Plan de expansión preliminar versión 2 - CDEC SIC
PROPUESTA PRELIMINAR VERSIÓN 2 PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMSIÓN TRONCAL DEL SIC 2014-2015 REVISIÓN 2014 ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL CUATRIENIO 2011-2014 Dirección de Peajes CDEC-SIC 14 de octubre de 2014 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 ÍNDICE DE CONTENIDO 1 INTRODUCCIÓN 6 2 RESUMEN EJECUTIVO 7 3 CONSIDERACIONES GENERALES 3.1 3.2 3.1 3.2 4 4.1 4.2 4.3 5 5.1 6 6.1 6.2 6.3 7 7.1 7.2 7.2.1 8 8.1 9 9.1 10 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES PLAZOS ESTIMADOS DE CONSTRUCCIÓN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL 10 11 12 13 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA 15 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS DEMANDA PROYECTADA 15 15 16 SISTEMA DE GENERACIÓN 19 DISPONIBILIDAD DE GNL 22 SISTEMA DE TRANSMISIÓN 23 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO 23 24 27 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN 28 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS EXIGENCIAS DE LA NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO CRITERIOS PARA LOS ANÁLISIS DE ESTABILIDAD. 28 29 30 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE SUFICIENCIA LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS ESCENARIO BASE (ESCENARIO 0) Dirección de Peajes – CDEC-SIC 33 33 37 37 -2- Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 9.1.1 9.1.2 9.1.3 9.2 9.2.1 9.2.2 9.3 9.3.1 9.3.2 10 PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO BASE DEMANDA PROYECTADA PARA ESCENARIO BASE CARACTERÍSTICAS ESCENARIO BASE ESCENARIO ZONA SUR (ESCENARIO Nº1) PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO Nº1 DEMANDA PROYECTADA PARA ESCENARIO N°1 ESCENARIO ZONA NORTE ERNC (ESCENARIO Nº2) PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ESCENARIO Nº2 DEMANDA PROYECTADA PARA ESCENARIO N°2 37 37 37 38 38 39 39 39 40 DIAGNOSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 41 10.1 10.1.1 10.1.2 10.1.3 10.1.4 10.1.5 10.1.6 10.2 10.2.1 10.2.2 10.2.3 10.2.4 10.2.5 10.2.6 10.2.7 10.2.8 10.2.9 10.2.10 10.2.11 10.3 10.3.1 10.3.2 10.3.3 10.3.4 10.3.5 10.3.6 11 14 de octubre de 2014 ZONA NORTE TRAMO CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO TRAMO MAITENCILLO - CARDONES TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA – MAITENCILLO TRAMOS NOGALES – PAN DE AZÚCAR TRAMOS POLPAICO – NOGALES SENSIBILIDAD ZONA NORTE, INTERCONEXIÓN SIC - SING ZONA CENTRO TRAMO LAMPA – POLPAICO TRAMO CHENA - CERRO NAVIA TRAMO ALTO JAHUEL – CHENA TRAMOS RAPEL – A. MELIPILLA – LO AGUIRRE – CERRO NAVIA SISTEMA DE 500 KV ENTRE ALTO JAHUEL Y POLPAICO SISTEMA ANCOA AL NORTE 500 KV TRAMO ANCOA 500/220 KV TRAMO ANCOA – COLBÚN 220 KV TRAMO COLBÚN – CANDELARIA 220 KV TRAMO CANDELARIA – ALTO JAHUEL 220 KV TRAMO ANCOA – ITAHUE ZONA SUR TRAMO CHARRÚA – ANCOA TRAMOS CHARRÚA - LAGUNILLAS 220 KV Y CHARRÚA - HUALPÉN 220 KV TRAMO CAUTÍN – MULCHÉN - CHARRÚA 220 KV TRAMO CAUTÍN – VALDIVIA TRAMO CIRUELOS – PICHIRROPULLI SISTEMA AL SUR DE S.E. PICHIRROPULLI ANÁLISIS DE SUBESTACIONES 11.1 11.2 11.3 11.4 11.4.1 11.5 82 S.E. DIEGO DE ALMAGRO S.E. CARRERA PINTO S.E. CARDONES S.E. ALTO JAHUEL NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES S.E. POLPAICO Dirección de Peajes – CDEC-SIC 41 42 45 47 50 54 56 57 57 58 58 59 62 64 65 66 66 67 67 68 68 72 73 74 77 80 -3- 83 84 86 86 86 87 Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 11.6 11.6.1 11.6.2 11.6.3 11.7 11.8 11.9 11.10 11.10.1 11.11 11.11.1 11.11.2 12 87 87 88 88 90 91 91 91 92 93 93 93 99 ADECUACIÓN DE COMPENSACIÓN SERIE NUEVA LÍNEA POLPAICO – PAN DE AZÚCAR 2X500 KV COMPENSACIÓN REACTIVA ADICIONAL PARA EL NUEVO SISTEMA POLPAICO – CARDONES 500 KV ANÁLISIS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 13.1 13.1.1 13.2 13.2.1 13.2.2 13.2.3 13.3 13.4 13.4.1 13.4.2 13.4.3 14 S.E. CHARRÚA NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES NUEVOS PROYECTOS NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN S.E. TEMUCO S.E. CAUTÍN S.E. CIRUELOS S.E. PICHIRROPULLI NIVEL DE CONGESTIÓN Y POSIBILIDAD DE AMPLIACIÓN S.E. PUERTO MONTT NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES NIVEL DE CONGESTIÓN Y POSIBILIDAD DE AMPLIACIÓN PROYECTOS ADICIONALES ANALIZADOS 12.1 12.2 13 14 de octubre de 2014 99 100 102 METODOLOGÍA MIN – MAX REGRET ZONA NORTE ESCENARIO 0 (BASE) ESCENARIO N°2 ANÁLISIS DEL MÍNIMO ARREPENTIMIENTO EN LA ZONA NORTE ZONA CENTRO ZONA SUR ESCENARIO 0 (BASE) ESCENARIO N°1 ANÁLISIS DEL MÍNIMO EN LA ZONA SUR CONCLUSIONES 102 102 103 103 106 110 113 113 113 115 117 123 ANEXO 1 129 ANEXO 2 130 ANEXO 3 131 ANEXO 4 132 ANEXO 5 133 Dirección de Peajes – CDEC-SIC -4- Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 ANEXO 6 134 ANEXO 7 135 Dirección de Peajes – CDEC-SIC -5- Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 1 14 de octubre de 2014 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. Adicionalmente, de acuerdo al Artículo 37 letra k) del Decreto 291/2007, la Dirección de Peajes debe presentar a los operadores del sistema de transmisión troncal y a los usuarios que hacen o harán uso de dicho sistema, una propuesta preliminar de Plan de Expansión a más tardar el 31 de agosto del año anterior a su vigencia. 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. En el presente informe se describen los análisis y conclusiones derivados de proyectar los niveles de utilización del sistema de transmisión troncal para determinar los tramos sobre los cuales resultaría pertinente evaluar expansiones. 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. Para aquellos tramos del sistema que podrían requerir un aumento de capacidad, se han llevado a cabo evaluaciones económicas de los proyectos propuestos para determinar la conveniencia de su materialización. Adicionalmente, el informe presenta los análisis y conclusiones de requerimientos de expansión de subestaciones troncales del SIC necesarios para permitir la conexión de otras obras troncales, considerando los requerimientos de la NTSyCS en coherencia con la evolución esperada del sistema eléctrico. Finalmente, en anexo al presente documento, se ha incorporado un informe que contiene el aumento de pagos por concepto de peajes que significarían las obras propuestas. Dirección de Peajes – CDEC-SIC -6- Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 2 14 de octubre de 2014 RESUMEN EJECUTIVO En el proceso 2014 de la revisión anual del Estudio de Transmisión Troncal, la Dirección de Peajes del CDEC- SIC ha elaborado una propuesta preliminar de expansión del Sistema de Transmisión Troncal en base a una evaluación técnico - económica de las necesidades de desarrollo del SIC. Para determinar el plan de expansión propuesto, se ha analizado el comportamiento de los tramos troncales del sistema y los posibles requerimientos de expansión considerando, dentro del conjunto de proyectos posibles, 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 además de aquellos proyectos presentados por las empresas promotoras, considerando adicionalmente los ajustes que la DP ha determinado necesarios a realizar a los proyectos en carpeta para cubrir los casos en que no se tuvieran los proyectos más adecuados a los requerimientos del sistema. Con el objetivo de determinar el comportamiento de los tramos troncales del SIC y las opciones óptimas de expansión, el estudio considera el análisis de escenarios de generación y demanda alternativos en base a la información recibida por la DP para la elaboración del catastro público que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007). Con lo anterior se ha estudiado el comportamiento del sistema bajo los supuestos de dos escenarios, cuyos horizontes de modelación comienzan en abril de 2014 y finalizan en marzo de 2029: Escenario Base: Preparado a partir de proyecciones de demanda de la CNE, distribuida en las barras mediante los perfiles de consumos obtenidos de los datos de facturación de 2013 y la incorporación de futuros proyectos de consumo en desarrollo efectivo. Considera además el plan de obras de generación de la CNE, ajustado con la información más actualizada disponible por la DP. Escenario N°1: El escenario considera proyectos de generación adicionales de magnitud relevante en la zona sur. Se mantiene igual proyección de demanda que en el Escenario Base y se incorporan al plan de obras centrales hidroeléctricas emplazadas en la zona de Aysén (Blanco 375 MW y Cuervo 640 MW), conectadas en Puerto Montt, retrasando la puesta en servicio de la central “módulo 5” y “Carbón Maitencillo” supuesta en el periodo de relleno. Escenario N°2: Considera la incorporación de los proyectos ERNC informados a la DP, los cuales se ubican principalmente en la zona norte del SIC por un total aproximado de 1400 MW. Consistentemente con este aumento de generación se supone una postergación del cierre del ciclo combinado de la central Taltal y de la puesta en servicio de la central Carbón Maitencillo 02. Adicionalmente se incorporan proyectos de consumo mineros por un total de 350 MW en la zona norte del SIC. Dirección de Peajes – CDEC-SIC -7- Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Para la evaluación de la conveniencia económica de la materialización de los proyectos, se utilizó la metodología consistente en determinar la diferencia entre los beneficios operativos de expandir el sistema con el costo total actualizado de los proyectos en evaluación. El beneficio operativo se obtiene como el ahorro en costos de operación y falla del sistema, al comparar una simulación con proyecto con otra sin proyecto. En aquellos casos en que los resultados de los análisis bajo los distintos escenarios originaron resultados de expansión distintos, se aplicó la metodología Minmax Regret para optar por la decisión que minimiza el máximo arrepentimiento. El conjunto de obras recomendadas a partir de las evaluaciones técnico económicas realizadas consta de los siguientes proyectos: Cuadro 1: Obras Troncales Recomendadas Fecha puesta servicio Obras Troncales Recomendadas Cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto y ampliación para dar cabida al seccionamiento del primer circuito Cardones – Diego de Almagro. (1) Seccionamiento del primer circuito Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. (2) Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA), línea 1x220 kV Cardones – Carrera Pinto - Diego de Almagro 1x197 MVA. (3) de en Plazo constructivo VI miles de US$ Nov-17 24 meses 14,991 Nov-17 24 meses 4,443 Abr-18 - 14,426 100,537 Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV (4) Nov-21 66 meses (1) VI considera las obras para efectuar el cambio de configuración de la S.E. y las ampliaciones para recibir los paños asociados al seccionamiento del primer circuito de la nueva Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. (2) VI considera los paños de línea para el seccionamiento en Carrera Pinto en configuración interruptor y medio. (3) Las desconexiones asociadas a los trabajos se deben efectuar luego de la entrada en operación de la nueva línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 2x220 kV. (4) Se sugiere analizar la conveniencia de definir un radio a partir del cual la llegada a las subestaciones Cautín y Ciruelos respectivamente se realice en torres de 220 kV. Dirección de Peajes – CDEC-SIC -8- Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Adicionalmente, con motivo de las necesidades de conexión de otras obras troncales y desarrollo de largo plazo del sistema eléctrico, se han analizado expansiones en subestaciones troncales del SIC. Las obras a recomendar a partir de los análisis indicados, corresponden a los siguientes proyectos. Cuadro 2: Otras Obras Troncales Recomendadas Fecha de puesta en servicio Nov-17 Otras Obras Troncales Recomendadas Ampliación subestación Diego de Almagro 220 kV Plazo constructivo 24 meses VI miles de US$ 2,438 1,612 Ampliación subestación Cardones 220 kV Nov-17 24 meses Ampliaciones en subestación Nueva Pan de Azúcar 500 kV: Instalación de 19,196 Ene-18 (1) Compensación Reactiva Shunt (1) Ampliaciones en subestación Nueva Maitencillo 500 kV Instalación de 19,196 Ene-18 (1) Compensación Reactiva Shunt (1) Cambio de interruptores 220 kV en Subestación Alto Jahuel (52J3, 52JS, 52J10, 3,303 Ene-17 15 meses 52JCE1, 52J6, 52JZ3, 52J7) Adecuación de compensación serie Nueva línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV, 477 Ene-18 (1) incluyendo adecuaciones en Polpaico. Cambio de interruptores 220 kV en Subestación Charrúa (52JT5, 52JT6, 52J23, 52J3, 2,371 Ene-17 15 meses 52J15) 4,362 Ampliación subestación Temuco 220 kV Jul-16 18 meses Ampliación subestación Ciruelos 220 kV para recibir: 1,753 Tendido segundo circuito de la línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV May-18 24 meses Nueva línea Ciruelos - Cautín 2x500 kV (220 kV) Nov-21 (2) 24 meses 2,400 Ampliación subestación Puerto Montt 220 kV Feb-21 24 meses (1) Estas obras deben estar en servicio en conjunto con la Nueva Línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV. (2) Se sugiere la incorporación de esta obra en el plan de expansión en conjunto con la otra obra para la S.E. Ciruelos, debido a las economías de ámbito y de oportunidad que representaría su pronta ejecución. Dirección de Peajes – CDEC-SIC -9- Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 3 14 de octubre de 2014 CONSIDERACIONES GENERALES 3.1 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, mantenimientos de centrales, 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. En general, hasta antes que puedan entrar en operación obras de expansión, se aplican los límites de transmisión por líneas del Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión 2014 (ERST 2014) emitido por la Dirección de Operación del CDEC-SIC. Lo anterior sin perjuicio de cálculos de límites distintos en algunos tramos para los cuales se cuenta con información adicional a la utilizada en el ERST. 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 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 10 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 algebraicamente la reactancia equivalente a partir de los pasos de operación en el transformador. - - - 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 solo puede utilizar recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o por tensión. 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 considerado interconectados 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. 3.2 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”. 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, Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 11 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 un escenario de ventosidad 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 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: Cuadro 3: Agrupación de centrales eólicas por sectores (MW) Sector Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector 7 Centrales Eólicas Valle de Los Vientos, Eólico SING I y Eólico SING II Eólica Tal Tal Eólica Cabo Leonés, Eólica Punta Colorada 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 Eólica Lebu, Eólica Ucúquer, Eólica Ucúquer 2, Eólica Concepción 01, Eólica Concepción 04, Eólica Concepción 05 y Eólica Concepción 06 Eólica Negrete Cuel y Eólica Collipulli 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. 3.1 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. http://antiguo.minenergia.cl/minwww/opencms/03_Energias/Otros_Niveles/renovables_noconvenci onales/Tipos_Energia/energia_solar.html 1 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 12 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Se seleccionaron los datos horarios disponibles para la estación Inca de Oro, durante el año 2010, considerando tecnología sin seguimiento y con 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. 3.2 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: 2012 A S O N D 2013 E F M A M J J A S O N D 2014 E F M A HITOS DEL PROCESO Obra Ampliación 5 meses Obra Nueva 12 meses 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 Publicación del decreto de adjudicación 2 meses Inicio de la construcción abr-16 X 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 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. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 13 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 … EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND OBRA TIPO PLAZO LT <80 km al Norte de Charrúa 48 meses LT >80 km al Norte de Charrúa 60 meses LT >80 km al Sur de Charrúa 66 meses Cambio de Conductor 24 meses Oct Tendido 2do circuito 24 meses Oct EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND Abr Abr Nov Figura 2: Plazos de construcción de obras de expansión Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 14 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 4 14 de octubre de 2014 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA 4.1 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. 4.2 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 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 5 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. 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. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 15 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 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 entre las subestaciones Ancoa y Charrúa incluida. 6. Austral : considera los consumos ubicados al sur de la subestación Charrúa. 