificaciones.
9.2.1.2 Interruptores 220 kV
Los resultados del análisis efectuado a los interruptores 220 kV se indican en el Cuadro 26
N° Paño Nombre paño Icc, en kA
del equipo
Icc, en kA, por año Cap. Ruptura
superada 2015 2018 2019
52J3 Cautín 2 40 41,49 47,07 47,01 SI
52JT5 ATR 5 40 39,13 43,59 43,51 SI
52JR1 Acoplador de barra
1 50 42,55 47,91 47,86 NO
52JS31 Seccionador 40 42,55 47,91 47,86 SI
52JR2 Acoplador de barra
2 50 42,55 47,91 47,86 NO
52JS12 Seccionador 40 42,55 47,91 47,86 SI
52J15 Lagunillas 2 40 41,24 46,84 46,77 SI
52J9 Temuco 40 41,92 47,51 47,45 SI
52JT8 ATR 8 50 39,13 43,59 43,51 NO
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 80 - Informe de avance N°1
52J23 Seccionador 40 42,55 47,91 47,86 SI
52JT6 ATR6 40 39,13 43,59 43,51 SI
52JR3 Acoplador de barra
3 50 42,55 47,91 47,86 NO
52J23 Cautín 1 40 41,49 47,07 47,01 SI
Cuadro 26: Interruptores 220 kV
Del cuadro anterior, respecto de la capacidad de ruptura de los interruptores 220 kV, el
análisis indica lo siguiente:
Los interruptores de todos los paños de línea cuya capacidad de ruptura es menor a
igual a 40 kA, ven superada su capacidad de ruptura al año 2015, siendo en todos los
casos un exceso marginal, razón por lo cual se analizó los cortocircuitos para los años
posteriores (2018 y 2019) para evaluar la recomendación de cambio.
Los interruptores de los paños 220 kV de los bancos de autotransformadores
troncales ATR 5, ATR 6 y ATR 8, ven superada su capacidad de ruptura al año 2018.
Se aprecia que sería necesario reemplazar interruptores y que además, al año 2019,
los cortocircuitos obtenidos no superan una corriente de falla de 50 kA.
Cabe señalar que el aumento del nivel de cortocircuito afecta también a los interruptores de
los paños de los sistemas de subtransmisión y adicionales que se encuentran en esta
subestación, los cuales han de ser reemplazados por interruptores de mayor capacidad, en
torno a una capacidad de ruptura de 50 kA.
9.2.2 CONFIGURACION Y CAPACIDAD DE BARRAS
En 500 kV, se tiene una configuración de doble barra principal y una barra de transferencia.
Por su parte, en 220 kV, se tiene una configuración de tres secciones de barra (triple barra
principal) y una barra de transferencia.
9.2.2.1 Capacidad Barras 500 kV
Todas las barras están formadas por tres conductores Hawthorn (604 mm2) por fase. La
capacidad térmica de este conductor es de 815 MVA, a 160 m.s.n.m, aplicando viento de 0,61
m/s, efecto de sol de 0,1 W/cm2, factor de emisividad de 0.5, una temperatura ambiente de 35
°C y una temperatura de diseño en el conductor de 75 °C. Así, las barras tienen una capacidad
de transmisión de 2.445 MVA.
La peor condición fue encontrada en el año 2019, al desconectar uno de los circuitos 500 kV
provenientes de subestación Ancoa, con lo cual se obtuvo un flujo de 1.634 MVA, con lo que
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 81 - Informe de avance N°1
pudo corroborarse que las barras en 500 kV poseen una capacidad suficiente para las nuevas
condiciones de transmisión del año 2019.
9.2.2.2 Capacidad Barras 220 kV
La barra principal está dividida en tres secciones, donde las secciones uno y dos están
compuestas por dos conductores Coreopsis (1.590 MCM) por fase; la sección tres, está
compuesta por dos conductores Sagebrush (2.250 MCM) por fase. La barra de transferencia
está formada por dos conductores Lupine (2.500 MCM) por fase.
Considerando viento de 0,61 m/s, efecto de sol de 0,1 W/cm2, factor de emisividad de 0.5, una
temperatura ambiente de 35 °C y una temperatura de diseño en el conductor de 75 °C, a
160 m.s.n.m., se tiene:
Un conductor Coreopsis es capaz de transmitir una potencia de 417 MVA con sol, con
lo cual las secciones uno y dos de la barra principal tienen una capacidad de
transmisión de 834 MVA.
Un conductor Sagebrush es capaz de transmitir una potencia de 504 MVA con sol, con
lo que la sección tres de la barra principal tiene una capacidad de transmisión de
1.008 MVA.
Un conductor Lupine es capaz de transmitir una potencia de 533 MVA con sol, con lo
que la barra de transferencia tiene una capacidad de transmisión de 1.066 MVA.
Al igual que para el caso anterior, la peor condición fue encontrada en el año 2019, al
desconectar uno de los circuitos 500 kV provenientes de subestación Ancoa, ante lo cual se
obtendría un flujo de 817 MVA por el tramo de la barra principal de menor capacidad, por lo
tanto, las barras en 220 kV poseen una capacidad suficiente para las nuevas condiciones de
transmisión del año 2019.
9.2.3 CAPACIDAD DE SERVICIOS AUXILIARES
Los servicios auxiliares se obtienen desde un switchgear de media tensión, alimentado desde
un transformador 220/13,2 kV – 10 MVA. A partir del switchgear, se extraen alimentaciones
independientes para dos subestaciones unitarias 13,2/0,4 kV – 500 kVA, con redundancia n-1,
para los servicios auxiliares en 500 kV, y dos transformadores 13,2/0,4 kV – 150 kVA, con
redundancia n-1, para los servicios auxiliares en 220 kV.
En cada caso, en 400 V se alimentan los consumos tanto en corriente alterna como a los
cargadores de batería en 125 Vcc y 48 Vcc. Cabe señalar que para el patio de 500 kV, el
sistema de corriente continua en 125 Vcc cuenta con dos bancos de baterías de 800 Ah para
operación por 3 horas a 100% de carga. Asimismo, el sistema de corriente continua en
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 82 - Informe de avance N°1
125 Vcc para el patio de 220 kV cuenta con dos bancos de baterías de 700 Ah para operación
por 3 horas a 100% de carga.
El análisis reveló lo siguiente:
Para sistema en 500 kV, considerando las instalaciones actuales y las previstas por
Transelec en su plan de expansión, se utilizaría un 45% de la capacidad existente en
corriente alterna. Respecto del sistema en corriente continua, se utilizaría un 40% de
la capacidad existente.
Para sistema en 220 kV, considerando las instalaciones actuales y las previstas por
Transelec en su plan de expansión, se utilizaría un 80% de la capacidad existente en
corriente alterna. Respecto del sistema en corriente continua, se utilizaría un 60% de
la capacidad existente.
Por lo tanto, al observar los resultados del análisis, se puede concluir que existe capacidad
para futuras ampliaciones en los servicios auxiliares.
9.2.4 NUEVOS PROYECTOS
9.2.4.1 Decretados, aún no entregados a la explotación
Estos proyectos corresponden a obras decretadas con anterioridad al Decreto Supremo
210/2014, pero cuyas instalaciones, resultado de lo decretado, actualmente no están
presentes físicamente o lo están, de manera parcial o total, pero sin haber sido entregadas a la
Dirección de Operación del CDEC-SIC, como es el caso de lo indicado en el DS 310/2013, que
mandata la ampliación del patio de 500 kV, de las dos barras principales y la barra de
transferencia, para dar cabida a los paños de línea y sus equipos tales como reactores u otros
que se requieran para el proyecto “Nueva Línea 2x500 kV Charrúa-Ancoa: Tendido del Primer
Circuito y la reubicación de la Línea Rucúe-Charrúa 2x220 kV”.
9.2.4.2 Recién Decretados
Corresponde a las obras indicadas en el Decreto Supremo 210/2014, como son:
Obra de Ampliación “Seccionamiento de Barras 500 kV subestación Charrúa”
Obra Nueva “Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de las líneas Charrúa-Ancoa
1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Charrúa-Charrúa”
Para la obra de ampliación, se cuenta con los espacios para su realización de acuerdo con lo
indicado en el Decreto Supremo 210/2014. Para la obra nueva, indicada en el Decreto
Supremo 210/2014, el patio de 500 kV no se vería afectado. Así, en la Figura 57 se muestra lo
analizado por el asesor, si bien este no consideró lo indicado por la CNE en el Decreto
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 83 - Informe de avance N°1
210/2014 del 12.06.2014, donde se incorpora una solución de seccionamiento en las barras
500 kV para esta Subestación, por ser posterior a estos análisis.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 84 - Informe de avance N°1
Figura 57: Patio 500 kV - Subestación Charrúa
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Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 85 - Informe de avance N°1
9.2.5 NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN
Una visión general de la subestación Charrúa es la que se aprecia en la Figura siguiente.
Figura 58: Vista aérea de subestación Charrúa
9.2.5.1 Patio 500 kV
El patio de 500 kV por el sur está impedido de crecer por falta de espacio, como consecuencia
de la cercanía del patio de 220 kV y de un canal, aparentemente de regadío. Sin embargo, por
el Norte, es posible ampliar la subestación comprando nuevos terrenos (Figura 58).