4.3 Demanda proyectada A continuación se presentan las tasas de crecimiento previsión de demanda: Cuadro 4: Previsión Total de Consumo Año Total (GWh) Crecimiento 2014 49,600 5.0% 2015 52,102 4.7% 100,000 2016 54,568 4.4% 80,000 70,000 2019 61,952 4.1% 2020 64,469 4.0% 20,000 2021 67,063 3.9% 0 2022 69,676 3.8% 2023 72,287 3.8% 2024 75,010 3.8% 2025 77,852 3.8% 2026 80,817 3.8% 2027 83,914 3.9% 2028 87,148 3.9% 2029 90,527 3.9% 2.0% 30,000 1.0% Tasa de Crecimiento [%] 3.0% 40,000 10,000 2028 2029 2026 2027 2024 2025 2022 2023 2020 2021 2018 0.0% 2019 4.2% 2016 59,438 50,000 2017 2018 4.0% 60,000 2014 4.3% 6.0% 5.0% 2015 56,990 Proyección Total de consumos SIC 90,000 Energía [GWh] 2017 y las energías utilizadas para la Figura 3: Proyección Total de consumo SIC En el caso de los consumos de clientes libres las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo industrial proyectado son los siguientes: Cuadro 5: Previsión de consumo industrial Año 2014 Total (GWh) 18,061 Crecimiento 5.74% 2015 19,112 5.61% 2016 20,199 5.50% 2017 21,337 5.31% 2018 22,494 5.26% 2019 23,705 5.03% 2020 24,915 5.01% 2021 26,185 4.84% 2022 27,466 4.61% 2023 28,744 4.65% 2024 30,092 4.69% 2025 31,514 4.72% 2026 33,016 4.76% 2027 34,601 4.80% 2028 36,276 4.84% 2029 38,045 4.84% Dirección de Peajes – CDEC-SIC Figura 4: Proyección Industrial de consumo SIC - 16 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para el escenario base son los siguientes: Cuadro 6: Previsión de Consumo Regulado por zona Energía [MWh] Tasa Energía [MWh] Tasa Energía [MWh] Tasa Energía [MWh] TOTAL Tasa Austral Energía [MWh] Sur Tasa Concepción Energía [MWh] Itahue Tasa Centro Energía [MWh] 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Norte Tasa Año 3.90% 4.60% 4.20% 3.70% 3.60% 3.50% 3.40% 3.30% 3.30% 3.20% 3.20% 3.20% 3.20% 3.20% 3.20% 3.20% 2,103,088 2,199,830 2,292,223 2,377,035 2,462,608 2,548,800 2,635,459 2,722,429 2,812,269 2,902,262 2,995,134 3,090,978 3,189,890 3,291,966 3,397,309 3,506,023 6.20% 4.20% 3.80% 3.40% 3.30% 3.20% 3.10% 3.10% 3.00% 2.90% 2.90% 2.90% 2.90% 2.90% 2.90% 2.90% 18,682,283 19,466,939 20,206,683 20,893,710 21,583,202 22,273,865 22,964,355 23,676,250 24,386,537 25,093,747 25,821,465 26,570,288 27,340,826 28,133,710 28,949,588 29,789,126 5.40% 5.40% 4.90% 4.40% 4.20% 4.10% 4.00% 3.80% 3.70% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3,553,148 3,745,018 3,928,523 4,101,379 4,273,636 4,448,856 4,626,810 4,802,629 4,980,326 5,159,617 5,345,364 5,537,797 5,737,157 5,943,695 6,157,668 6,379,344 5.30% 4.90% 4.50% 4.00% 3.90% 3.80% 3.70% 3.60% 3.50% 3.40% 3.40% 3.40% 3.40% 3.40% 3.40% 3.40% 1,772,244 1,859,084 1,942,743 2,020,453 2,099,250 2,179,022 2,259,646 2,340,993 2,422,928 2,505,307 2,590,488 2,678,564 2,769,635 2,863,803 2,961,172 3,061,852 5.80% 5.30% 4.80% 4.30% 4.10% 4.00% 4.00% 3.80% 3.70% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 1,621,943 1,707,906 1,789,885 1,866,850 1,943,391 2,021,127 2,101,972 2,181,847 2,262,575 2,344,028 2,428,413 2,515,836 2,606,406 2,700,236 2,797,445 2,898,153 6.10% 5.40% 4.90% 4.40% 4.30% 4.20% 4.00% 3.80% 3.70% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3.60% 3,806,212 4,011,748 4,208,323 4,393,490 4,582,410 4,774,871 4,965,866 5,154,568 5,345,288 5,537,718 5,737,076 5,943,610 6,157,580 6,379,253 6,608,906 6,846,827 4.60% 4.18% 3.74% 3.62% 3.52% 3.42% 3.35% 3.26% 3.16% 3.16% 3.16% 3.16% 3.16% 3.16% 3.16% 3.16% 31,538,918 32,990,524 34,368,380 35,652,916 36,944,498 38,246,539 39,554,106 40,878,715 42,209,922 43,542,679 44,917,939 46,337,073 47,801,495 49,312,664 50,872,088 52,481,325 Figura 5: Proyección de demanda consumos regulados SIC Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 17 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 El Cuadro 7 presenta una comparación entre las proyecciones de consumo total para el SIC utilizadas en la presente revisión (Caso Base), el Estudio de Transmisión Troncal del cuatrienio 2011-2014 (ETT) y el Informe de Precios de Nudo de abril de 2014. Cuadro 7: Comparación proyecciones de consumo (GWh) Año Revisión (Caso Base) 2014 2014 Informe ETT 20112014 ITPN abr2014 49,600 52,979 50,973 2015 52,102 55,809 53,543 2016 54,568 58,713 56,074 2017 56,990 61,786 58,553 2018 59,438 65,107 61,062 2019 61,952 68,601 63,638 2020 64,469 72,250 66,241 2021 67,063 75,646 68,896 2022 69,676 79,199 71,579 2023 72,287 82,928 74,289 2024 75,010 86,824 2025 77,852 90,906 2026 80,817 2027 83,914 2028 87,148 2029 90,527 Figura 6: Comparación de proyecciones de Demanda SIC Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 18 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 5 14 de octubre de 2014 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 8) y (Cuadro 9), consideran como base el plan del ITPND. Cuadro 8: Obras de Generación en Construcción ITPND Fecha de Entrada Obras en construcción may-14 may-14 jun-14 jun-14 jul-14 oct-14 oct-14 oct-14 oct-14 oct-14 oct-14 oct-14 oct-14 nov-14 dic-14 dic-14 dic-14 ene-15 mar-15 abr-15 abr-15 may-15 jun-15 jun-15 jul-15 jul-15 jul-15 oct-15 oct-15 oct-15 nov-15 jul-17 dic-17 jun-18 ene-19 Proyecto fotovoltaico Llano de Llampos Proyecto fotovoltaico San Andrés Parque Eólico El Arrayán San Andrés Parque Eólico Los Cururos Proyecto Lautaro II Central Hidroeléctrica Laja I Salvador FV Picoiquén Punta Palmeras Tal Tal Eólico Ucuquer II Eólico Pulelfu El Paso Los Hierros 02 Lalackama Parque Fotovoltaico Chañares Javiera Parque Eólico Talinay Poniente Rio Colorado Guindos Luz del Norte FV Proyecto Solar Conejo (Fase 1) Guanaco Solar Itata Cordillera Cabo Leonés Diego de Almagro FV Guacolda 05 Pampa Solar Norte Pedernales Ñuble Las Lajas Alfalfal 02 San Pedro Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 19 - Potencia MW 93 50 100 40 110 22 34.4 68 19 45 99 9 9 60 6 55 35 69 60.8 15 132 141 108 50 20 50 170 36 152 90.6 100 136 267 264 144 Barra Cardones220 SAndres220 ElArrayan220 Tinguiri154 LCururos220 Temuco220 Charrua220 DAlmagro220 Charrua154 LPalmas220 Paposo 220 Rapel220 Rahue220 Tinguiri154 Pehuenche220 DAlmagro220 DAlmagro220 DAlmagro220 Talinay220 Pehuenche220 Charrua220 Carrera Pinto 220 Paposo220 DAlmagro220 Chillan154 Candela220 Maitencil220 Diego de Almagro 220 Maitencil220 Paposo220 DAlmagro220 Ancoa220 Florida110 Almendros220 Ciruelos220 Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Cuadro 9: Obras de Generación Recomendadas ITPND Fecha de Entrada Centrales ene-17 oct-19 jul-20 ene-21 ene-21 ene-21 ene-21 mar-21 jul-21 jul-21 jul-21 jul-21 ene-22 ene-22 ene-22 ene-22 jul-22 jul-22 jul-22 jul-22 sep-22 sep-22 sep-22 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23 ene-23 jul-23 jul-23 nov-23 Taltal CC GNL Hidroeléctrica VII Región 02 Carbón VIII Región 01 Eólica IV Región 01 Eólica Concepción 01 Central Des.For. VII Región 01 Central Des.For. VII Región 02 Hidroeléctrica VIII Región 03 Central Des.For. VII Región 03 Geotérmica Calabozo 01 Central Des.For. VIII Región 01 Carbón Maitencillo 02 Hidroeléctrica VII Región 03 Eólica IV Región 03 Eólica IV Región 02 Geotérmica Potrerillos 02 Eólica IV Región 04 Eólica Concepción 04 Eólica Concepción 05 Eólica IV Región 05 Quintero CC FA GNL Quintero CC GNL Geotérmica Potrerillos 01 Hidroeléctrica VIII Región 05 Hidroeléctrica VIII Región 02 Eólica IV Región 06 Geotérmica Calabozo 02 Eólica Concepción 06 Eólica IV Región 07 Eólica IV Región 08 Módulo 05 Potencia MW 120 20 343 50 50 15 10 20 10 40 9 342 20 50 50 40 50 50 50 50 35 120 40 20 20 50 40 50 50 50 360 Cuadro 10: Cuadro Obras de Generación Informadas de acuerdo al Art 37° bis del DS 291/2007 Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW) Parque Fotovoltaico Chañares dic-14 DAlmagro220 35 Parque Eólico Talinay Poniente mar-15 Talinay220 60.8 Proyecto Solar Conejo (Fase 1) jun-15 Paposo220 108 Guanaco Solar jun-15 DAlmagro220 50 Pampa Solar Norte oct-15 Paposo220 90.6 CTM 3* jun-17 Cardones220 218 Central Hidroeléctrica Los Cóndores dic-18 Ancoa220 150 *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. Adicionalmente, se han modelado las centrales incluidas en el Cuadro 10 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). Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 20 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 En virtud de la obligación establecida en el artículo 150° bis del DFL Nº4 de 2006 del Ministerio de Minería, se han estimado los porcentajes de energía anual que deben ser inyectados por medios de generación renovables, de acuerdo a los criterios señalados en el artículo 1° transitorio de la ley 20.257, modificado por el artículo 2° de la ley 20.698 Cuadro 11: Estimación % de ERNC requerido 2015 5.5% 2016 6.1% 2017 6.8% 2018 7.5% 2019 8.2% 2020 9.5% 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 11.0% 14.1% 15.9% 17.2% 18.2% 18.3% 18.5% 18.6% 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 de medios de generación convencionales y no convencionales. Cuadro 12: Obras de Generación Convencional incorporadas en el período de relleno SIC Proyecto Carbón Maitencillo Carbón Ancoa Hidro XIV Región Fecha Inicio ene-24 ene-26 ene-28 Barra Maitencil220 Ancoa220 Pichirro220 Potencia (MW) 370 325 400 Cuadro 13: Obras de Generación No Convencional incorporadas en el período de relleno SIC Proyecto SOLAR_III_01 SOLAR_III_02 SOLAR_III_03 EOL_VIII_01 EOL_VIII_02 EOL_X_02 EOL_III_01 EOL_X_01 SOLAR_V_01 SOLAR_III_04 SOLAR_RM_01 EOL_IV_01 EOL_III_02 EOL_III_03 Fecha Entrada ago-22 oct-22 ene-23 abr-24 jul-24 oct-24 dic-24 ene-25 may-25 sep-25 ago-26 abr-27 sep-27 ene-28 Potencia (MW) Barra Fuente 200 196 114 266 184 176 235 192 100 100 120 128 184.8 204 CPinto220 Cardones220 Maitencil220 Charrua220 Charrua220 PMontt220 Maitencil220 PMontt220 Quillota220 Cardones220 Polpaico220 PColorada220 PColorada220 Maitencil220 Solar Solar Solar Eólica Eólica Eólica Eólica Eólica Solar Solar Solar Eólica Eólica Eólica 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. Las centrales adicionadas en el periodo de relleno para el SING son las siguientes: Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 21 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Cuadro 14: Obras de Generación incorporadas en el período de relleno para SING Proyecto Tarapacá 1 Tarapacá 2 Tarapacá 3 Atacama GNL U1 Atacama GNL U2 Atacama GNL U3 Solar_SING_III Solar_SING_IV Solar_SING_IX Solar_SING_VII EOLICO_SING_III Solar_SING_V Solar_SING_VI Solar_SING_VIII Mejillones U2 EOLICO_SING_IV Mejillones U1 Fecha Inicio jun-21 ene-22 feb-22 ene-23 mar-23 ene-24 ene-24 ene-24 ene-25 ene-25 ene-25 ene-26 ene-26 ene-26 may-26 ago-27 sep-27 Barra Tarapacá 220 kV Tarapacá 220 kV Tarapacá 220 kV Atacama 220 kV Atacama 220 kV Atacama 220 kV Laberinto220 Encuentro220 Crucero220 Condores220 ElAbra220 Calama110 Lagunas220 Domeyko220 Chacaya 220 kV Lagunilla220 Chacaya 220 kV Potencia (MW) 175 175 110 250 250 250 80 120 150 80 170 60 70 50 350 175 350 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°10.666 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 9, el Cuadro 12 y el Cuadro 13 han sido consideradas en el análisis. 5.1 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 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 22 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 6 14 de octubre de 2014 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° 201 del 2 de junio de 2014 (Cuadro 16, Cuadro 17,. Cuadro 18, Cuadro 19 y Cuadro 20). 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). 6.1 Obras de transmisión troncal decretadas A continuación se detallan las obras que se encuentran decretadas o bien en construcción. Cuadro 15: 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 16: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 115 del 2 de mayo de 2011 Fecha estimada de entrada sep-2015 nov-2017 ene-2018 ene-2018 ene-2018 feb-2018 may-2018 Obra Capacidad [MVA] Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV: tendido primer circuito Nueva Línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV Nueva Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV Nueva Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: tendido primer circuito Nueva Línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV: tendido primer circuito 750 1 x 290 2 x 1500 2 x 1500 2 x 1500 1 x1400 1 x 290 Cuadro 17: 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 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 23 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Cuadro 18 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 82 del 24 de marzo de 2012 Fecha estimada de entrada sep-2016 Obra Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV Capacidad [MVA] 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 19 : 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 c/sol) may-2017 sep-2017 Seccionamiento S/E Ciruelos Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV Banco Autotransformadores, 500/220 kV, 750 MVA. S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar Ampliación S/E Ancoa 500 kV Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV Ampliación S/E Cardones 220 kV Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV Ampliación S/E Maitencillo 220 kV Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio de interruptor paño acoplador 52JR Ampliación S/E Rapel 220 kV e instalación de interruptor 52JS Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2, 52JR3 Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV Ampliación S/E Las Palmas 220 kV Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Alto Jahuel ene-2018 abr-2016 abr-2016 jul-2016 jul-2016 jul-2016 jul-2016 sep-2016 ene-2017 ene-2017 ene-2017 ene-2017 (35° C, 1x750 1x750 Cuadro 20: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 201 del 2 de junio de 2014 Fecha estimada de entrada oct-2017 oct-2017 dic-2016 mar-2017 mar-2017 mar-2017 may-2018 dic-2016 jul-2018 feb-2021 Capacidad [MVA] Obra Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, con seccionamiento en S.E. Carrera Pinto Seccionamiento barra principal en Carrera Pinto Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV Seccionamiento barras 500 kV subestación Alto Jahuel Seccionamiento barras 500 kV subestación Ancoa Seccionamiento barras 500 kV subestación Charrúa Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli Seccionamiento completo en subestación Rahue 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 Línea 2x500 kV Pichirropulli - Puerto Montt, energizada en 220 kV 1x290 1x260 1x290 2x1500 6.2 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 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 24 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 (Figura 2) y las fechas estimadas de inicio de los procesos de adjudicación (Figura 1) como consecuencia de la presente propuesta. Cuadro 21: Proyectos de transmisión del plan cuadrienal Fecha estimada de puesta en servicio may-19 may-20 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 Proyecto Segunda Etapa S/E Lo Aguirre, seccionando el otro circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV, incluye segundo transformador 500/220 kV. Línea 2x500 kV Polpaico - Alto Jahuel, con un circuito tendido Línea Charrúa – Mulchén 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido. Línea Mulchén – Cautín 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido. Línea Cautín – Ciruelos 2X500 kV operado en 220 kV. Línea Charrúa – Mulchén 2x220 kV con un circuito tendido. Línea Mulchén – Cautín 2x220 kV con un circuito tendido. Línea Cautín – Ciruelos 2x220 kV tendido 1 circuito. Tipo VI ref MUS$ AVI ref MUS$ COMA ref MUS$ Obra Nueva 27,766 2,839 400 Obra Nueva 71,580 7,240 1,060 Obra Nueva 49,539 5,000 713 Obra Nueva 71,890 7,254 1,035 Obra Nueva 91,088 9,198 1,312 Obra Nueva 30,510 3,081 632 Obra Nueva 45,421 4,585 940 Obra Nueva 54,313 5,488 1,157 En el Cuadro 22 se presentan otros proyectos considerados por la DP para efectos de llevar a cabo las evaluaciones. Cuadro 22: Otros proyectos de transmisión evaluados Fecha estimada de puesta en servicio Plazo Nov-17 24 meses Proyecto Cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto y ampliación para dar cabida al seccionamiento del primer circuito Cardones – Diego de Almagro. (1) Seccionamiento del primer circuito Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA), línea 1x220 kV Cardones – Carrera Pinto - Diego de Almagro 1x197 MVA. (2) Cambio de conductor Ibis por Grosbeak en el tramo Loncoche - Ciruelos 1x220 kV. (3) Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, 2x1500 MVA energizada en 220 kV. (4) VI ref MUS$ AVI ref MUS$ COMA ref MUS$ 14,991 1,533 270 24 4,443 543 80 meses 24 Abr-18 14,426 1,759 301 meses 31 May-18 4,663 470 104 meses 66 Nov-21 100,537 10,155 2,061 meses 32 Ene-19 Segundo Transformador Nueva Maitencillo 500/220 kV, 1x750 MVA. 31,231 3,194 562 meses 32 S.E. Seccionadora Nueva Las Palmas 500 kV; Transformador Nueva Las Ene-19 55,560 5,682 1,000 meses Palmas 500/200 kV con enlace a las Palmas 220 kV. 27 Ene-18 Repotenciamiento tramo Las Palmas – Pan de Azúcar 2x220 kV. 15,710 1,587 328 meses 27 Ene-18 Repotenciamiento tramo Pan de azúcar – Maitencillo 2x220 kV. 18,775 1,897 392 meses (1) Considera las obras para efectuar el cambio de configuración de la S.E. y las ampliaciones para recibir los paños asociados al seccionamiento del primer circuito de la nueva Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. (2) VI referencial. Lo anterior debido a que no se dispone de información precisa de la topografía del terreno. Para efectos del cálculo se ha considerado un aumento de los imprevistos de un 5% adicional (20% total) (ANEXO 5). (3) El VI se ha estimado como un proporcional a los km del proyecto Cambio de conductor Ciruelos – Valdivia 1x220 kV, presentado por Transelec para revisión 2012 del ETT. Nov-17 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 25 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 (4) VI estimado a partir del proyecto del Plan Cuadrienal “Línea Cautín – Ciruelos 2X500 kV operado en 220 kV” de 1100 MVA. Cabe señalar que con motivo de las observaciones recibidas el 30 de septiembre del año 2014, la empresa Transelec incorporó información relativa a los siguientes tres proyectos: - Modificación Conexión ATR N°3 500/220 kV en S/E Alto Jahuel. Seccionadora de barra 220 kV en S/E Temuco. Transformación a Configuración de Interruptor y medio de S/E Carrera Pinto, y seccionamiento completo línea 2x220 kV Cardones-Diego de Almagro. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 26 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 6.3 Diagrama unifilar simplificado Obras en construcción o licitación Obras en evaluación Nva. Encuentro500 Estación conversoara HVDC lado SING d.almag220 Estación conversoara HVDC lado SIC cardone500 c.pinto220 1x750 MVA 2x1500 MVA s.andres220 1x750 MVA cardone220 maitenc500 maitenc220 1x750 MVA p.colorada220 p.azuca500 1x750 MVA p.azuca220 DonGoyo220 Talinay220 L.Cebada220 M.Redondo220 2x1500 MVA l.Palmas220 l.vilos220 nogales220 quillot220 polpaic220 lampa__220 melipilla220 aguirre220 c.navia220 rapel220 aguirre500 c.chena220 a.jahue500 a.jahue220 maipo__220 candela220 ancoa__500 colbun220 ancoa__220 Nv a Charrua 500kV itahue_220 charrua500 charrua220 Mulchen 220kV esperan220 lagunil220 temuco_220 cautin_220 hualpen220 l.cirue220 valdivi220 Pichirropu220 Rahue220 p.montt220 Figura 7. Diagrama Unifilar Simplificado Sistema Interconectado Central Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 27 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 7 14 de octubre de 2014 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 y transformadores, 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. 