Cabe señalar que ampliaciones futuras eventualmente requerirán el saneamiento
(modificación) del trazado de algunas líneas.
9.2.5.2 Patio 220 kV
El patio 220 kV está impedido de ser expandido hacia el Norte por su cercanía con el patio 500
kV y un canal, aparentemente de regadío; y tampoco puede expandirse hacia el Sur, por su
cercanía con la S.E. Enlace, respectivamente (Figura 58). Además, está rodeado de líneas
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 86 - Informe de avance N°1
aéreas (Figura 59) que entran y salen de esta subestación. Pese a lo anterior, este patio tiene
espacio para la llegada de nuevos circuitos, por cable, tal como lo indica el asesor, en los
espacios rojos que no estarían reservados, en la Figura 60.
Figura 59: Vista aérea Patio 220 kV
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 87 - Informe de avance N°1
Figura 60: Patio 220 kV - Planta
De acuerdo con las obras a realizarse en esta subestación indicadas en el Decreto Supremo
210/2014, la obra de ampliación no afecta el patio de 220 kV, pero sí lo hará la obra nueva, ya
que se requiere una conexión en 220 kV entre los patios de las subestaciones Charrúa y Nueva
Charrúa. Sin embargo, esos espacios existirían, de acuerdo a lo indicado en la Figura 60.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 88 - Informe de avance N°1
9.2.6 OTRAS CONSIDERACIONES RELEVANTES
De acuerdo al análisis realizado por el consultor, se obtendrían sobrecargas en los bancos de
autotransformadores tal como lo indica el cuadro siguiente
Sobrecarga Año Sobrecarga
Operación normal (sin
contingencia)
2018 3,34 %
2019 12,3 %
Contingencia: 1 banco fuera de
servicio
2018 57,5 %
2019 71,5 %
Cuadro 27: Sobrecargas de bancos de autotransformadores respecto de 750 MVA
Pese a que los valores de sobrecarga son elevados, la DP verificó lo indicado, cuyo
procedimiento se detalla a continuación:
Cada banco de autotransformadores es de 750 MVA, valor que incluye refrigeración
forzada.
Sin perjuicio de lo anterior, cada banco es capaz de operar al menos durante 10
minutos hasta 1.170 MVA.
Cada banco permite operación por 10 minutos para sobrecargas superiores a 970
MVA hasta 1.170 MVA.
La sobrecarga máxima encontrada por el consultor para los bancos de
autotransformadores, que corresponde a una situación bastante improbable de
acuerdo a los flujos calculados por el CDEC-SIC, corresponde a un 71,5 % el año 2019,
es decir, a un total de 1.286,3 MVA.
De esta manera, para niveles de transferencias entre 970 MVA a 1170 MVA, sería
necesario evacuar durante los primeros 10 minutos como máximo 200 MVA por cada
banco de autotransformadores, es decir, un total de 400,0 MVA. Se verificó que en
términos esperados, existiría reserva en giro y pronta para superar esta condición.
Además, para los niveles de sobrecargas superiores, se debe considerar que posterior
al análisis del asesor, el decreto 210/2014 incorpora una nueva S.E. Charrúa con un
nuevo banco de autotransformadores 500/220 kV, lo cual reduciría los niveles de
sobrecarga en los transformadores para las contingencias efectuadas. Este análisis se
realizará con más detalle en la presente revisión del ETT.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 89 - Informe de avance N°1
Cabe indicar que los análisis del asesor para esta S.E. no consideraron las obras
recientemente decretadas “Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV
Charrúa – Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa” y “Seccionamiento
barras 500 kV subestación Charrúa”, por lo que con motivo de la actual revisión del Estudio de
Transmisión Troncal, serán actualizados estos análisis.
9.3 S/E ALTO JAHUEL
9.3.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES
Los análisis del asesor respecto de la capacidad de cortocircuito de los interruptores 220 kV y
500 kV, pertenecientes al sistema troncal, a contar del año 2015, hasta el año 2019, siendo
este último el que presentaba el mayor impacto en los niveles de capacidad de ruptura.
9.3.1.1 Interruptores 500 kV
Los resultados del análisis efectuado a los interruptores 500 kV se indican en el cuadro
siguiente.
N° Paño Nombre paño Icc, en kA
del equipo
Icc, en kA, por año Cap. Ruptura
superada 2015 2018 2019
52KS Seccionador 40 14,76 20,18 20,44 NO
52K1 Ancoa – Alto Jahuel C1 40 12,67 18,10 18,36 NO
52K2 Ancoa – Alto Jahuel C2 40 12,66 18,09 18,35 NO
52KR Acoplador 40 14,76 20,18 20,44 NO
52KT4 ATR4 40 12,63 18,52 18,87 NO
52KT5 ATR5 40 12,63 18,52 18,87 NO
52K3 Alto Jahuel – Polpaico C1 40 12,669 16,46 16,76 NO
52K4 Alto Jahuel – Polpaico C2 40 12,66 16,461 16,76 NO
Cuadro 28: Interruptores 500 kV
Tal como se aprecia en el cuadro anterior, los interruptores 500 kV no requerirían
modificaciones.
9.3.1.2 Interruptores 220 kV
El cuadro siguiente muestra los resultados de cortocircuito al año 2015, las capacidades de
cortocircuito de los interruptores existentes y cuáles sería necesario reemplazar.
N° Paño Nombre paño Icc, en kA
del equipo
Icc, en kA, por año Cap. Ruptura
superada 2015 2018 2019
52JT6 ATR 6 31,5 36,89 40,79 46,89 SI
9 En estricto rigor, a partir de este año correspondería a Alto Jahuel – Lo Aguirre
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 90 - Informe de avance N°1
52J2 Almendros 1 40 37,68 47,13 47,27 SI
52J3 Maipo 1 31,5 36,72 46,85 47,00 SI
52JCE2 Banco CCEE2 50 38,93 49,03 49,18 NO
52JT2 ATR 2 40 36,2 46,75 46,15 SI
52JS Seccionador 40 38,93 40,43 49,18 SI
52J4 Almendros 2 40 37,68 47,13 47,27 SI
52J10 Maipo 2 40 36,72 46,85 47,00 SI
52J5 Buin 40 37,13 47,11 47,24 SI
52JT4 ATR 4 50 30,4 40,78 40,94 NO
52JCE1 Banco CCEE 1 40 38,93 40,03 49,18 SI
52JR Acoplador 5010 38,93 42,13 49,18 NO
52J6 Chena 3 40 36,79 46,67 47,18 SI
52JT5 ATR 5 50 30,4 40,79 40,94 NO
52JZ3 Reactor 3 40 38,93 47,11 49,18 SI
52J7 Chena 4 40 36,79 46,67 46,89 SI
52J8 Chena 1 50 37,49 47,06 46,78 NO
52J9 Chena 2 50 36,85 46,77 46,78 NO
Cuadro 29: Interruptores a ser reemplazados al año 2015
Del Cuadro 29, se desprende que sería necesario reemplazar interruptores y que además, al
año 2019, los cortocircuitos obtenidos no superan una corriente de falla de 50 kA.
Cabe señalar que el aumento del nivel de cortocircuito afecta también a los interruptores de
los paños de los sistemas de subtransmisión y adicionales que se encuentran en esta
subestación, los cuales han de ser reemplazados por interruptores de mayor capacidad, en
torno a una capacidad de ruptura de 50 kA.
9.3.2 CONFIGURACIÓN Y CAPACIDAD DE BARRAS
En 500 kV y 220 kV, se tiene una configuración de doble barra principal y una barra de
transferencia.
9.3.2.1 Capacidad Barras 500 kV
Todas las barras están formadas por tres conductores Coreopsis (1.590 MCM) por fase. La
capacidad térmica de este conductor para una temperatura ambiente de 35 °C y una
temperatura de diseño en el conductor de 70 °C, es de 898 MVA, con sol, por lo tanto las dos
barras principales y la barra de transferencia tienen una capacidad de transmisión de
2.694 MVA. La condición más exigente para las barras se produce cuando se conectan los
paños Ancoa 2 y el Banco de Autotransformadores N°5, pasando por las barras 2.193 MVA.
Así, pudo corroborarse que las barras en 500 kV poseen una capacidad suficiente para las
nuevas condiciones de transmisión del año 2019.
10 Decreto 310/2013 considera su reemplazo y se ha incluido el valor decretado.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 91 - Informe de avance N°1
9.3.2.2 Capacidad Barras 220 kV
Todas las barras están formadas por dos conductores Coreopsis (1.590 MCM) por fase. Un
conductor Coreopsis es capaz de transmitir una potencia de 461 MVA en 220 kV con sol, a una
temperatura ambiente de 35 °C y una temperatura de diseño en el conductor de 80 °C, con lo
que las barras son capaces de transmitir 922 MVA cada una. El análisis reveló que la condición
más exigente se produce cuando se conectan los paños de banco de autotransformadores N°4,
Maipo 1 y Buin, con lo cual circularían por la barra uno, 889 MVA. Por lo tanto, las barras
permitirían al 2019 la transmisión de potencia requerida.