7.1 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 ellos. 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. A continuación, para comprobar la transferencia determinada, se simulan contingencias de severidad 4 y 8 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG que no sean supervisados Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 28 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 por frecuencia o tensión), 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). 7.2 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 realizada aplicando el Criterio N-1, criterio que garantiza que ante la ocurrencia de una contingencia simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del sistema, provocando la salida en cascada de otros componentes debido a sobrecargas inadmisibles o pérdida de estabilidad de frecuencia, ángulo y/o tensión. Así mismo, se deberá verificar que las alternativas de ampliación recomendadas aseguren el cumplimiento de dicho criterio, en todos los tramos del sistema de transmisión troncal. Adicionalmente para la determinación de las máximas transferencias por tramo que cumplan con el criterio N-1, solo se podrá considerar la utilización de los recursos EDAC, EDAG y/o ERAG supervisados por frecuencia o tensión. - Se analizan contingencias simples similares a aquellas de severidad 4, 5, 8 y 9 por considerarse que son las fallas más riesgosas (con criterio N-1) para el sistema de transmisión troncal, con el uso restrictivo de los recursos EDAC, EDAG y/o ERAG indicado previamente. 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 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 29 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 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, la presente revisión considerará el 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. 7.2.1 Criterios para los análisis de estabilidad. 7.2.1.1 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 5-24): 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 e 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 6-41, letra b): 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 sincrónicas operando dentro de su diagrama PQ, los parques eólicos y fotovoltaicos operando dentro de los rangos de potencia reactiva que puedan aportar en su Punto de Conexión. - Factor de potencia en consumos (artículos 5-22, 5-23): Las instalaciones de Clientes Libres 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 los Puntos de Control con tensión nominal inferior a 30 kV. b) 0.96 inductivo y 0.98 capacitivo en los Puntos de Control con tensiones nominales iguales o superiores a 30 kV e inferiores a 100 kV. c) 0.98 inductivo y 0.995 capacitivo en los Puntos de Control con tensiones nominales iguales o superiores a 100 kV e inferiores a 200 kV. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 30 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 d) 0.98 inductivo y 1 en los Puntos de Control con tensiones nominales iguales o superiores a 200 kV. 7.2.1.2 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 5-28): a) 0.95 y 1.05 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) 0.90 y 1.10 por unidad, para instalaciones con tensión nominal inferior a 200 kV. - Reserva de potencia reactiva en máquinas generadoras (artículo 6-41, letra c): 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, y en el caso de parques eólicos y fotovoltaicos hasta un factor de potencia 0.95 inductivo o capacitivo en su Punto de Conexión. - Factor de potencia en consumos De acuerdo a lo establecido en los artículos 5-22 y 5-23. 7.2.1.3 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 3-8 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, siempre y cuando esté disponible su recurso primario, para tensiones en el rango de Estado Normal, en las zonas definidas a continuación: I. Parque eólicos Zona de operación entregando reactivos: - Potencia activa correspondiente al 20% de la potencia nominal del parque y potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con una potencia reactiva correspondiente a un factor de potencia 0.95. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 31 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal - 14 de octubre de 2014 Potencia activa igual al 20% de la potencia activa nominal del parque y potencia reactiva correspondiente al punto precedente. Zona de operación absorbiendo reactivos: - Potencia activa correspondiente al 20% de la potencia nominal del parque y potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con una potencia reactiva correspondiente a un factor de potencia 0.95. - Potencia activa igual al 50% de la potencia activa nominal del parque y potencia reactiva correspondiente al punto precedente. - Potencia activa igual al 20% de la potencia activa nominal del parque y potencia reactiva correspondiente al 12% de la potencia nominal del parque. II. Parques fotovoltaicos Zona de operación entregando y absorbiendo reactivos: - Potencia activa y potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con potencia reactiva nula. - Potencia activa nominal del parque con una potencia reactiva correspondiente a un factor de potencia 0.95. - Potencia activa nula y potencia reactiva correspondiente a la viñeta precedente. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 32 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 14 de octubre de 2014 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. 8.1 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. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 33 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Cuadro 23: Resumen limitaciones de transmisión. Nov Nov Límite MVA 197 290 350 Origen de la limitación2 LT-C LT-C LT-C Criterio Seguridad N N-1/Ajus N-1/Ajus 2018 Ene 430 LT N-1/Ajus Transformador 1x750 MVA 2014 - 420 LT N-1/Ajus L. 2x220 kV, 2x290 MVA + L. 1x220 kV, 1x197 MVA 2017 Ene 520 LT N-1/Ajus + Repot. L. 1x220 kV, 1x197 a 1x260 MVA 2018 Ene 660 LT N-1/Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - Cardones Maitencillo 500/220 kV 2018 Ene 430 LT N-1/Ajus Transformador 1x750 MVA Maitencillo – P. Colorada 220 kV 2014 2015 Ene 197 394 LT-C LT-C N-1 /Est N L. 2x220 kV, 2x197 MVA + Esquema EDAG zona Norte 2018 Ene 275 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar 2014 2015 2018 2014 2015 Ene Ene Ene 197 394 275 224 400 LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C N-1/Est N N-1/Ajus N-1 / Est N L. 2x220 kV, 2x197 MVA + Esquema EDAG zona Norte + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar L. 2x220 kV, 2x224 MVA + Esquema EDAG zona Norte 2018 Ene 280 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar Pan de Azúcar 500/220 kV 2018 Ene 430 LT N-1/Ajus Transformador 1x750 MVA Las Palmas – Los Vilos 220 kV 2014 2015 Ene 224 400 LT-C LT-C N-1 / Est N L. 2x220 kV, 2x224 MVA + Esquema EDAG zona Norte 2018 Ene 280 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar 2014 2015 Ene 224 400 LT-C LT-C N-1 / Est N L. 2x220 kV, 2x224 MVA + Esquema EDAG zona Norte 2018 Ene 280 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar 2014 - 448 LT-C N-1/Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA Tramo Año Mes Desde el Norte a Cardones 2014 2017 2017 Cardones 500/220 kV Maitencillo – Cardones 220 kV P. Colorada – P. de Azúcar 220 kV P. Azúcar – Las Palmas 220 kV Los Vilos – Nogales 220 kV Nogales – Quillota 220 kV 2 Instalaciones consideradas L. 1x220 kV, 1x197 MVA + Nueva L. 2x220 kV, 2x290 MVA + Seccionamiento completo en C. Pinto Notas límite de transmisión Dos circuitos secc. en S/E C. Pinto Tres circuitos secc. en S/E C. Pinto Lim. Calculado en ANEXO 1 . Lim. Vigente Considera redistribución por 500 kV Lim. Calculado en ANEXO 1 . Aplica sólo en sentido norte – sur Considera redistribución por 500 kV, inyección completa de eólicas de la zona Aplica sólo en sentido norte – sur Considera redistribución por 500 kV Aplica sólo en sentido norte – sur Considera redistribución por 500 kV, inyección completa de eólicas de la zona Lim. Calculado en ANEXO 1 . Aplica sólo en sentido norte – sur Considera redistribución por 500 kV, inyección completa de eólicas de la zona Aplica sólo en sentido norte – sur Considera redistribución por 500 kV, inyección completa de eólicas de la zona Lím. Calculado en ANEXO 1 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia). Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 34 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 - Límite MVA 1500 1300 Origen de la limitación2 LT-C LT-ES Criterio Seguridad N-1 / Est N-1 / Est 2016 Jul 1422 LT-C N-1 / Est Polpaico 500/220 kV 2014 2018 2015 2014 2015 2018 2014 2018 2014 2014 2014 2021 2014 Oct Oct Sep Jun Jun May - 540 1500 750 197 197 394 197 394 510 1050 1870 1920 1200 LT-C LT-C LT LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT N-1 / Ajus N-1 / Est N-1/Ajus N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Ajus N-1/Ajus L. 2x220 kV, 2x1500 MVA L. 2x220 kV, 2x1440 MVA + cambio de desconectador en S/E Quillota y TT/CC en ambas SS.EE. L. 2x220 kV, 2x310 MVA Nueva L. 2x220 kV, 2x1500 MVA Transformador 1x750 MVA L. 2x220 kV, 2x197 MVA L. 2x220 kV, 2x197 MVA + Nueva L. 1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA L. 2x220 kV, 2x197 MVA + Nueva L. 1x220 kV, 1x290 MVA L. 2x220 kV, 2x400 MVA L. 4x220 kV, 2x400 MVA + 2x350 MVA + Seccionamiento L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV + S/E Lo Aguirre (secciona L. 1x500 kV A. Jahuel – Polpaico) Transformadores 2x750 MVA Alto Jahuel 500/220 kV 2014 - 1500 LT N-1/Ajus Transformadores 2x750 MVA Lím. Calculado en ANEXO 1 2018 Jul 2250 LT N-1/Ajus Transformadores 3x750 MVA Seccionamiento completo Ancoa – Charrúa 2x500 kV Lím. Calculado en ANEXO 1 Ancoa - Alto Jahuel 500 kV 2014 2015 2016 2018 Oct Feb May 1810 21503 2770 3200 LT-C LT-ES LT-ES LT N-1 / Ajus N-1 / Ajus N-1 / Ajus N-1 / Ajus Lím. Conductor circuito 1 Ancoa – A. Jahuel 500 kV. Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV Ancoa 500/220 kV 2014 2016 2014 2018 2018 2014 2018 2018 2014 Sep Feb May Feb May Abr 750 1150 1500 2100 2860 1500 2150 2915 600 LT LT LT - ES LT - ES LT - ES LT LT LT LT-C N N-1 / Ajus N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Ajus N-1 / Ajus L. 1x500 kV, 1x1544 MVA + L. 1x500 kV, 1x1800 MVA + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA + 2do circuito Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 2x500 kV + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA + Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA Transformador 1x750 MVA + Transformador 1x750 MVA L. 2x500 kV, 2x1766 MVA + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA + Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA Transformadores 3x750 MVA + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1x500 kV, 1x1766 MVA + Nueva Charrúa 500/220 kV 1x750 MVA L. 1x220 kV, 1x600MVA Tramo Año Mes Polpaico – Nogales 220 kV Polpaico – Quillota 220 kV 2014 2014 Cerro Navia – Polpaico 220 kV Lo Aguirre – Cerro Navia Lo Aguirre 500/220 kV Melipilla – C. Navia 220 kV Melipilla – Lo Aguirre 220 kV Rapel – Melipilla 220 kV Chena – Cerro Navia 220 kV Alto Jahuel – Chena 220 kV Alto Jahuel al norte 500 kV Charrúa – Ancoa 500 kV Charrúa 500/220 kV Ancoa – Colbún 220 kV 3 Instalaciones consideradas Límite establecido por restricciones en tramos al sur de Ancoa. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 35 - Informe Preliminar Versión 2 Notas límite de transmisión Límite por desconectador en S/E Quillota. Límite actual Obra en construcción Redist. post contingencia. Lím. vigente (s/EDAC) Seccionamiento en S/E Lo Aguirre Tendido primer circuito Redist. post contingencia. Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia Lím. Calculado en ANEXO 1 Sobrecarga admisible en CC.SS. (más de 30 min) Limitación por tramo Charrúa 500/220 kV Limitación por tramo Charrúa 500/220 kV Sobrecarga admisible (más de 30 min.) Sobrecarga admisible (más de 30 min.) Lím. Calculado en ANEXO 1 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Tramo Año Mes Límite MVA Origen de la limitación2 Criterio Seguridad Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión Colbún – Candelaria 220 kV Candelaria – Maipo 220 kV Maipo – Alto Jahuel 220 kV Ancoa – Itahue 220 kV Charrúa – Lagunillas 220 kV Charrúa – Hualpén 220 kV Charrúa - Mulchén 220 kV 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 - 900 600 600 400 150 150 549 LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-ES N-1 / Ajus N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Ajus N-1 / Est + Interconexión Ancoa – Colbún L. 2x220 kV, 2x600 MVA L. 2x220 kV, 2x600 MVA L. 2x220 kV, 2x400 MVA L. 1x220 kV, 1x366 MVA L. 1x220 kV, 1x227 MVA L. 2x220 kV, 2x581 MVA Redist. post contingencia. Redist. post contingencia. 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 Cautín – Ciruelos 220 kV 2017 - 145 LT-C N-1 / Est L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Seccionamiento completo en Ciruelos 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 2018 May 325 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 2x290 MVA Suma de los tres circuitos 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 / Est + seccionamiento completo en S/E Rahue 2018 May 145 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 1x193 y 1x145MVA Suma de ambos circuitos 2021 Feb 435 LT-C N-1 / Ajus Nueva L. P.Montt – Pichirropulli 2x220(500)kV, 2x290 (1500) MVA Suma de los 4 circuitos Valdivia al Sur Pichirropulli al Sur Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 36 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 9 14 de octubre de 2014 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS A partir de la información recibida por este CDEC sobre los desarrollos futuros en materia de generación y consumo, se han evidenciado proyectos que pueden alcanzar la condición de desarrollo efectivo en el corto plazo. Producto de la envergadura de algunos de estos proyectos, y sus potenciales impactos sobre las obras de expansión, la Dirección de Peajes ha considerado adecuada la elaboración de escenarios alternativos. 9.1 Escenario Base (Escenario 0) 9.1.1 Plan de obras de generación Escenario Base El plan de obras de generación para el caso base considera el plan de expansión de Generación definido en el ITPND de Abril 2014 (Cuadro 8 y Cuadro 9) ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DP y las obras informadas en construcción a la DP con motivo del Art 37° bis del DS 291/2007 (Cuadro 10) y las obras de generación incorporadas para el periodo de relleno. 9.1.2 Demanda proyectada para Escenario Base De acuerdo a la información recibida se han incluido los siguientes proyectos: Cuadro 24: Proyectos de Consumo (MW) Proyecto Punto de Conexión Caserones Maitencillo 220 kV Pascua Lama Punta Colorada 220 kV Cerro Norte Cardones 220 kV Negro Consumo Estimado Fecha Inicial abr-14 sep-14 dic-15 ene-16 ene-16 ene-17 ene-18 ene-19 Fecha Final ago-14 nov-14 dic-15 mar-29 dic-16 dic-17 dic-18 mar-29 MW 10 15 70 150 10 23 95 117 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. 9.1.3 Características escenario base La Figura 9 presenta el perfil de costos marginales promedio de algunas barras relevantes del sistema troncal en el escenario base analizado para todo el horizonte de estudio. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 37 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Figura 8: Evolución de costos marginales en Escenario Base La Figura 9, muestra la distribución del total de potencia media anual generada por zona y por tipo de central para el escenario base. Figura 9: Potencia media anual generada Escenario Base 9.2 Escenario zona sur (Escenario Nº1) Considerando los potenciales proyectos de gran envergadura en la zona sur del SIC, se ha definido el Escenario N°1. En este escenario se incorporan al plan de obras centrales hidroeléctricas conectadas en la zona sur, para lo cual se retrasa la puesta en servicio del módulo hidroeléctrico 5. Bajo los supuestos del Escenario Nº1 se hace necesario considerar la realización de un análisis Min-Max Regret que permita definir el plan de expansión óptimo para la zona. 9.2.1 Plan de obras de generación Escenario Nº1 Se adicionan al plan de generación base las centrales Blanco y Cuervo de acuerdo a la información recibida por la empresa propietaria de las futuras centrales. En el Cuadro 25 se detallan las modificaciones realizadas al plan de obras de generación base con motivo de la elaboración del Escenario N°1: Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 38 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Cuadro 25: Plan de obras de Generación Escenario N°1 Escenario N°1 Proyecto Cuervo Blanco Carbón IV Región Módulo 5 Potencia [MW] 640 375 370 360 Puesta en Servicio Barra de Conexión ene-23 ago-23 Después de marzo de 2029 Después de marzo de 2029 P. Montt 500 kV P. Montt 500 kV Maitencillo 220 kV Lo Aguirre 500 kV 9.2.2 Demanda proyectada para Escenario N°1 La demanda proyectada para el escenario alternativo N°1 no se modificó respecto del escenario base. 9.3 Escenario zona norte ERNC (Escenario nº2) Considerando los potenciales proyectos de gran envergadura en la zona norte del SIC, se ha definido el Escenario N°2. En este escenario se incorporan al plan de obras las centrales ERNC del Cuadro 26 y se retrasa la puesta en servicio de las centrales de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 27, adicionalmente se incorporan al modelo los proyectos mineros del Cuadro 28. Bajo los supuestos del Escenario Nº2 se hace necesario considerar la realización de un análisis Min-Max Regret que permita definir el plan de expansión óptimo para la zona. 9.3.1 Plan de obras de generación Escenario Nº2 Las modificaciones realizadas al plan de obras de generación base se detallan a continuación: Cuadro 26: Centrales incorporadas en Escenario N°2 Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW) CANTO_AGUA ene-15 Maitencil110 21 DENERSOL_3 ene-15 Maitencil110 30 FV_CARRERA_PINTO_I jul-15 CPinto220 77.5 EL_ROMERO oct-15 Maitencil220 196 DIVISADERO oct-15 Maitencil110 114 DESIERTO_ATACAMA dic-15 Maitencil220 120 FV_ABASOL dic-15 Maitencil220 61.5 PUNTA_SIERRA dic-15 MRedondo220 76.8 CHANARAL_ACEITUNO ene-16 PColorada220 184 SARCO jun-16 Maitencil220 235 FV_PUNTA_VIENTO jul-16 PColorada220 46.8 EOL_CABO_LEONES_II dic-16 Maitencil220 204 FV_CARRERA_PINTO_II dic-17 CPinto220 77.5 TOTAL 1444 Fuente Solar Solar Solar Solar Solar Solar Solar Eólica Eólica Eólica Solar Eólica Solar Cuadro 27: Centrales modificadas en Escenario N°2 Proyecto Fecha Inicio Esc. Base Fecha Inicio Esc N°2 Taltal CC GNL ene-17 ene-21 Carbón Maitencillo 02 jul-21 jul-25 Cabe señalar que con las modificaciones anteriores se continúa cumpliendo con el porcentaje de obligación ERNC de la ley 20.698. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 39 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Generación ERNC promedio mensual incorporada en Escenario N°2 120 100 CANTO_AGUA DENERSOL_3 80 FV_CARRERA_PINTO_II [MW] EL_ROMERO DIVISADERO 60 DESIERTO_ATACAMA SARCO CHANARAL_ACEITUNO 40 EOL_CABO_LEONES_II PUNTA_SIERRA 20 jul-28 oct-28 abr-29 ene-29 abr-28 jul-27 oct-27 ene-28 abr-27 jul-26 oct-26 ene-27 abr-26 jul-25 oct-25 ene-26 abr-25 jul-24 oct-24 ene-25 abr-24 jul-23 oct-23 ene-24 abr-23 jul-22 oct-22 ene-23 abr-22 jul-21 oct-21 abr-21 ene-22 jul-20 oct-20 abr-20 ene-21 jul-19 oct-19 ene-20 jul-18 oct-18 abr-19 ene-19 jul-17 oct-17 abr-18 ene-18 abr-17 jul-16 oct-16 ene-17 abr-16 jul-15 oct-15 ene-16 abr-15 jul-14 oct-14 ene-15 abr-14 0 Figura 10: Generación mensual promedio incorporada en Escenario N°2. 9.3.2 Demanda proyectada para Escenario N°2 Los proyectos de consumos incorporados en el Escenario N°2 se detallan en el Cuadro 28. Cuadro 28: Proyectos de Consumo incorporados en Escenario N°2 Fecha Inicio Fecha término Barra Dda. Media (MW) oct-16 dic-15 45 Santo Domingo Diego de Almagro 220 kV ene-17 100 Inca de Oro Carrera Pinto 220 kV ene-18 50 ene-16 dic-17 20 Dominga Punta Colorada 220 kV ene-18 195 Proyecto Figura 11: Potencia media anual de consumos adicionados en Escenario N°2 Potencia [MW] Demanda total anual adcionada en Escenario N°2 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2016 2017 2018-2029 Año Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 40 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 10 DIAGNOSTICO DE LA TRANSMISIÓN TRONCAL UTILIZACIÓN 14 de octubre de 2014 ESPERADA DEL SISTEMA DE 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 superaría el límite admisible sin considerar la materialización de las obras propuestas, sobre el universo del total de horas simuladas para el año en cuestión (probabilidad de exceder la transferencia máxima admisible). 10.1 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 la línea Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA y de la Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV, 1x197 MVA a 1x260 MVA. Existente En Licitación o Construcción d.almag220 Proyecto Esc. Base Proyecto Esc. 2 c.pinto220 cardone500 S.Andres220 2x1500 MVA 1x750 MVA cardone220 maitenc500 maitenc220 1x750 MVA p.azuca500 p.colorada220 DGoyo220 L.Palmas500 Talinay220 1x750 MVA 2x1500 MVA p.azuca220 L.Cebada220 M.Redondo220 L.Palm220 l.vilos220 nogales220 quillot220 polpaic220 Ilustración 1.Diagrama simplificado zona norte Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 41 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 10.1.1 Tramo Cardones – Diego de Almagro Instalaciones existentes: (1) Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC. (2) Nueva Línea 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC (nov-17) (3) Tendido segundo circuito 1x290 MVA 25ºC, seccionado en S.E. Carrera Pinto (nov-17) (4) Seccionamiento del circuito 1 de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto (nov-17). (5) Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV 1x197 MVA (abr-18). Obras en construcción Obras decretadas: Obras a analizar: Abr-14 - Oct-17 Nov-17 - Mar-18 d.almag220 Abr-18 - Mar-28 d.almag220 Existente En Licitación o Construcción d.almag220 Proyecto 1x197 MVA 1x400 MVA 2x290 MVA 2x290 MVA c.pinto220 1x197 MVA c.pinto220 c.pinto220 S.andres220 S.andres220 cardone220 cardone220 cardone220 Ilustración 2.Diagrama de obras modeladas tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro Escenario Base Escenario N°2 800 800 Desde el sur a Diego de almagro 220 kV (Carrera Pinto - Diego de almagro desde Nov-17) Desde el sur a Diego de almagro 220 kV (Carrera Pinto - Diego de almagro desde Nov-17) 600 600 400 400 200 [MW] 0 0 -200 -200 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 Mes Mes 0% may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 -800 feb-15 -800 sep-14 -600 abr-14 -600 sep-14 -400 -400 abr-14 [MW] 200 c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 12: Flujos desde el sur a Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia La Figura 12 muestra que los mayores niveles de transferencias se originan en el sentido norte – sur, debido principalmente a la alta penetración de ERNC en la zona de Diego de Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 42 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Almagro4. Se observa que los flujos se verían restringidos en caso de no considerar un proyecto para el tramo, por consiguiente la inyección en Diego de Almagro se vería limitada por la capacidad de transferencia máxima admisible de los tramos al sur de esta subestación, particularmente entre Carrera Pinto y Cardones, debido a la incorporación de generación adicional en Carrera Pinto y en San Andrés. La simulación presentada en la Figura 12 considera la liberación de las restricciones mencionadas hacia el sur, puesto que se ha modelado el cambio de conductor del tramo Cardones – San Andrés - Carrera Pinto, obteniendo de este modo flujos máximos admisibles que llegarían a Cardones acorde a los niveles de transferencia esperados. Escenario Base Escenario N°2 800 600 400 400 200 200 [MW] 600 0 Desde Cardones 220 kV al norte 0 -200 -200 -400 -400 -600 -600 -800 -800 abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-20 jul-20 dic-20 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 Desde Cardones 220 kV al norte abr-14 sep-14 feb-15 jul-15 dic-15 may-16 oct-16 mar-17 ago-17 ene-18 jun-18 nov-18 abr-19 sep-19 feb-20 jul-20 dic-20 may-21 oct-21 mar-22 ago-22 ene-23 jun-23 nov-23 abr-24 sep-24 feb-25 jul-25 dic-25 may-26 oct-26 mar-27 ago-27 ene-28 jun-28 nov-28 [MW] 800 mes 0% 20% 80% 100% mes c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 13: Flujos desde el norte a Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia En la Figura 13 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 desde el norte hacia la S.E. Cardones. En la figura se aprecia que los límites de transferencia serían alcanzados a lo largo de todo el horizonte de estudio 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. Las gráficas siguientes muestran las transferencias esperadas para el año 2018 y año 2019 en el Escenario Base para las 53 series modeladas, indicado además la probabilidad de excedencia de flujo en caso de no considerar ningún proyecto (290 MVA) para el tramo y con ello la energía de flujos interrumpidos promedio que se experimentaría para el año en cuestión. La limitación considerada para el tramo Paposo – Diego de Almagro 220 kV es de 570 MVA debido a la suposición de implementación de automatismos consiste con lo indicado en la carta DO N°1030/2014. 4 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 43 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Desde el norte a Cardones 220 kV año 2018 Desde el norte a Cardones 220 kV año 2019 400 400 %Pexc F 197=0% 200 %Pexc F 197=0% 200 EFIP+ [GWh] =0 Flujo [MW] -200 %Pexc F -290=37.8% -400 0% 3% 5% 8% 10% 13% 16% 19% 21% 24% 27% 29% 32% 34% 36% 36% 43% 45% 48% 51% 53% 56% 59% 61% 64% 67% 69% 72% 75% 77% 80% 82% 85% 88% 90% 93% 96% 98% 0 0% 3% 5% 8% 11% 13% 15% 18% 21% 24% 27% 29% 32% 35% 37% 40% 40% 45% 48% 50% 53% 56% 59% 61% 64% 66% 69% 72% 75% 77% 80% 82% 85% 88% 90% 93% 96% 98% Flujo [MW] 0 EFIP+ [GWh] =0 -200 -400 EFIP- [GWh] =567 %Pexc F -290=37.3% EFIP- [GWh] =528 -600 -600 -800 -800 Probabilidad de excedencia F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P Probabilidad de excedencia F [MW] lim- C/P FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P Probabilidad de Excedencia de flujo máximo admisible Año Escenario Base 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 - - - 4% 37% 37% 36% 36% 36% 35% 35% 33% 33% 33% 36% 36% Cuadro 29: Probabilidad de excedencia de flujo máximo “Desde el norte a Cardones 220 kV” Para el tramo en cuestión, no se han presentado proyectos adicionales a los ya decretados (2) y (3), de todos modos la DP ha estimado pertinente el análisis de soluciones que permitan liberar las restricciones de transmisión. Entre las obras posibles se estudió el seccionamiento completo en Carrera Pinto 220 kV, que permitiría elevar el límite de transferencia desde 290 MVA a 350 MVA y cuya evaluación económica se presenta en el acápite 13.2.1.1. Con el proyecto mencionado no se logra alcanzar un límite acorde a los niveles de transferencias esperados, por lo que se analizó adicionalmente el repotenciamiento del circuito existe de 1x197 MVA Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro, que limita el tramo impidiendo que se puedan utilizar plenamente los circuitos paralelos de 290 MVA aún luego de realizar el seccionamiento completo en S.E. Carrera Pinto. Una de las alternativas de repotenciamiento estudiadas consiste en el aumento de la capacidad máxima de operación normal del conductor existente mediante la elevación de la distancia al suelo por medio de la inversión de crucetas, que permitiría llevarlo desde 197 MVA a 260 MVA y con ello modificar la restricción para el tramo desde 350 MVA a 480 MVA. El límite en este caso aún resultaría insuficiente para los niveles de transferencia esperados, por lo que se considera y evalúa la alternativa de cambio del conductor por uno de alta capacidad5 de 400 MVA, consiguiendo así una limitación de 580 MVA para el tramo6. El proyecto a evaluar económicamente considera que los trabajos de cambio de conductor requerirían 5 meses de desenergización, por lo que las desconexiones serían factibles de El detalle de los proyectos analizados se encuentran en el ANEXO 5. Se verificó que para los niveles de flujos de 580 MW no se presentaran problemas de estabilidad de tensión en el sistema. 5 6 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 44 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 realizar sólo después de la puesta en servicio de la nueva línea 2x220 kV Cardones – Diego de Almagro 2x290 MVA y del seccionamiento completo en S.E. Carrera Pinto, ambos estimados para nov-17. El Cuadro 30 muestra los límites calculados para la suma de flujos que llegan desde el norte a S.E. Cardones en los casos con y sin proyecto. Fecha Nov-17 Nov-17 Abr-18 Límite Modelado MVA Sin Proyecto Con Proyecto 197 290 Proyecto Considerado Descripción +Nva línea Cardones – Diego de Almagro 2x290 Obra en construcción +Seccionamiento circuito N° 1 Carrera Pinto – 290 350 Obra en evaluación Diego de Almagro + Cambio Conductor de 1x197 MVA a 1x400 290 440 Obra en evaluación MVA. Sin seccionamiento + Cambio Conductor de 1x197 MVA a 1x400 350 580 Obra en evaluación MVA. Con seccionamiento Cuadro 30: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo desde el Norte a Cardones 10.1.2 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 (4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA (ene-18) (5) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Cardones (6) Modificación línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC a 1x260 MVA (dic-16) Obras en construcción: Obras decretadas: Ene-17 - Dic-17 cardone220 Abr-14 - Dic-16 cardone220 2x290 MVA 2x290 MVA 1x197 MVA 1x260 MVA Ene-18 - Mar-29 cardone500 cardone220 2x1500 MVA Existente 1x750 MVA maitenc220 En Licitación o Construcción Proyecto maitenc220 1x750 MVA 1x260 MVA maitenc220 maitenc500 Ilustración 3.Diagrama para el tramo Maitencillo – Cardones Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 45 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Escenario Base Escenario N°2 800 Maitencillo - Cardones 220 kV 400 200 200 [MW] 600 400 Mes-Año 0% 20% 80% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 abr-14 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 oct-16 ago-17 ene-18 may-16 feb-15 mar-17 -800 jul-15 -600 -800 dic-15 -400 -600 sep-14 -400 abr-14 -200 dic-15 0 -200 may-16 0 feb-15 [MW] 600 Maitencillo - Cardones 220 kV sep-14 800 Mes-Año 100% c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 14: Flujos Maitencillo – Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia En la Figura 14 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. Escenario Base Escenario N°2 2000 2000 Maitencillo - Cardones 500 kV Maitencillo - Cardones 500 kV 1500 1500 1000 1000 500 500 0 0 20% mínimo máximo c+ s+ c- 20% 80% 100% s+ c- jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 c+ nov-23 ago-22 ene-23 mar-22 oct-21 may-21 jul-20 dic-20 feb-20 sep-19 abr-19 jun-18 0% s- nov-18 ago-17 ene-18 mar-17 oct-16 may-16 jul-15 abr-14 sep-14 jun-28 nov-28 ago-27 ene-28 mar-27 oct-26 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ago-22 ene-23 mar-22 oct-21 dic-20 jul-20 99% may-21 feb-20 abr-19 80% sep-19 jun-18 nov-18 ene-18 ago-17 mar-17 dic-15 0% oct-16 may-16 sep-14 jul-15 -2000 feb-15 -1500 -2000 abr-14 -1000 -1500 dic-15 -500 -1000 feb-15 -500 s- Figura 15: Flujos Maitencillo – Cardones 500 kV para distintas probabilidades de excedencia. Escenario Base Escenario N°2 1000 Cardones 500/220 kV 800 1000 600 800 400 600 Cardones 500/220 kV 400 200 [MW] 200 0 0 -200 -200 -400 -400 -600 -600 -800 Mes 0% 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 dic-20 may-21 jul-20 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ago-17 ene-18 mar-17 oct-16 dic-15 may-16 jul-15 feb-15 sep-14 -1000 abr-14 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 abr-24 sep-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 jul-20 dic-20 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ago-17 ene-18 mar-17 oct-16 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 sep-14 -1000 abr-14 -800 mes c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 16: Flujos Cardones 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 46 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Escenario Base 2000 Escenario N°2 Maitencillo 500/220 kV [MW] 1500 2000 1000 1500 500 1000 Maitencillo 500/220 kV 500 0 0 -500 -500 -1000 -1000 0% 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 -1500 abr-14 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 Mes sep-14 -2000 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 -1500 -2000 c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 17: Flujos Maitencillo 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia A partir de la Figura 15 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 niveles cercanos a la transferencia máxima admisible por el tramo (1500 MVA). De la Figura 16 se observa que el tramo de transformación 500/220 kV de la S.E. Nueva Cardones presenta holgura de capacidad a lo largo de todo el horizonte de estudio, de modo que no se estima necesario evaluar alguna obra de expansión. De la Figura 17 se observa que en el tramo de transformación 500/220 kV de S.E. Nueva Maitencillo, la capacidad máxima con criterio N-1 se vería superada a partir del año 2021 en el Escenario Base (línea negra punteada en el gráfico), producto del aumento de transferencias desde 220 a 500 kV originadas por la interconexión SIC –SING y la incorporación de la central Carbón Maitencillo 2. Para lo cual se ha supuesto la incorporación de un nuevo transformador que libera los flujos, cuya evaluación económica puede ser postergada para futuras revisiones del ETT debido a los plazos constructivos para obras de esta naturaleza. Hacia comienzos del año 2024 se aprecia un nuevo aumento importante en los flujos debido a la incorporación de generación de bajo costo en Maitencillo 220 kV correspondiente a la central “Carbón Maitencillo (370 MW)”, utilizada como extensión del plan de obras de generación de la CNE, para los años 2024 a 2029. Para el Escenario N°2 se observa que la unidad de transformación presentaría elevados niveles de saturación desde su puesta en servicio en enero de 2018, producto de la incorporación de inyecciones ERNC en Maitencillo 220 kV. Por lo anterior la simulación presentada considera la una segunda unidad de transformación en enero de 2019, fecha consistente con el supuesto de materialización a partir de la presente recomendación. 10.1.3 Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo Instalaciones existentes: Dirección de Peajes – CDEC-SIC (1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C - 47 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal Obras licitadas: 14 de octubre de 2014 (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA Pan de Azúcar – Maitencillo (ene-18) (3)Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar (ene-18) Ene-18 - Mar-28 Abr-13 - Dic-17 maitenc500 maitenc220 2x197 MVA maitenc220 2x1500 MVA Existente 1x750 MVA p.colorada220 2x197 MVA En Licitación o Construcción p.colorada220 Proyecto 1x750 MVA p.azuca220 p.azuca220 p.azuca500 Ilustración 4.Diagrama de obras modeladas tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo Escenario Base Punta Colorada - Maitencillo 220 kV 500 400 400 300 300 200 200 100 100 0 0 -100 -100 Punta Colorada - Maitencillo 220 kV -200 -200 -300 -300 -400 -400 20% 80% 100% c+ s+ c- jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 Mes-Año Mes 0% may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 sep-14 abr-14 abr-14 -500 -500 sep-14 [MW] 500 Escenario N°2 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 18: Flujos Punta Colorada – Maitencillo 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 18 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. 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 7.2, 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 de 220 kV y 500 kV, capacidad que resultaría insuficiente a partir de la entrada en operación de la central “Carbón Maitencillo (370 MW)”, en enero de 2024, en el Escenario Base. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 48 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 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. Considerando los plazos estimados para obras de ampliación de esta naturaleza, la pertinencia de evaluación del proyecto mencionado puede ser postergada para las siguientes revisiones del ETT. A diferencia de lo anterior, en el Escenario N°2 se observarían restricciones para el tramo desde enero de 2018, por lo que considera pertinente la evaluación económica de un proyecto de repotenciamiento similar a la obra decretada para el circuito 1 del tramo Maitencillo – Cardones 220 kV. Escenario Base 400 Escenario N°2 500 Pan de Azúcar - Punta Colorada 220 kV Pan de Azúcar - Punta Colorada 220 kV 400 300 300 200 200 100 100 [MW] 0 0 -100 -100 -200 -200 -300 -300 -400 -400 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 Mes-Año Mes 0% may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 sep-14 abr-14 sep-14 -500 -500 c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 19: Flujos Pan de Azúcar – Punta Colorada 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 19 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. Escenario Base Dirección de Peajes – CDEC-SIC Escenario N°2 - 49 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 2000 Pan de Azúcar - Maitencillo 500 kV 14 de octubre de 2014 2000 Pan de Azúcar - Maitencillo 500 kV 1500 1500 1000 1000 500 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 feb-25 may-26 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 Mes-Año Mes 0% may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 -2000 dic-15 -1500 -2000 may-16 -1500 feb-15 -1000 sep-14 -500 -1000 sep-14 MW 0 -500 abr-14 [MW] 500 0 c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 20: Flujos Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV En la Figura 20 se aprecia que las transferencias máximas por el tramo Pan de Azúcar Maitencillo 500 kV alcanzarían los límites de transmisión del tramo en algunos ocasiones puntuales a partir de comienzos del año 2021, por lo que no se considera necesario evaluar alguna obra de expansión para este tramo. 10.1.4 Tramos Nogales – Pan de Azúcar Instalaciones existentes: (1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Nogales – Los Vilos – Las Palmas - Pan de Azúcar (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) Obras licitadas: Ene-18 - Mar-29 Abr-14 - Dic-17 p.azuca500 Existente D.Goyo220 Talinay220 p.azuca220 D.Goyo220 Talinay220 L.Cebada220 M.Redondo220 M.Redondo220 l.palmas220 2x224 MVA l.vilos220 l.vilos220 nogales220 2x1500 2x1500 MVA MVA 2x224 MVA quillot220 Proyecto L.Cebada220 2x1500 MVA l.palmas220 2x224 MVA En Licitación o Construcción p.azuca220 nogales220 2x1500 2x1500 MVA MVA 2x1090 MVA 2x224 MVA quillot220 2x1090 MVA polpaic220 polpaic220 polpaic500 Ilustración 5.Diagrama de obras modeladas tramo Polpaico - Pan de Azúcar Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 50 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Escenario Base Escenario N°2 1000 Pan de Azúcar 500/220 kV 800 600 400 [MW] 200 0 -200 -400 -600 -800 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 sep-14 abr-14 -1000 Mes - Año 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 21: Flujos transformación Pan de Azúcar 500/220 kV Tal como se aprecia en la Figura 21, 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. Escenario Base 500 Escenario N°2 Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV 500 Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV 400 400 300 300 200 200 100 [MW] 0 0 -100 -100 -200 -200 -300 -300 -400 -400 20% 80% 100% c+ s+ c- jun-28 nov-28 ago-27 ene-28 mar-27 oct-26 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 ago-22 nov-23 ene-23 oct-21 mar-22 may-21 dic-20 jul-20 Mes - Año Mes 0% feb-20 abr-19 sep-19 nov-18 jun-18 ago-17 ene-18 oct-16 mar-17 may-16 dic-15 jul-15 feb-15 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 sep-14 abr-14 abr-14 -500 -500 sep-14 [MW] 100 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 22: Flujos desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 22 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. Por su parte, el límite conjunto del tramo para transferencias en sentido sur – norte (flujos positivos en el gráfico de la Figura 22), correspondiente a la limitación por criterio N-1, el cual se ve alcanzado para algunas de las series modeladas. 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. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 51 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 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. La evaluación económica del proyecto considerado se ha realizado en el capítulo 12. Para el Escenario N°2 se aprecia un incremento importante en las transferencias sur – norte, y por ende los niveles esperados de congestión, originadas por el aumento de consumo en Punta Colorada y la diminución de energía de bajo costo disponible desde el norte, producto del consumo local en la zona de Diego de Almagro. La Figura 23 presenta los flujos esperados para las 53 series simuladas en el Escenario Base, observando una probabilidad de exceder flujo de un 6.4% y un 7.5% respectivamente, el Cuadro 31 muestra la probabilidad de excedencia del límite sin proyecto para todo los años del horizonte de estudio. Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV, Año 2018 Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV, Año 2019 600 600 400 400 %Pexc F 224=6.37% %Pexc F 224=7.56% EFIP+ [GWh] =15 EFIP+ [GWh] =20 200 Flujo [MW] 0% 3% 5% 8% 11% 13% 16% 19% 21% 24% 26% 29% 32% 34% 37% 40% 42% 45% 48% 50% 53% 55% 58% 61% 63% 66% 69% 71% 74% 77% 79% 82% 84% 87% 90% 92% 95% 98% 0 %Pexc F -290=0% EFIP- [GWh] =0 -200 0 0% 3% 5% 8% 11% 13% 16% 19% 21% 24% 26% 29% 32% 34% 37% 40% 42% 45% 48% 50% 53% 55% 58% 61% 63% 66% 69% 71% 74% 77% 79% 82% 85% 87% 90% 92% 95% 98% Flujo [MW] 200 %Pexc F -290=0% EFIP- [GWh] =0 -200 -400 -400 -600 -600 Probabilidad de excedencia F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P Probabilidad de excedencia F [MW] lim- C/P FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P Figura 23: Flujos desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV, año 2018 y 2019. Probabilidad de Excedencia de flujo máximo admisible Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Escenario Base 14% 1% 9% 9% 6% 8% 8% 10% 6% 8% 5% 6% 6% 6% 6% 4% Cuadro 31: Probabilidad de excedencia de flujo máximo tramo desde el sur a Pan de Azúcar Escenario Base Escenario N°2 500 Desde el norte a las Palmas 220 kV 400 400 300 300 200 200 100 Desde el norte a las Plamas 220 kV [MW] 500 100 20% s+ jun-28 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 dic-25 jul-25 c- may-26 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 c+ nov-23 ago-22 oct-21 100% Mes ene-23 mar-22 dic-20 jul-20 80% may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 sep-14 abr-14 0% jul-15 -400 -400 dic-15 -300 -300 may-16 -200 -200 feb-15 -100 abr-14 -100 sep-14 [MW] 0 0 Mes - Año 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 24: Flujos Desde el norte a Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 52 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 La Figura 24 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. Escenario Base 400 Escenario N°2 Los Vilos - Las Palmas 220 kV 400 Los Vilos - Las Palmas 220 kV 300 300 200 200 100 100 0 [MW] [MW] 0 -100 -100 -200 20% 80% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 Mes - Año Mes 0% may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 -500 sep-14 -400 -500 abr-14 -300 -400 sep-14 -200 -300 100% c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 25: Flujos Los Vilos – Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 25 muestra las transferencias esperadas para el tramo Los Vilos - Las Palmas 220 kV, el cual presenta algunas situaciones puntuales de saturación para el periodo posterior a la entrada en operación del sistema Polpaico – Cardones 500 kV (enero 2018), situación que se presenta principalmente para transferencias en sentido norte – sur. Escenario Base 500 Escenario N°2 Nogales - Los Vilos 220 kV 500 400 Nogales - Los Vilos 220 kV 400 300 300 200 200 100 [MW] -100 0 -100 -200 -200 -300 -300 -400 -400 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 dic-20 Mes - Año Mes 0% jul-20 feb-20 sep-19 abr-19 jun-18 nov-18 ene-18 ago-17 mar-17 oct-16 may-16 dic-15 jul-15 feb-15 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 dic-20 jul-20 feb-20 sep-19 abr-19 jun-18 nov-18 ago-17 ene-18 mar-17 oct-16 may-16 dic-15 jul-15 feb-15 sep-14 abr-14 sep-14 -500 -500 abr-14 [MW] 100 0 c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 26: Flujos Nogales – Los Vilos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia En la Figura 26 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 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 53 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 flujos por los circuitos en paralelo. La capacidad del tramo permitiría operar sin restricciones hasta mediados del año 2022, fecha a partir de la cual se amplió la capacidad de transmisión del tramo por medio de una obra genérica consistente en el repotenciamiento de los circuitos del tramo Nogales – Los Vilos 220 kV. Considerando los plazos de ejecución de una obra de esta naturaleza, la pertinencia de su evaluación económica puede ser postergada para futuras revisiones del ETT. 10.1.5 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) Escenario Base 2000 Escenario N°2 Polpaico - Pan de Azúcar 500 kV 2000 Polpaico - Pan de Azúcar 500 kV 1500 1500 1000 1000 [MW] 500 0 0 -500 -500 -1000 -1000 -1500 -1500 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 Mes - Año Mes 0% feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 sep-14 -2000 -2000 abr-14 [MW] 500 c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 27: Flujos Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, para distintas probabilidades de excedencia En la Figura 27 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, las cuales alcanzan valores cercanos a los 1500 MVA en algunas situaciones puntuales a lo largo del horizonte de estudio. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 54 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Escenario Base 2000 Escenario N°2 Polpaico - Nogales 220 kV 2000 1500 1000 1000 500 500 [MW] [MW] Polpaico - Nogales 220 kV 1500 0 0 -500 -500 -1000 -1000 -1500 -1500 20% 80% 100% c+ s+ c- jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 Mes - Año Mes 0% may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 sep-14 -2000 -2000 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 28: Flujos Polpaico – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia La Figura 28 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 necesaria la evaluación de alguna obra de expansión para este tramo. Escenario Base 500 Escenario N°2 Quillota - Nogales 220 kV 500 400 Quillota - Nogales 220 kV 400 300 300 200 200 100 [MW] -100 0 -100 -200 -200 -300 -300 -400 -400 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 dic-20 Mes - Año Mes 0% jul-20 feb-20 sep-19 abr-19 jun-18 nov-18 ene-18 ago-17 mar-17 oct-16 may-16 dic-15 jul-15 feb-15 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 dic-20 jul-20 feb-20 sep-19 abr-19 jun-18 nov-18 ago-17 ene-18 mar-17 oct-16 may-16 dic-15 jul-15 feb-15 sep-14 abr-14 sep-14 -500 -500 abr-14 [MW] 100 0 c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 29: Flujos Quillota – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia La Figura 29 muestra las transferencias para el tramo Quillota – Nogales 220 kV, cuya capacidad máxima de transmisión con criterio N-1 sería suficiente para transferir los niveles de flujo esperado hasta comienzos del año 2023. A partir de esta fecha, en algunas ocasiones puntuales se alcanzaría el límite para el tramo, situación que podría ser resuelta mediante medidas operativas de abrir el tramo, condición en la que no se sobrecargan las líneas Polpaico – Nogales 220 kV (2) ni la línea Polpaico – Quillota 220 kV (3). Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 55 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Escenario Base 2000 Polpaico - Quillota Escenario N°2 220 kV 2000 Polpaico - Quillota 220 kV 1500 1500 1000 1000 [MW] 500 0 0 -500 -500 -1000 -1000 -1500 -1500 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 Mes - Año Mes 0% feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 sep-14 -2000 -2000 abr-14 [MW] 500 c+ s+ c- 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 30: Flujos Polpaico – Quillota 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia La Figura 30 muestra las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Quillota 220 kV, el cual no presenta congestión. 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. 10.1.6 Sensibilidad Zona Norte, Interconexión SIC - SING Como análisis adicional se realizó una la sensibilidad para la zona norte, en la cual se modifican los supuestos de la línea de interconexión SIC – SING. La sensibilidad considera que en reemplazo de la línea Cardones – Encuentro 2x500 kV en enero de 2021, se materializa la interconexión entre las subestaciones Cardones y Mejillones, con tecnología AC en 500 kV en enero del año 2018. En el ANEXO 6 se presentan las gráficas correspondientes a la sensibilidad realizada. Cabe señalar que bajo los supuestos del caso sensibilidad, los flujos esperados muestran que no se requerirían el análisis de proyectos adicionales a los considerados en el resto del estudio. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 56 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 10.2 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. Polpaico 220kV S/E Polpaico 500kV Existente En Licitación o Construcción Lampa 220 L.Aguirre220 Rapel220 Proyecto A.Melipilla220 C.Nav ia220 L.Aguirre500 Chena 220 S/E A.Jahuel 500kV A.Jahuel 220 Maipo 220 Candelaria 220 Ancoa 500kV Colbún 220 Ancoa 220 Itahue 220 Ilustración 6.Diagrama simplificado zona centro 10.2.1 Tramo Lampa – Polpaico Instalaciones existentes: Obras propuestas: (1) Línea 2x220 kV, 2x310 MVA 25ºC Ninguna 700 Lampa - Polpaico 220 kV 500 300 [MW] 100 -100 -300 -500 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 -700 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 31: Flujos Lampa – Polpaico 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 31 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. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 57 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 10.2.2 Tramo Chena - Cerro Navia Obras existentes: Obras propuestas: (1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC Ninguna De la Figura 32 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. 700 Chena - Cerro Navia 220 kV 500 300 [MW] 100 -100 -300 -500 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 -700 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 32: Flujos Chena – Cerro Navia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 10.2.3 Tramo Alto Jahuel – Chena Instalaciones existentes: Línea 2x220 kV, 2x350 MVA 30ºC (A.Jahuel-Rodeo-Chena) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC Ninguna Obras propuestas: 1200 Alto Jahuel - Chena 220 kV 1000 [MW] 800 600 400 200 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 dic-20 jul-20 feb-20 sep-19 abr-19 jun-18 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 sep-14 0 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 33: 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 capacidad, de acuerdo a los estudios eléctricos Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 58 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 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. 10.2.4 Tramos Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia Instalaciones existentes: Obras licitadas: Obras propuestas: Abr-14 - Sep-15 Rapel220 (1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA 25ºC (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 (oct2018) (4) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC, A. Melipilla – Lo Aguirre, 1 circuito (oct-2018). (5) Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia (oct-2018)7 (6) Segundo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, Lo Aguirre, junto con el seccionamiento del otro circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV. Oct-15 - Sep-18 Rapel220 oct-18 Rapel220 Nov-18 - Mar-29 Rapel220 Existente A.Melipilla220 A.Melipilla220 A.Melipilla220 A.Melipilla220 En Licitación o Construcción Proyecto L.Aguirre220 L.Aguirre220 C.Nav ia220 C.Nav ia220 C.Nav ia220 L.Aguirre220 C.Nav ia220 Ilustración 7.Diagrama de obras modeladas tramo Rapel - Cerro Navia Licitación declarada desierta durante el primer llamado. La fecha de puesta en servicio considera el retraso debido a los nuevos procesos de licitación. 7 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 59 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 500 14 de octubre de 2014 Rapel - Alto Melipilla 220 kV 300 [MW] 100 -100 -300 -500 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 -700 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 34: Flujos Rapel – Alto Melipilla 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia Alto Melipilla - Cerro Navia 220 kV (A. Melipilla - Lo Aguirre desde oct-15) 500 [MW] 300 100 -100 -300 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 dic-20 jul-20 feb-20 sep-19 abr-19 jun-18 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 sep-14 -500 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 35: Flujos Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV MW 2000 1500 1000 500 0 -500 -1000 -1500 ene-29 jul-28 ene-28 jul-27 ene-27 jul-26 ene-26 jul-25 ene-25 jul-24 ene-24 jul-23 ene-23 jul-22 ene-22 jul-21 ene-21 jul-20 ene-20 jul-19 ene-19 jul-18 ene-18 jul-17 ene-17 jul-16 ene-16 jul-15 ene-15 jul-14 ene-14 -2000 Mes Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec- Figura 36: Flujos tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 220 kV para distintas prob. de excedencia Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 60 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 1000 14 de octubre de 2014 Lo Aguirre 500/220 kV 800 600 400 200 0 -200 jun-28 nov-28 ago-27 ene-28 oct-26 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 abr-24 sep-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 -600 sep-14 -400 -800 -1000 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 37: 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. De la Figura 34 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 35) y la respectiva nueva obra (4) que aumenta su capacidad de transferencia. Como se puede apreciar de la Figura 36, 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. En el ANEXO 1 se describen los análisis eléctricos que justifican esta posibilidad de operación para los efectos de su incorporación en el modelo de coordinación hidrotérmica. Cabe señalar que la representación descrita, representa una simplificación de la modelación del tramo válida para el presente análisis, sin perjuicio de que la operación real de esta línea deberá ser evaluada de acuerdo a las condiciones particulares del momento. 