Cabe señalar de todos modos y sin perjuicio de lo anterior, que la capacidad de esta barra es
suficiente pero ajustada respecto de lo requerido en el corto plazo.
9.3.3 CAPACIDAD DE SERVICIOS AUXILIARES
Los servicios auxiliares en corriente alterna son tomados desde los bancos de
autotransformadores 500/220/66 kV, de los terciarios en 66 kV. De cada barra de 66 kV se
conecta un transformador 66/13,2 kV de 2 MVA, que alimentan un switchgear 13,2 kV. Desde
este switchgear se alimentan de manera independiente los servicios auxiliares de los patios de
500 kV, 220 kV, 154 kV, 110 kV y 66 kV.
9.3.3.1 Patio 500 kV
Para los servicios auxiliares de este patio existe un transformador 13,2/0,4 kV – 500 kVA que
alimenta los servicios auxiliares en corriente alterna y los cargadores de batería para el
sistema en corriente continua, contando este últimos con dos bancos de baterías de 1.140 Ah
por 10 horas, además de los bancos de batería de 48 Vcc para los equipos de comunicaciones.
El consumo aproximado para las instalaciones actuales y las previstas por Transelec en su
plan de expansión es del orden de un 50% de la capacidad existente en corriente alterna y de
un 60% en corriente continua.
9.3.3.2 Patio 220 kV
Para este patio existen dos transformadores 13,2/0,4 kV – 150 kVA (uno de respaldo). Los
servicios auxiliares de corriente continua cuentan con dos bancos de batería de 500 Ah por 10
horas, además de los bancos de baterías en 48 Vcc para los sistemas de comunicaciones. El
consumo actual de las instalaciones existentes y las previstas por Transelec en su plan de
expansión es del orden de un 15% de la capacidad existente en corriente alterna y un 20% de
la capacidad existente en corriente continua.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 92 - Informe de avance N°1
9.3.4 PROYECTOS FUTUROS
9.3.4.1 Recién Decretados
Actualmente, el Decreto Supremo 210/2014 del 12.06.2014, manda el seccionamiento de las
barras 500 kV, creando cuatro secciones de barra principal y dos secciones para la barra de
transferencia, mediante equipamiento GIS. Los espacios a utilizar son lo que actualmente
utilizan, en la barra principal y de transferencia, las conexiones de los paños acopladores y
seccionadores.
9.3.4.2 Decretados, aún no entregados a la explotación
De acuerdo al decreto 310/2013, debe incorporarse un nuevo banco de autotransformadores
que se conecte a la subestación Alto Jahuel, que corresponde a un tercer banco, aunque a la
fecha de desarrollo del presente estudio, no se tiene certeza de su forma de conexión y de esta
manera, se analizará su factibilidad espacial, junto a lo propuesto por el Consultor, en la
sección siguiente.
9.3.5 NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN
La subestación Alto Jahuel, se muestra, de manera general, en la Figura 61.
Si bien las eventuales recomendaciones finales para esta subestación por parte de la DP están
a la espera y sujetas al resultado de la adjudicación del suministro e instalación del banco de
autotransformadores, se solicitó a la empresa asesora, analizar distintas configuraciones de
conexión del nuevo banco de autotransformadores con motivo de prestar asesoría a la DP en
el proceso licitatorio de esta obra. De esta forma, el consultor considera más adecuado
instalar el banco de autotransformadores, en el lado de 500 kV, tal como se indica en la Figura
62 y la Figura 63.
Para el caso de la conexión en 220 kV, el consultor propone extender las barras de 220 kV, tal
como lo indica la Figura 64 y la Figura 65.
A su vez, al observar la Figura 62 y la Figura 64, se aprecia que los patios troncales de la
subestación tienen posibilidad de ampliación, si bien es cierto dichas ampliaciones no están
exentas de interferencias con líneas aéreas de alta tensión, que eventualmente requerirán de
saneamiento.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 93 - Informe de avance N°1
Figura 61: Subestación Alto Jahuel – Vista aérea y descripción general11
11 Cabe señalar que los espacios indicados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 94 - Informe de avance N°1
Figura 62: Propuesta Asesor para instalación de Banco de Autotransformadores, lado 500 kV12
12 Cabe señalar que los espacios indicados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
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Figura 63: Propuesta Asesor – Plano Disposición de Equipos – 500 kV
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 96 - Informe de avance N°1
Figura 64: Propuesta Asesor para instalación de Banco de Autotransformadores, lado 220 kV
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Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 97 - Informe de avance N°1
Figura 65: Propuesta Asesor – Plano Disposición de Equipos – 220 kV
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 99 - Informe de avance N°1
9.4 S.E. Puerto Montt
9.4.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES
Se analizó el cortocircuito en interruptores y la barra de la subestación, al año 2019, lo cual se
muestra en el Cuadro 30:
Cuadro 30: Capacidad de Interruptores
N° Paño Descripción Icc, en kA, nominal Icoci, en kA, año 2019
52J1 Rahue – Puerto Montt C1 40 5,57
52J2 Rahue – Puerto Montt C1 40 5,55
- Pichirropulli – Puerto Montt C1 - 5,67
- Pichirropulli – Puerto Montt C2 - 5,67
52J3 Canutillar – Puerto Montt C1 40 5,52
52J4 Canutillar – Puerto Montt C1 40 5,52
52JR Acoplador 40 6,02
52JS Seccionador 40 6,02
Al observar el Cuadro 30, se observa que no se requeriría el reemplazo de interruptores.
9.4.2 NIVEL DE CONGESTIÓN Y POSIBILIDAD DE AMPLIACIÓN
En la
Figura 66 se muestra una vista aérea de esta Subestación y los terrenos colindantes.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 100 - Informe de avance N°1
Figura 66: 13 Subestación Puerto Montt – Planta; -- Límite de subestación; -- Espacio eventualmente disponible dentro de S/E; --
Terrenos de Carabineros de Chile; -- S/E Melipulli
Los paños se ubican tal como lo muestra la Figura 67.
Figura 67: 14 Subestación Puerto Montt – Planta general y paños
9.4.2.1 Llegada y acometida de La Línea
Para analizar la factibilidad de ampliación de esta subestación, resulta conveniente iniciar el
análisis sobre el sitio más probable de acometida de la línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto
Montt, energizada en 220 kV, en adelante, La Línea. De esta manera, la Figura 68 muestra los
terrenos colindantes a la subestación, de la cual se observa:
13 Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales. 14 Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 101 - Informe de avance N°1
Existe una fuerte interferencia para que la llegada de La Línea acometiera a la
subestación por el lado Noroeste, debido a la presencia de muchas estructuras
urbanas (casas, edificaciones, calles, etc.). Lo mismo ocurriría si se intentase la llegada
por el Sur de la subestación.
Por el norte, se tienen interferencias con la subestación Melipulli y las líneas Rahue –
Puerto Montt, Valdivia – Puerto Montt y Canutillar – Puerto Montt.
Así, sería más adecuado que la llegada de La Línea se hiciera por el Noreste de la
subestación.
Figura 68: --, Congestión de estructuras urbanas que generarán interferencia; --, Interferencia con subestación Melipulli y Líneas
aéreas 220 kV existentes; --, Sitio aparentemente más adecuado para la llegada de La Línea
Así, para el emplazamiento considerado para la llegada de La Línea, se tendrá interferencia
con las torres de remate de las Líneas Valdivia (Rahue) – Puerto Montt y Canutillar – Puerto
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 102 - Informe de avance N°1
Montt. Por lo tanto, se sugeriría que la acometida de La Línea se hiciera por cable hasta el
sector encerrado en amarillo en la
Figura 66, tal como lo indica la Figura 69.
Figura 69: Acometida por cable de La Línea
9.4.2.2 Ampliación de Subestación Puerto Montt
Se realiza un diagnóstico acerca de la posibilidad de ampliación de la subestación Puerto
Montt en el lugar indicado en la
Figura 66. Al realizar un acercamiento sobre dicha zona, se aprecian interferencias que se
muestran en la Figura 70 (donde se recalca la zona de máxima interferencia), y que se
describen a continuación:
Interferencia con camino de acceso para la extensión de barras.
Interferencias para la ampliación de la sección 1 de la barra principal con edificación
que aparentemente correspondería a la caseta de servicios auxiliares del patio de
220 kV.
Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014
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Interferencia de edificación sin identificación (Figura 71), por cercanía con la
sección 1 de la barra principal.
Interferencia de ambas edificaciones indicadas en los puntos anteriores, con reactores
o compensadores que eventualmente podría requerirse de acuerdo a la solución final
licitada.
Figura 70: 15Subestación Puerto Montt – Interferencia. En la Figura; BP: barra principal; BT: barra de transferencia y S: sección
15 Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales.
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Figura 71: Interferencias en la ampliación de barras 220 kV
El diagnóstico considera para ampliar la subestación Puerto Montt, lo siguiente:
1. Reubicar el edificio sin identificación, en un área que no interfiera con la ampliación
natural de las barras, ni de posibles requerimientos de instalación de reactores o
compensadores.