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 37, 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. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 61 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 10.2.5 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) (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 en construcción: Obras propuestas: (7) Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico (may-2020) Abr-14 - Sep-15 Oct-15 - Abr-17 S/E Polpaico 500kV Sep-17 - Abr-20 S/E Polpaico 500kV May-20 - Mar-29 S/E Polpaico 500kV S/E Lo Aguirre 500kV S/E Polpaico 500kV S/E Lo Aguirre 500kV S/E Lo Aguirre 500kV Existente En Licitación o Construcción Proyecto S/E A.Jahuel 500kV S/E A.Jahuel 500kV Hacia S/E Ancoa 500kV Hacia S/E Ancoa 500kV S/E A.Jahuel 500kV Hacia S/E Ancoa 500kV S/E A.Jahuel 500kV Hacia S/E Ancoa 500kV Ilustración 8.Diagrama de obras modeladas Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico 500 kV 4000 Alto Jahuel al Norte 500 kV 3000 2000 [MW] 1000 0 -1000 -2000 -3000 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 -4000 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 38: Flujos Alto Jahuel – al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 62 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 2000 14 de octubre de 2014 Polpaico500/220 kV 1500 1000 [MW] 500 0 -500 -1000 -1500 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 -2000 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 39: Flujos Polpaico 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 2500 Alto Jahuel 500/220 kV 2000 [MW] 1500 1000 500 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 dic-20 jul-20 feb-20 sep-19 abr-19 jun-18 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 sep-14 0 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 40: Flujos Alto Jahuel 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia. El gráfico de la Figura 38 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 39 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. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 63 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 En Figura 40 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. 10.2.6 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) Oct-15 - Ene-16 Feb-16 - Mar-29 A.Jahuel 500kV A.Jahuel 500kV Abr-14 - Sep-15 A.Jahuel 500kV Existente En Licitación o Construcción Proyecto Ancoa 500kV Ancoa 500kV Ancoa 500kV Ilustración 9.Diagrama de obras a considerar para el tramo Ancoa al Norte 500 K Fecha Límite MVA Proyectos considerados Descripción + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, oct-15 2150 Obra en Construcción 1(2)x1800MVA +2do cto. L. Ancoa – A. Jahuel 2(2)x500 kV, feb-16 2770 Obra en Construcción 2(2)x1800MVA +Nueva L. Charrúa – Ancoa 1(2)x500 kV, Obra en Construcción feb-18 3220 1(2)x1800MVA Cuadro 32: Límites de Transferencia Modelados Tramo Ancoa al Norte 500 kV. 3500 Ancoa - Alto Jahuel 500 kV 3000 2500 [MW] 2000 1500 1000 500 0 -500 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 -1000 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 41: Flujos Ancoa al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, con 4to Transf. Charrúa 500/220 kV. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 64 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 En la Figura 41 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 1(2)x500 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. 10.2.7 Tramo Ancoa 500/220 kV Instalaciones existentes: Obras en construcción: (1) Transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA (2) Nuevo transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA (sep2016) Ancoa 500/220 kV MW 2000 1500 1000 500 0 -500 -1000 -1500 ene-29 ene-28 jul-28 ene-27 jul-27 ene-26 jul-26 ene-25 jul-25 ene-24 jul-24 ene-23 jul-23 ene-22 jul-22 ene-21 jul-21 ene-20 jul-20 ene-19 jul-19 ene-18 jul-18 ene-17 jul-17 ene-16 jul-16 ene-15 jul-15 ene-14 jul-14 -2000 Mes Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec- Figura 42: Flujos Ancoa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 42 se observa que luego de la materialización de la obra (2), la capacidad de transmisión es suficiente para los flujos proyectados. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 65 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 10.2.8 Tramo Ancoa – Colbún 220 kV Instalaciones existentes: (1) Cable 1x220 kV, 1x600 MVA 1000 Ancoa - Colbun 220 kV 800 600 400 [MW] 200 0 -200 -400 -600 -800 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 abr-14 sep-14 -1000 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 43: Flujos Ancoa - Colbún 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 43 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. 10.2.9 Tramo Colbún – Candelaria 220 kV Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x600 MVA 1000 Colbun - Candelaria 220 kV 800 [MW] 600 400 200 0 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 dic-20 jul-20 feb-20 sep-19 abr-19 jun-18 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 sep-14 -200 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 44: Flujos Colbún - Candelaria 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 44 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. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 66 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 10.2.10 14 de octubre de 2014 Tramo Candelaria – Alto Jahuel 220 kV Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x600 MVA 700 Candelaria - Alto Jahuel 220 kV 600 500 [MW] 400 300 200 100 0 -100 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 abr-24 sep-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 abr-19 sep-19 jun-18 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 sep-14 abr-14 -200 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 45: Flujos Candelaria – Alto Jahuel 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 45 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. 10.2.11 Tramo Ancoa – Itahue Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 25ºC 500 Ancoa - Itahue 220 kV 400 300 [MW] 200 100 0 -100 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 jul-25 dic-25 feb-25 abr-24 sep-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 jul-20 dic-20 feb-20 abr-19 sep-19 jun-18 nov-18 ene-18 ago-17 oct-16 mar-17 may-16 dic-15 jul-15 feb-15 sep-14 abr-14 -200 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 46: Flujos Ancoa – Itahue 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 46 se observa que la capacidad N-1 del tramo es suficiente para los flujos proyectados durante el periodo de interés. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 67 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 10.3 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 el nuevo transformador 1x750 en la S.E. Nueva 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. 10.3.1 Tramo Charrúa – Ancoa Instalaciones existentes: (1) Línea 2x500 kV, 2x1766 MVA 25º. (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) Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 (ene-17) (5) Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV, 750 MVA (jul18) Abr-14 - Dic-16 Ancoa 500kV Ene-17 - Ene-18 Ancoa 500kV Feb-18 - Jun-18 Ancoa 500kV Jul-18 - mar-29 Ancoa 500kV Existente Nv a Charrua 500kV Nv a Charrua 500kV Nv a Charrua 500kV En Licitación o Construcción Proyecto Charrua 500kV Charrua 220kV Charrua 500kV Charrua 220kV Charrua 500kV Charrua 220kV Charrua 500kV Charrua 220kV Ilustración 10.Diagrama de obras modeladas tramo Charrúa – Ancoa 500 kV Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 68 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 3500 14 de octubre de 2014 Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV 3000 2500 [MW] 2000 1500 1000 500 0 -500 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 jul-25 dic-25 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 abr-19 sep-19 jun-18 nov-18 ago-17 ene-18 oct-16 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 sep-14 -1000 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 47: Flujos Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia La Figura 47 muestra una alta congestión del tramo entre el año 2014 y el año 2018 debido a la capacidad térmica de los equipos de compensación serie (1368 MVA). Debido a que las mayores transferencias se dan en el sentido sur – norte y que el seccionamiento en Nueva Charrúa 500 kV adicionaría flujos hacia el norte al tramo desde Nueva Charrúa 500 – Ancoa 500 kV, la limitación para el tramo Charrúa – Ancoa 500 kV, se ha modelado como la suma de flujos que llegan desde el sur a Ancoa 500 kV. Con la entrada en servicio de la nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV (3) en febrero de 2018, la capacidad de transferencia se vería limitada por los tres transformadores Charrúa 500/200 kV (2150 MVA). A partir de Julio de 2018, la materialización del transformador en la S.E. Nueva Charrúa, permite la liberación de las restricciones, siendo la compensación serie de la línea la que impone nuevamente la limitación en 2860 MVA para el tramo, sin presentar saturaciones. 2000 Charrua500- kV - Nueva Charrua 500 kV 1500 [MW] 1000 500 0 -500 jun-28 nov-28 ene-28 ago-27 oct-26 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 nov-23 jun-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 dic-20 may-21 jul-20 feb-20 abr-19 sep-19 nov-18 jun-18 ago-17 ene-18 oct-16 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 sep-14 -1000 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 48: Flujos Charrúa – Nueva Charrúa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 69 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 2000 14 de octubre de 2014 Nueva Charrúa 500 kV - Ancoa 500 kV 1500 [MW] 1000 500 0 -500 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 jul-25 dic-25 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 abr-19 sep-19 jun-18 nov-18 ago-17 ene-18 oct-16 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 sep-14 -1000 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 49: Flujos Nueva Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia 2000 Nueva Línea Charrúa - Ancoa 500 kV 1500 1000 500 0 -500 0% 20% 80% c+ s+ c- jun-28 nov-28 ene-28 ago-27 oct-26 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 ago-22 oct-21 100% mar-22 may-21 jul-20 dic-20 feb-20 sep-19 abr-19 nov-18 jun-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 dic-15 may-16 jul-15 feb-15 sep-14 abr-14 -1000 s- Figura 50: Flujos Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia La Figura 48 muestra las transferencias esperadas para el tramo Charrúa – Nueva Charrúa 500 kV. Se aprecia que luego del seccionamiento en S.E. Nueva Charrúa (ene-2017) los flujos se encontrarían restringidos en 1500 MVA aproximadamente. A partir de febrero de 2018 se observa una reducción de flujo por el tramo debido a la incorporación de la Nueva línea Charrúa - Ancoa 500 kV (3), que aporta un camino paralelo a las transferencias que llegan desde el sur a Charrúa 500 kV. Seguido a lo anterior, en julio de 2018 se aprecia una baja aun mayor originada por la incorporación del nuevo transformador en S.E. Nueva Charrúa con su respectiva conexión a Charrúa 220 kV (4) y (5), lo que incorporaría un camino alternativo y permitirá que parte de los flujos disponibles en Charrúa 220 kV sean transferidos a S.E. Nueva Charrúa, originando un bypass para los tramos Charrúa 500/220 kV y Charrúa – Nueva Charrúa 500 kV. De la Figura 49, para el tramo Nueva Charrúa – Ancoa 500 kV se aprecia una disminución en las transferencias en febrero de 2018 y un posterior aumento a partir de julio de 2018, producto de la energía proveniente desde el sur puesta en Nueva Charrúa 500/220 kV. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 70 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 1500 14 de octubre de 2014 Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV 1000 [MW] 500 0 -500 jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 may-26 jul-25 dic-25 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 abr-19 sep-19 jun-18 nov-18 ago-17 ene-18 oct-16 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 sep-14 -1000 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 51: Flujos Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 3500 Desde Charrúa 200 kV al norte 3000 2500 [MW] 2000 1500 1000 500 0 jun-28 nov-28 ene-28 ago-27 oct-26 mar-27 may-26 dic-25 jul-25 feb-25 sep-24 abr-24 jun-23 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 may-21 jul-20 dic-20 feb-20 sep-19 abr-19 nov-18 jun-18 ago-17 ene-18 oct-16 mar-17 may-16 jul-15 dic-15 feb-15 abr-14 sep-14 -500 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 52: Flujos Charrúa 220 kV al norte para distintas probabilidades de excedencia. La Figura 52 muestra los flujos proyectados que llegan a Charrúa 220 kV desde el sur. 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, la liberación de restricciones en 500 kV se traduciría en una aumento del flujo esperado desde 220 kV a 500 kV, observando algún grado de saturaciones en las transferencias esperadas hasta julio de 2018, fecha en la que se espera la materialización del nuevo transformador 500/220 kV en S.E. Nueva Charrúa. Con la incorporación de esta última obra se elevaría el límite a 2915 MVA, el cual no es alcanzado en el periodo restante del horizonte de estudio. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 71 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 10.3.2 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 Charrúa - Hualpén 220 kV MW 400 300 200 100 0 -100 -200 -300 ene-29 ene-28 jul-28 ene-27 jul-27 ene-26 jul-26 ene-25 jul-25 ene-24 jul-24 ene-23 jul-23 ene-22 jul-22 ene-21 jul-21 ene-20 jul-20 ene-19 jul-19 ene-18 jul-18 ene-17 jul-17 ene-16 jul-16 ene-15 jul-15 ene-14 jul-14 -400 Mes Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec- Figura 53: Flujos Charrúa – Hualpén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. Charrúa - Lagunillas 220 kV MW 400 300 200 100 0 -100 -200 -300 ene-29 jul-28 ene-28 jul-27 ene-27 jul-26 ene-26 jul-25 ene-25 jul-24 ene-24 jul-23 ene-23 jul-22 ene-22 jul-21 ene-21 jul-20 ene-20 jul-19 ene-19 jul-18 ene-18 jul-17 ene-17 jul-16 ene-16 jul-15 ene-15 jul-14 ene-14 -400 Mes Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec- Figura 54: Flujos Charrúa – Lagunillas 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 53 y la Figura 54 se observa que los flujos proyectados no presentarían saturaciones en todo el horizonte de planificación. 8 Instalación no troncal Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 72 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 10.3.3 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: (4) Línea 2x500 kV Charrúa – Mulchén 2x750 MVA, primer circuito. (5) Línea 2x500 kV Mulchén- Cautín 2x750 MVA, primer circuito. 600 Mulchén - Charrúa 220 kV 400 [MW] 200 0 -200 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 oct-22 abr-21 abr-22 oct-19 oct-20 abr-19 abr-20 oct-17 oct-18 abr-18 abr-17 oct-15 oct-16 abr-16 oct-14 abr-14 -600 abr-15 -400 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 55: Flujos Mulchén – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 600 Cautín - Mulchén 220 kV 400 [MW] 200 0 -200 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 oct-22 abr-22 oct-21 abr-21 oct-20 abr-20 oct-19 abr-19 oct-18 abr-18 oct-17 abr-17 oct-15 oct-16 abr-16 oct-14 abr-14 -600 abr-15 -400 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 56: Flujos Cautín – Mulchén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 73 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 300 14 de octubre de 2014 Temuco - Charrúa 220 kV 200 [MW] 100 0 -100 -200 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 oct-22 abr-21 abr-22 oct-19 oct-20 abr-19 abr-20 oct-17 oct-18 abr-18 abr-17 oct-15 oct-16 abr-16 oct-14 abr-14 abr-15 -300 mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 57: Flujos Temuco – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 400 Cautín - Temuco 220 kV 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 20% 80% 100% mes c+ s+ c- oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 oct-22 abr-22 oct-21 abr-21 oct-20 abr-20 oct-19 abr-19 oct-18 abr-18 oct-17 abr-17 oct-15 0% oct-16 abr-16 oct-14 abr-14 abr-15 -400 s- Figura 58: Flujos Cautín - Temuco 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. De la Figura 56 y la Figura 57 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 58), se supone un aumento de capacidad a partir de enero de 2025. 10.3.4 Tramo Cautín – Valdivia Instalaciones existentes: (1) Línea Valdivia – Cautín 2x220 kV Obras en construcción: Dirección de Peajes – CDEC-SIC 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. (2) Seccionamiento del circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos (ene-2017). - 74 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal Obras propuestas: 14 de octubre de 2014 (3) Cambio de conductor Circuito N° 2 Valdivia – Cautín del tramo Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193 MVA. (May-2018) (4) Nueva línea Cautín–Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA (nov-21) (5)Nueva línea Cautín–Ciruelos 2x500 kV, 2x1500 MVA energizada en 220 kV (nov-21) Ene-17 - Abr-18 Cautin220 Abr-14 - Dic-16 Cautin220 May-18 - Oct-21 Cautin220 Loncoche Ciruelos220 Nov-21 - Mar-29 Cautin220 Loncoche Loncoche Ciruelos220 Ciruelos220 Existente En Licitación o Construcción Ciruelos220 Proyecto Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220 Ilustración 11.