2. Reubicar la caseta de servicios auxiliares en uno de los lugares donde lo sugiere la
Figura 72.
3. Realizar las adecuaciones necesarias en el camino de acceso a la subestación, además
de eventualmente modificar el punto de entrada a ésta, realizando obras en el cerco
perimetral de la subestación.
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Figura 72: Propuesta de reubicación de caseta de servicios auxiliares16
Ya con la caseta de servicios auxiliares reubicada, al igual que la edificación sin identificación,
sería posible ampliar las barras e instalar los circuitos de La Línea en los espacios que se
indican en la Figura 73.
Figura 73: Espacios disponibles una vez reubicadas las edificaciones y modificado el camino; --, paños para circuitos 1 y 2 de La
Línea; --, espacio para paños futuros.
16 Se estima que el reubicar la caseta a cualquiera de estas ubicaciones no tendría interferencia.
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9.5 S.E. Pichirropulli
La subestación Pichirropulli es una subestación actualmente en diseño, tipo interruptor y
medio, aislada en aire (AIS), con excepción de los equipos de paño que son tecnología
SemiGIS, esto es, interruptor que incluye los desconectadores, transformador de corriente y
cualquier otro elemento que sea requerido, tal como lo indica la Figura 74.
Figura 74: Subestación Pichirropulli – Planta general
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9.5.1 NIVEL DE AMPLIACIÓN Y POSIBILIDAD DE CONGESTIÓN
De acuerdo con el Decreto Supremo 210/2014, existen dos (2) obras que impactan esta
subestación:
1. Obra de ampliación: “Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos –
Pichirropulli”
2. Obra nueva: “Línea 2x500 kV Puerto Montt – Pichirropulli, energizada en 220 kV”
Ambas obras implican que se requieren tres (3) nuevos paños para esta subestación, la cual
tendría los espacios disponibles de acuerdo a lo indicado en la Figura 4.1. La propuesta de
conexión para los nuevos tres (3) paños se indica en la Figura 75. Cabe señalar que los paños
son parte de las obras de las líneas, por lo tanto, la ampliación de la subestación tiene relación
con la extensión de las barras.
Figura 75: Subestación Pichirropulli – Propuesta de Ampliación; --, Paños requeridos por Decreto Supremo 210/2014
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10 CONCLUSIONES
A partir de los resultados presentados en el diagnóstico del sistema de transmisión troncal, se
concluye lo siguiente:
Zona Norte:
Para esta zona no se han presentado proyectos adicionales a los ya decretados, sin embrago
las transferencias esperadas señalan la necesidad de incorporar eventuales proyectos de
expansión, aun después de la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Polpaico –
Cardones, razón por la cual se ha incorporado en las simulaciones proyectos de
repotenciamiento de las líneas 2x220 kV Punta Colorada – Maitencillo y Las Palmas – Pan de
Azúcar, para efectos de explorar las máximas transferencias que se obtendrían de no existir la
restricción. La pertinencia de evaluar este proyecto u otra solución que permita hacer un
mejor uso de los recursos de generación en la zona, se analizará en función de obras
propuestas en las siguientes versiones de esta revisión.
Zona Centro:
Para los tramos en 500 kV entre S.E. Ancoa y S.E. Polpaico se observa un aumento de los flujos
a partir de febrero de 2018 producto de la puesta en servicio de la obra “Nueva línea Charrúa
– Ancoa 2x500 kV, tendido primer circuito” y la ejecución del proyecto “Cuarto transformador
Charrúa 500/220 kV”, lo que lleva a los tramos de Ancoa al Norte a operar alcanzado
levemente la máxima capacidad de transmisión. Los flujos esperados para la zona indican que
podría requerirse una expansión para el tramo Alto Jahuel – Polpaico 500 kV para dar cabida
a los niveles de transferencia en el sentido sur – norte. En la zona se presenta como posible
expansión la obra Alto Jahuel – Polpaico 1x500 kV, contenida en el informe técnico de la CNE,
que no ha sido decretada con motivo de los planes de expansión anteriores, por lo que se
considera necesario llevar a cabo una evaluación económica para determinar la pertenencia
de incorporar esta obra al sistema.
Zona Sur:
Se observan congestiones en el tramo Pichirropulli al sur en el periodo previo a la entrada en
operación de la nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 kV energizada en 220 kV, obra
que adiciona holgura suficiente a los flujos proyectados en todo el horizonte. Para el resto de
tramos hacia el norte los gráficos de utilización esperada indican que se presentarían
congestiones en el tramo Cautín – Ciruelos 220 kV, razón por la cual en la modelación se ha
incorporado el proyecto “Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, 2x1100 MVA, energizada en
220 kV”, contenida en el informe técnico de la CNE que enmarca la presente revisión. En las
siguientes versiones de este informe se evaluará la pertinencia de ejecutar el proyecto
mencionado u otro.
A partir de los análisis realizados a las subestaciones Charrúa, Alto Jahuel, Puerto Montt, y
Pichirropulli, se concluye lo siguiente:
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S.E. Charrúa
Los Interruptores del patio de 500 kV no requerirían reemplazo por capacidad de
ruptura.
Algunos Interruptores del patio de 220 kV requerirían reemplazo por capacidad de
ruptura.
Las barras tienen la capacidad necesaria para soportar la condición más exigente
calculada por el asesor para las contingencias indicadas en los informes en Anexo 3,
razón por la cual no se requeriría su potenciamiento, si bien será corroborado al
incluir la obra nueva del Decreto Supremo 210/2014.
Los servicios auxiliares tienen la capacidad necesaria para alimentar las instalaciones
actuales y las obras que se avecinan.
Es posible expandir el patio de 500 kV, mediante la compra de terrenos, pero no el
patio de 220 kV, si bien este último tiene espacios disponibles para la conexión de
nuevos circuitos, mediante cable, dado la alta congestión de líneas aéreas que entran y
salen de esta subestación. No obstante, con lo mandatado en el Decreto 210/2014, la
congestión en Charrúa 220 kV no sería preocupante en la visión de largo plazo, debido
a que se construirá una subestación Nueva Charrúa 500/220 kV.
S.E. Alto Jahuel
Los Interruptores del patio de 500 kV no requerirían reemplazo por capacidad de
ruptura.
Algunos Interruptores del patio de 220 kV requerirían reemplazo por capacidad de
ruptura.
Las barras tienen la capacidad necesaria para soportar la condición más exigente
calculada por el asesor para las contingencias indicadas en los informes en Anexo 3,
razón por la cual no se requeriría su potenciamiento. Cabe señalar que una vez
conocida la ubicación definitiva del nuevo banco de autotransformadores indicado en
el Decreto Supremo 310/2013, la capacidad de las barras será verificada.
Los servicios auxiliares tienen la capacidad necesaria para alimentar las instalaciones
actuales y las obras que se avecinan.
Es posible expandir los patios troncales gracias a que el Propietario posee terrenos
más allá de los límites propios de la subestación actual. Sin embargo, es probable que
se encuentren interferencias con líneas aéreas que requerirán modificaciones.
S.E. Puerto Montt
La subestación se encuentra encasillada en varios de sus puntos cardinales, excepto en
el sector Noreste, por lo cual este lugar podría ser el más adecuado para la entrada de
La Línea para llegar a los sectores con espacios disponibles del patio de 220 kV
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Noroeste. En este caso, considerando que existe interferencia con torres de remate de
las líneas que actualmente entran a la subestación, sería necesario una acometida
mediante cables, considerando espacios en el sistema de canalización para permitir la
instalación de futuros circuitos.
De lo anterior, en vista que además el espacio que existe para la acometida de La Línea
mediante cables es restringido, se recomienda que el sistema de canalización deje los
espacios para permitir en el futuro la instalación de nuevos circuitos. Asimismo,
pareciera adecuado que los cables se tracen, en caso de trinchera, en configuración
“threefold” en las escalerillas para reducir espacio.
Al oeste del patio 220 kV de la subestación existe una edificación sin identificación, en
cuyo caso sería necesario evaluar con el propietario de la subestación la factibilidad de
su reubicación.
Existe una caseta de servicios auxiliares al sur de los paños de las líneas Puerto Montt
– Melipulli, la cual debería ser reubicada.
S.E. Pichirropulli
La subestación tendría, de acuerdo con los planos de planta, espacios disponibles para
instalar una diagonal (3 interruptores con sus correspondientes equipos), y una
semidiagonal (1 interruptor con sus correspondientes equipos) para la llegada de los
nuevos circuitos.
De acuerdo a la información recibida, luego de concretarse la conexión de los circuitos
de las obras indicadas, no habría más espacio disponible para otros paños futuros en
la S.E.
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ANEXO 1
ANEXO 1
ESTUDIO DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN
Rev. 2013 ETT
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ANEXO 2
ANEXO 2
ESTUDIO DE OPERACIÓN DE LA ZONA NORTE DEL SIC
PERÍODO 2014-2017
RESUMEN Y RECOMENDACIONES
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ANEXO 3
ANEXO 3
ESTUDIOS DE FLUJOS DE POTENCIA Y CORTOCIRCUITO
ANÁLISIS DE SUBESTACIONES