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Cautín Fecha Ene-17 May-18 Nov-21 Nov-21 Nov-21 Nov-21 Límite Modelado MVA Sin Proyecto Proyecto Considerado Con Proyecto Descripción +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín Obra en Construcción en S.E. Ciruelos + Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 145 193 Obra Propuesta MVA + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 145 290 MVA / Sin cambio conductor de 1x145 MVA a Obra Propuesta 1x193 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 193 386 MVA /Con cambio conductor de 1x145 MVA a Obra Propuesta 190 MVA + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x500 kV (220) / 145 435 Obra Propuesta Sin cambio conductor de 1x145 MVA a 1x193 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x500 kV (220) 193 579 /Con cambio conductor de 1x145 MVA a 193 Obra Propuesta MVA Cuadro 33: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Cautín al Sur 145 145 Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos Cautín 220 kV desde ene-17) 500 400 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 -400 0% s+ c- oct-28 oct-27 abr-28 oct-26 abr-27 oct-25 abr-26 oct-24 abr-25 oct-23 abr-24 oct-22 c+ abr-23 oct-21 mes 100% abr-22 oct-20 abr-21 oct-19 80% abr-20 oct-18 abr-19 oct-17 20% abr-18 oct-16 abr-17 oct-15 abr-16 oct-14 abr-15 abr-14 -500 s- Figura 59: Flujos desde el sur a S.E. Cautín para distintas probabilidades de excedencia. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 75 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 La Figura 59 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 2x220 kV” y “Cambio de conductor Circuito N° 2 Valdivia – Cautín del tramo Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193 MVA”. En línea punteada negra se grafican las limitaciones en caso de no ejecutar los proyectos para el tramo. 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 en 220 kV o bien en 2x500 kV, energizada en 220 kV, que permitiría adicionar capacidad suficiente al tramo hasta el final del horizonte de estudio. La obra que resulte más adaptada técnica y económicamente para el sistema será determinada luego de realizar las evaluaciones económicas pertinentes, presentadas en la sección 13.4. En el Cuadro 34 se presenta la probabilidad de exceder el flujo máximo en el tramo Ciruelos – Cautín, para todos los años del horizonte de estudio, en caso de no considerar los proyectos propuestos, mientras que la Figura 60 muestra el detalle de los flujos esperados ordenados según su probabilidades de excedencia para los años 2020-2023; y la energía de flujos interrumpidos consolidada como un promedio sobre las 53 series (EFIP) que significaría la no realización de las obras. 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. En consecuencia con lo descrito anteriormente se considera pertinente una evaluación económica para los proyectos propuestos en la zona “Nueva línea Cautín–Ciruelos” y “Cambio de conductor Circuito N° 2 Valdivia – Cautín en el tramo Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193 MVA”. Desde el sur a S/E Cautín 220 k V, Año 2020 Desde el sur a S/E Cautín 220 kV, Año 2021 400 300 400 %Pexc F+145=2.2% 300 %Pexc F+145=1.2% EFIP+ [GWh] =2 100 100 -100 0 0% 3% 5% 8% 10% 13% 15% 18% 21% 23% 26% 28% 31% 33% 36% 39% 41% 44% 46% 49% 52% 54% 57% 59% 62% 64% 67% 70% 72% 75% 77% 78% 78% 85% 88% 90% 91% 91% 91% 0 Flujo [MW] 200 0% 2% 5% 7% 10% 12% 14% 17% 19% 22% 24% 26% 29% 31% 33% 34% 38% 41% 43% 45% 48% 50% 53% 55% 57% 60% 62% 65% 67% 69% 72% 74% 77% 79% 81% 84% 86% 88% 91% 93% 96% 98% Flujo [MW] EFIP+ [GWh] =4 200 -100 %Pexc F -145=3.6% EFIP- [GWh] =3 -200 %Pexc F -145=26.5% EFIP- [GWh] =78 -200 -300 -300 -400 -400 Probabilidad de excedencia F [MW] FI [MW] lim+ S/P Dirección de Peajes – CDEC-SIC lim+ C/P lim- S/P lim- C/P Probabilidad de excedencia F [MW] - 76 - FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Desde el sur a S/E Cautín 220 kV, Año 2022 Desde el sur a S/E Cautín 220 kV, Año 2023 400 300 400 300 %Pexc F+145=1.4% %Pexc F+145=0.7% EFIP+ [GWh] =1 100 100 -100 -200 0 0% 3% 5% 8% 10% 13% 15% 18% 21% 23% 25% 28% 31% 34% 36% 39% 41% 44% 46% 49% 52% 54% 57% 59% 62% 64% 67% 70% 72% 75% 77% 80% 83% 85% 88% 90% 93% 95% 96% 0 Flujo [MW] 200 0% 3% 5% 8% 10% 13% 15% 18% 21% 23% 26% 28% 31% 34% 36% 39% 41% 44% 46% 49% 52% 54% 57% 59% 62% 64% 67% 70% 72% 75% 77% 79% 83% 85% 88% 90% 93% 95% 98% Flujo [MW] EFIP+ [GWh] =2 200 -100 -200 %Pexc F -145=32.2% EFIP- [GWh] =257 -300 %Pexc F -145=35.9% EFIP- [GWh] =278 -300 -400 -400 -500 -500 Probabilidad de excedencia F [MW] FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P Probabilidad de excedencia F [MW] lim- C/P FI [MW] lim+ S/P lim+ C/P lim- S/P lim- C/P Figura 60: Curvas de duración de flujo para el tramo “Desde el sur a S/E Cautín”. Probabilidad de Excedencia de flujo máximo admisible Año Escenario Base 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 - - 1% - 19% 5% 6% 28% 32% 37% 39% 37% 35% 33% 42% Cuadro 34: Probabilidad de excedencia de flujo máximo tramo desde el sur a S/E Cautín 10.3.5 Tramo Ciruelos – Pichirropulli Instalaciones existentes: (1) Circuito Nº1 Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA. Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV, 1x145 MVA. (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). (5) Cambio de conductor Ciruelos – Valdivia 1x220, 1x193 MVA. (May-2018) Obras en construcción: Obras propuestas: Abr-14 -Dic-16 Hacia S/E Cautin220 Ciruelos220 Ene-17-Abr-18 Hacia S/E Cautin220 May-18 -Mar-29 Hacia S/E Cautin220 Ciruelos220 Ciruelos220 Existente En Licitación o Construcción Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220 Proyecto Pichirropulli220 Hacia S/E Rahue220 Hacia S/E Rahue220 Hacia S/E Rahue220 Ilustración 12.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Ciruelos Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 77 - Informe Preliminar Versión 2 54% Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal Fecha ene-17 may-18 may-18 may-18 Límite Modelado MVA Sin Proyecto Con Proyecto 14 de octubre de 2014 Proyecto Considerado Descripción +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín Obra en Construcción en S.E. Ciruelos + Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 145 193 Obra Propuesta MVA + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 145 325 Obra en Construcción kV/ Sin Cambio de conductor + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 193 420 Obra en Construcción kV/ Con Cambio de conductor Cuadro 35: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Desde Ciruelos al Sur 145 145 Desde S/E Ciruelos al Sur 500 400 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 -400 oct-27 abr-28 oct-28 oct-28 abr-27 oct-25 oct-26 abr-26 c- abr-28 s+ abr-25 oct-24 oct-23 c+ abr-24 abr-23 oct-21 100% oct-22 mes abr-22 abr-21 oct-19 80% oct-20 abr-20 abr-19 oct-17 oct-18 20% oct-27 0% abr-18 oct-16 abr-16 abr-17 oct-14 oct-15 abr-14 abr-15 -500 s- Figura 61: Suma de flujos desde S.E. Ciruelos al sur Rahue - Valdivia 220 kV (Pichirropulli Valdivia desde may-18) 400 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 0% 80% 100% c+ s+ c- abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 oct-22 abr-22 mes oct-21 abr-21 oct-20 abr-20 oct-19 abr-19 oct-18 oct-17 20% abr-18 oct-16 abr-17 abr-16 oct-15 oct-14 abr-15 abr-14 -400 s- Figura 62: Flujos Barro Blanco – Valdivia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 78 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Pichirropulli - Ciruelos 220 kV 400 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 0% s+ c- oct-28 oct-27 abr-28 oct-26 abr-27 oct-25 abr-26 oct-24 abr-25 oct-23 abr-24 oct-22 c+ abr-23 oct-21 mes 100% abr-22 oct-20 abr-21 oct-19 80% abr-20 oct-18 abr-19 oct-17 20% abr-18 oct-16 abr-17 oct-15 abr-16 oct-14 abr-15 abr-14 -400 s- Figura 63: Flujos Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia La Figura 61 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 el aumento progresivo de los flujos hacia el sur, promovidos por la liberación de limitaciones en los tramos Puerto Montt – Pichirropulli 220 kV y Ciruelos – Cautín 220 kV, conllevaría a sobrepasar nuevamente el límite con criterio N-1 en el tramo en cuestión. 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. Por su parte, para el tramo Rahue – Valdivia 220 kV (Figura 62) 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 63 no se observan congestiones para la línea Ciruelos – Pichirropulli 220 kV, en todo el horizonte de estudio. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 79 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 10.3.6 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 + L Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 Feb-2021 435 Obra en licitación (220) kV, 2x1500 (290) MVA Cuadro 36: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Sistema al sur de S/E Pichirropulli Desde el sur a S/E Pichirropulli 500 400 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 -400 0% 20% s+ oct-27 oct-28 abr-28 abr-27 oct-25 c- oct-26 abr-26 abr-25 oct-24 oct-23 c+ abr-24 abr-23 oct-21 100% oct-22 mes abr-22 abr-21 oct-19 80% oct-20 abr-20 abr-19 oct-17 oct-18 abr-18 oct-16 abr-16 abr-17 oct-14 oct-15 abr-14 abr-15 -500 s- Figura 64: Suma de flujos al sur de S.E. Pichirropulli, para distintas probabilidades de excedencia S/E Pmontt al norte 500 400 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 -400 0% 80% 100% c+ s+ c- oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 oct-22 abr-22 mes oct-21 abr-21 oct-20 abr-20 oct-19 abr-19 oct-18 oct-17 20% abr-18 oct-16 abr-17 abr-16 oct-15 oct-14 abr-15 abr-14 -500 s- Figura 65: Flujos Puerto Montt –Pichirropulli 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 80 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 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. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 81 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 11 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, y adecuaciones normativas, 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. Con motivo de lo anterior, en el presente capítulo se analizan las SS.EE. que requerirían ampliaciones o modificaciones debido a la acometida de nuevas líneas troncales recomendadas o decretadas, a necesidades de cambios de interruptores por limitaciones de capacidad y para el cumplimiento de los estándares de seguridad de servicio establecidos en la nueva versión de la NTSyCS, en particular lo referido al criterio N-1 frente a fallas de severidad 9. De esta forma, se analizan las siguientes Subestaciones: Diego de Almagro: Análisis de ampliaciones por la acometida del segundo circuito Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV y por criterio N-1 de severidad 9. Carrera Pinto: Análisis de ampliaciones para seccionamiento del primer circuito Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV y readecuación de S.E. por criterio N-1 de severidad 9. Cardones: Análisis de ampliaciones por la acometida del segundo circuito Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV y por criterio N-1 de severidad 9. Polpaico: Análisis de ampliación por la conexión de equipos de compensación serie. Alto Jahuel: Análisis de reemplazo de interruptores. Charrúa: Análisis de reemplazo de interruptores y de ampliaciones por la acometida de la línea de enlace 2x220 Charrúa –Nueva Charrúa. Temuco: Análisis de ampliaciones por criterio N-1 de severidad 9. Cautín: Análisis de ampliaciones por la nueva línea recomendada Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV. Ciruelos: Análisis de ampliaciones para la acometida del tendido del segundo circuito de la línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV y la nueva línea recomendada Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV. Pichirropulli: Análisis de ampliaciones para la acometida de la nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 kV, energizada en 220 kV y para el tendido del segundo circuito de la línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 82 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Puerto Montt: Análisis de ampliaciones para la acometida de la nueva línea Puerto Montt– Pichirropulli 2x500 kV, energizada en 220 kV. El detalle de los análisis de las obras y sus valores de inversión, se encuentran contenidos en ANEXO 5. 11.1 S.E. Diego de Almagro Como consecuencia del requerimiento de conexión del segundo circuito de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro, es necesario realizar ampliaciones en la subestación. Al respecto, de acuerdo a lo informado por Transelec, estas obras estarían en construcción, por lo que no es necesario realizar recomendaciones en este sentido. Por otro lado, se realizó un análisis sobre esta subestación respecto del cumplimiento del criterio N-1 para fallas de severidad 9, determinándose que sería necesario que el paño del SVC y el paño del primer circuito de la línea 2x220 kV Cardones – Diego de Almagro, tengan la flexibilidad para permitir su conexión a ambas secciones de la barra principal. Lo anterior, debido a que con la configuración actual de conexión de las líneas troncales, una falla en la sección de barra principal (sección 1) donde se encuentren conectados 2 circuitos provenientes desde Subestación Cardones, provocaría niveles de sobrecarga en el circuito que queda en operación, superiores al 20%, los cuales se consideran inadmisibles para estos análisis (ANEXO 4). Para el caso del SVC plus, frente a una falla en la sección de barra principal a la que está conectado este equipo, se perdería su aporte fundamental en el control de la tensión postcontingencia en la zona. De esta forma, al disponer de la posibilidad de transferir el equipo a la barra no fallada, se mantienen las reservas de potencia reactiva en la zona norte necesarias para la operación segura del área (ANEXO 4). Debido a lo anterior, se recomienda adicionar un equipo híbrido al paño del SVC y un desconectador al paño del circuito 1 de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro, para conectarlo a ambas secciones de barra, lo cual tendría un valor de inversión referencial estimado de US$ 2.44 millones, con un plazo de ejecución de 24 meses. (ANEXO 5). Otro punto importante es considerar que posterior a estas obras la S/E Diego de Almagro no tendría posibilidad de ampliación más allá de dos paños GIS en el sector oriente, razón por la cual se recomienda considerar reservar estos espacios para el enlace con una futura conexión con una nueva subestación Diego de Almagro (ANEXO 4). Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 83 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 11.2 S.E. Carrera Pinto De acuerdo al diagnóstico de la utilización esperada del sistema de transmisión del SIC, se observa que es necesario evaluar la conveniencia de efectuar el seccionamiento completo de la Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV en la S.E. Carrera Pinto. Adicionalmente, para cumplir con el criterio de seguridad N-1 frente a contingencias en secciones de barra motivo de este seccionamiento, y considerando que la S.E. Carrera Pinto se encuentra en una ubicación geográfica de alta concentración de proyectos de ERNC, se ha considerado necesario un análisis de una solución que englobe lo indicado. Por otro lado, con motivo de las respuestas a las observaciones de la Propuesta Preliminar, la empresa propietaria de la S.E. entregó información relativa a una solución de cambio de configuración para ésta. Con motivo de lo descrito previamente, y basado en lo presentado por Transelec, se ha desarrollado una propuesta conceptual de solución que consiste en el cambio de configuración a interruptor y medio, mediante la incorporación de equipos híbridos, repotenciamiento de barras (sección 1 y transferencia), adición de nuevos controladores de paño, entre otros. Esta solución incluye las ampliaciones necesarias para la conexión de los paños del seccionamiento del primer circuito, propuesta en esta revisión. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 84 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Figura 66: Propuesta de ampliación patio convencional – Planta general Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 85 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Los análisis detallados llevados a cabo para esta subestación se encuentran en el ANEXO 5. 11.3 S.E. Cardones Como consecuencia del requerimiento de conexión del segundo circuito de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro, es necesario realizar ampliaciones en la subestación. Al respecto, de acuerdo a lo informado por Transelec, estas obras estarían en construcción, por lo que no es necesario realizar recomendaciones en este sentido. Por otro lado, se realizó un análisis sobre esta subestación respecto del cumplimiento del criterio N-1 para fallas de severidad 9, determinándose que sería necesario modificar el paño de conexión de la línea Cardones – San Andrés – Carrera Pinto - Diego de Almagro, migrando a una configuración de doble interruptor; razón por la cual se recomienda adicionar un equipo híbrido, en espacio actualmente utilizado por un desconectador, lo que implicaría su retiro, de manera que el circuito quede conectado a ambas barras y pueda rápidamente, ante fallas, cambiar la barra de conexión (ANEXO 4). El proyecto tendría un valor de inversión referencial estimado de US$ 1.61 millones, con un plazo de ejecución de 24 meses. (ANEXO 5). 11.4 S.E. Alto Jahuel 11.4.1 Nivel de Cortocircuito y Capacidad de Interruptores Los análisis respecto de la capacidad de cortocircuito de los interruptores de 500 kV indican que no se ve superada su capacidad de ruptura; en tanto que algunos de los interruptores de 220 kV, pertenecientes al sistema troncal, requieren reemplazo, debido a que ven superada su capacidad de ruptura. El detalle de los análisis se encuentra en el ANEXO 3. En el cuadro siguiente se indican los interruptores mencionados Cuadro 37: Interruptores en S.E. Alto Jahuel 220 kV a ser reemplazados N° Paño Nombre paño Icc, en kA del equipo Icc, en kA, por año 2015 2018 2019 Cap. Ruptura superada 52J3 52JS 52J10 52JCE1 52J6 52JZ3 52J7 Maipo 1 Seccionador Maipo 2 Banco CCEE 1 Chena 3 Reactor 3 Chena 4 31,5 40 40 40 40 40 40 36,72 38,93 36,72 38,93 36,79 38,93 36,79 SI SI SI SI SI SI SI 46,85 49,43 46,85 49,03 46,67 47,11 46,67 47,00 49,18 47,00 49,18 47,18 49,18 46,89 Del Cuadro 37, se observa que sería necesario recomendar el reemplazo de estos interruptores por unos de capacidad de corriente de ruptura simétrica igual o superior a 50 kA. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 86 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 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 se entiende que debieran ser reemplazados por interruptores de mayor capacidad por parte de los propietarios de esos equipos. El valor de inversión referencial para este proyecto se ha estimado en 3.30 millones de dólares, con un plazo de construcción de 15 meses, cuyo detalle se encuentra en el ANEXO 5. 11.5 S.E. Polpaico De acuerdo a lo indicado en el capítulo 12.1, en caso de incluir en el plan de expansión la readecuación de la compensación serie del proyecto de la nueva línea de 500 kV Polpaico Pan de Azúcar, en la S.E. Polpaico sería necesario incorporar obras que permitan la inclusión de estos equipos. El valor de inversión de este proyecto se ha estimado en US$ 477 mil, lo cual contempla las adecuaciones necesarias para la incorporación de una parte de la plataforma de compensación en la S.E. Polpaico, cuyo detalle se encuentra disponible en el ANEXO 5. Los plazos de ejecución de esta obra deben ajustarse a la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Polpaico – Nueva Pan de Azúcar. 11.6 S.E. Charrúa 11.6.1 Nivel de Cortocircuito y Capacidad de Interruptores Los análisis respecto de la capacidad de cortocircuito de los interruptores de 500 kV indican que no se ve superada su capacidad de ruptura; en tanto que algunos de los interruptores de 220 kV, pertenecientes al sistema troncal, requieren su reemplazo, entre otros, debido a la inclusión en los análisis de la nueva obra que incorpora un enlace entre las SS.EE. Charrúa y Nueva Charrúa. El detalle de los análisis se encuentra en el ANEXO 4 En el cuadro siguiente se indican los interruptores mencionados Cuadro 38: Interruptores en S.E. Charrúa 220 kV a ser reemplazados N° Paño Nombre paño Icc, en kA del equipo 52JT5 52JT6 52J23 52J3 52J15 ATR5 ATR6 Mulchén 1 Mulchén 2 Lagunillas 40 40 40 40 40 Icc, en kA, por año 2018 2023 44,43 44,43 47,24 47,24 47,09 46,59 46,59 49,69 49,69 49,46 Cap. Ruptura superada SI SI SI SI SI Del Cuadro 38, se observa que sería necesario recomendar el reemplazo de estos interruptores por unos de capacidad de corriente de ruptura simétrica igual o superior a 50 kA. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 87 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 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 se entiende que debieran ser reemplazados por interruptores de mayor capacidad por parte de los propietarios de esos equipos. El valor de inversión referencial para este proyecto se ha estimado en 2.37 millones de dólares, con un plazo de construcción de 15 meses, cuyo detalle se encuentra en el ANEXO 5. 11.6.2 Nuevos proyectos 11.6.2.1 Decretados, aún no entregados a la explotación Estos proyectos corresponden a obras decretadas con anterioridad al DEx 201/2014, 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 también para la reubicación de la Línea Rucúe-Charrúa 2x220 kV”. 11.6.2.2 Recién Decretados Corresponde a las obras indicadas en el Decreto Exento 201/2014, 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 DEx 201/2014. Para la obra nueva, también indicada en el DEx 201/2014, el patio de 500 kV no se vería afectado. 11.6.3 Nivel de Congestión de la Subestación Una visión general de la subestación Charrúa es la que se aprecia en la Figura siguiente. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 88 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Figura 67: Vista aérea de subestación Charrúa 11.6.3.1 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 67). Cabe señalar que ampliaciones futuras eventualmente requerirán el saneamiento (modificación) del trazado de algunas líneas. 11.6.3.2 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 67). Además, está rodeado de líneas aéreas (Figura 68) 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 que no estarían reservados y se pueden apreciar en la Figura 68. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 89 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Figura 68: Patio 220 kV - Planta De acuerdo con las obras de ampliación a realizarse en esta subestación indicadas en el DEx 201/2014, la obra 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 68, por lo que no se requerirían ampliaciones en esta S.E. 11.7 S.E. Temuco Se ha considerado necesario realizar análisis en la S/E Temuco con motivo de dar cumplimiento a los estándares de seguridad de servicio, contenidos en la nueva versión de la NTSyCS en particular a la aplicación del criterio N-1, fallas de severidad 9. De acuerdo a los análisis indicados en el ANEXO 4, la falla en barra se propagaría a las instalaciones aguas debajo de esta subestación, implicando la desconexión de consumos regulados en la zona de Temuco, razón por la cual, se recomienda una ampliación Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 90 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 correspondiente a la incorporación de una segunda sección de barra principal, con un Valor de Inversión estimado de US$ 4.36 millones y un plazo de ejecución de 18 meses (ANEXO 5). 11.8 S.E. Cautín Con motivo de la evaluaciones económica llevadas a cabo en la presente revisión, se ha considerado recomendable una nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 energizada en 220 kV. Con motivo de lo anterior, para dar cabida a los nuevos paños de línea en S.E. Cautín, se requieren ampliaciones relativas a la extensión de canalizaciones y obras menores, debido a que la plataforma ya existe, las barras tienen disponibilidad de espacio, entre otros. El detalle se encuentra contenido en el ANEXO 5. Considerando los plazos de ejecución de las obras, su recomendación puede ser postergada para análisis en futuras revisiones. 11.9 S.E. Ciruelos En S.E. Ciruelos, para dar cabida a los nuevos paños de las líneas 2x500 kV Cautín – Ciruelos, energizada en 220 kV y Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, tendido 2° circuito, se requeriría la compra de terrenos, ampliación de la malla de puesta a tierra, ampliación de la malla aérea, obras de movimiento de tierra, emparejamiento de terreno, obras civiles para evacuación de aguas lluvias, construcción de marcos de barra junto con el tendido de conductor y cadenas, extensión de canalización, entre otros. El detalle se encuentra contenido en el ANEXO 5. De esta forma, se recomiendan dichas obras de ampliación con un valor de inversión referencial de 1.753 miles de dólares, con un plazo constructivo de 24 meses. 11.10 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 69. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 91 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Figura 69: Subestación Pichirropulli – Planta general 11.10.1 Nivel de Congestión y posibilidad de ampliación De acuerdo con el DEx 201/2014, 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 69. Por otro lado, las obras de ampliación de la S/E actualmente forman parte de las obras del tendido del segundo circuito de la línea 2x220 kV Ciruelos – Pichirropulli, de esta manera, no se requieren obras de ampliación para esta subestación. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 92 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 11.11 S.E. Puerto Montt 11.11.1 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 39: Cuadro 39: Capacidad de Interruptores N° Paño 52J1 52J2 52J3 52J4 52JR 52JS Descripción Rahue – Puerto Montt C1 Rahue – Puerto Montt C1 Pichirropulli – Puerto Montt C1 Pichirropulli – Puerto Montt C2 Canutillar – Puerto Montt C1 Canutillar – Puerto Montt C1 Acoplador Seccionador Icc, en kA, nominal 40 40 40 40 40 40 Icoci, en kA, año 2019 5,57 5,55 5,67 5,67 5,52 5,52 6,02 6,02 Al observar el Cuadro 39, se observa que no se requeriría el reemplazo de interruptores. 11.11.2 Nivel de Congestión y posibilidad de Ampliación Se analiza el nivel de congestión y la posibilidad de ampliación de esta S.E., debido a la recomendación de ampliación que sería necesaria para la conexión de la Línea Puerto Montt – Pichirropulli 500 kV (220 kV), en adelante La Línea. En la Figura 70 se muestra una vista aérea de esta Subestación y los terrenos colindantes. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 93 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Figura 70: 9 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 71. Figura 71: 10 Subestación Puerto Montt – Planta general y paños 11.11.2.1 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. De esta manera, la Figura 72 muestra los terrenos colindantes a la subestación, de la cual se observa: 9 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. Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales. Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales. 10 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 94 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Así, sería más adecuado que la llegada de La Línea se hiciera por el Noreste de la subestación. Figura 72: --, 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 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 70, tal como lo indica la Figura 73. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 95 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Figura 73: Acometida por cable de La Línea 11.11.2.2 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 70. Al realizar un acercamiento sobre dicha zona, se aprecian interferencias que se muestran en la Figura 74 (donde se recalca la zona de máxima interferencia), y que se describen a continuación: Interferencias para la ampliación de la sección 1 de la barra principal con edificaciones que aparentemente estarían sin uso (Figura 75). Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 96 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Figura 74: Subestación Puerto Montt – Interferencia. En la Figura; BP: barra principal; BT: barra de transferencia y S: sección Figura 75: Interferencias en la ampliación de barras 220 kV Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 97 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 El diagnóstico considera para ampliar la subestación Puerto Montt, la demolición de las edificaciones con la finalidad de ampliar las barras. De esta forma se recomienda la ampliación de las dos barras principales y de la barra de transferencia, con un valor de inversión referencial de 2.4 millones de dólares con un plazo constructivo de 24 meses (ANEXO 5). Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 98 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 12 PROYECTOS ADICIONALES ANALIZADOS 12.1 Adecuación de compensación serie Nueva línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV El proyecto consiste en la división de la compensación serie de la línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV actualmente en construcción. El objetivo del proyecto es conseguir una operación más equilibrada del sistema en su conjunto, tanto desde el punto de vista de la regulación de tensión como de la operación misma de la línea (maniobras de cierre y apertura). Lo anterior se debe a los problemas de sobretensión que se observan en el nodo Pan de Azúcar 500 kV al energizar la línea, y operar esta, con niveles de carga por debajo de su carga natural (840 MW con la compensación serie cortocircuitada y 1200 MW con la compensación serie operativa, aproximadamente), situación que se espera sea permanente durante los primeros años de operación del nuevo sistema. Solo una vez que entre en operación la interconexión SIC-SING se esperan transferencias mayores a 1000 MW por estas líneas, de modo que los equipos de compensación serie podrían permanecer sin uso durante al menos 4 años a partir de su puesta en servicio. Lo señalado se torna aún más crítico debido a que se ha detectado la necesidad de añadir equipos de compensación reactiva shunt (reactores) adicional a los contenidos en el proyecto de las líneas, con la finalidad de mitigar los problemas de sobretensión mencionados, y con ello habilitar el sistema para una operación con valores de tensión dentro de los límites fijados por la NTSyCS para operación normal, puesto que sin la incorporación de estos equipos adicionales se alcanzan valores que superan los niveles admisibles de régimen permanente de algunos equipos, como reactores y transformadores (típicamente 525 kV). La materialización de este proyecto presenta ventajas importantes en lo que respecta a la mitigación de los problemas señalados, puesto que la aplicación de compensación serie en ambos extremos de la línea, en vez de en uno solo, permite la obtención de un perfil longitudinal de tensión mucho más homogéneo a lo largo de la línea, situación que se extiende a todo el sistema Polpaico – Cardones 500 kV. Por otra parte, se observa una reducción importante en los requerimientos de compensación shunt adicional, siendo estos tan solo un 50% de los necesarios bajo las condiciones del actual proyecto, lo que derivaría en un ahorro de inversión considerable. Además, esta nueva condición propuesta permite operar en forma permanente los equipos de compensación serie de la línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV, ayudando a mejorar la estabilidad del sistema y evitando un posible deterioro de estos por su no utilización. Lo dicho hasta aquí se encuentra respaldado por análisis cuantitativos realizados por la DP mediante simulaciones de flujos de potencia para distintas condiciones de operación esperadas, los que se encuentran documentados en el ANEXO 1. Allí se presenta el Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 99 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 dimensionamiento de los equipos de compensación necesarios para la correcta operación de las nuevas líneas, así como el desempeño de las distintas soluciones propuestas. Finalmente, es importante destacar que la materialización de este proyecto resulta compatible con la eventual construcción de una futura subestación que seccione la línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV en algún punto intermedio de su trazado, por ejemplo, a la altura de la actual S.E. Las Palmas, con la finalidad de evacuar las inyecciones de las centrales ERNC de la zona. En este sentido, la adecuación de la compensación serie en cuestión corresponde a una condición necesaria para la correcta de operación del sistema bajo esta condición, ya que, en caso contrario, se podrían presentar casos en que la reactancia equivalente vista desde la nueva subestación hacia alguno de los extremos resulte en un valor negativo o muy cercano a cero, provocando posibles problemas de inestabilidad y/o resonancias. La ejecución de esta obra en conjunto con la construcción de la línea aportaría economías de escala y alcance, mejorando la eficiencia global de estos proyectos, por lo que se sugiere analizar la factibilidad de incluir esta obra en el plan de expansión del sistema de transmisión troncal, con el propósito de que su puesta en servicio se realice en conjunto con el proyecto de la nueva línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV. A modo referencial, el valor de inversión de este proyecto se ha estimado en US$ 477 mil, lo cual contempla las adecuaciones necesarias para la incorporación de una parte de la plataforma de compensación en Polpaico, cuyo detalle se encuentra disponible en el ANEXO 5. 12.2 Compensación reactiva adicional para el nuevo sistema Polpaico – Cardones 500 kV La energización y posterior operación del nuevo sistema de 500 kV Polpaico – Cardones trae consigo una serie de beneficios para la operación del SIC, desde el punto de vista técnico como económico. No obstante esto, los análisis sobre la operación del SIC en esta nueva condición han mostrado la presencia de sobretensiones importantes asociadas a la incorporación de estas líneas al sistema, especialmente de la línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV debido a su gran longitud (más de 400 km), la que supera ampliamente a las líneas existentes en el SIC. El dimensionamiento de los equipos requeridos, su ubicación y un análisis del comportamiento de las distintas alternativas propuestas se encuentra descrito en el ANEXO 1. A partir de estos análisis se ha concluido que la solución óptima corresponde a la instalación de 150 MVAr divididos en 2 equipos de 75 MVAr cada uno, conectados en las barras de 500 kV de las SS.EE. Nueva Pan de Azúcar (1 equipo) y Nueva Maitencillo (1 equipo). La solución indicada considera la materialización del proyecto de división de la compensación serie de la nueva línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV, presentado en el punto anterior. Es importante señalar que, el desarrollo de este proyecto resulta impostergable e imprescindible para la operación del futuro sistema de 500 kV Polpaico – Cardones, situación que ha sido demostrada en los análisis presentados en el ANEXO 1, así como también por los resultados preliminares del estudio “Operación Zona Norte del SIC con 500 kV año 2017”, Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 100 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 encargado por la DO, el cual obtiene conclusiones similares a las aquí presentadas. De esta forma, la alternativa que sea incluida en el plan de expansión, debe considerar su puesta en servicio en conjunto con la línea (enero de 2018). La no inclusión en el plan de expansión del sistema de transmisión troncal del proyecto señalado podría hacer inviable la operación de la línea Polpaico - Pan de Azúcar 2x500 kV para una cantidad importante de condiciones de operación, ya que las sobretensiones obtenidas en las simulaciones para los casos sin compensación reactiva adicional superan los valores de régimen permanente de muchos equipos, alcanzando valores por sobre los 540 kV en el nodo Pan de Azúcar. Esta situación puede ser mitigada al cortocircuitar la compensación serie de la línea, con lo que se consigue reducir a niveles de tensión del orden de los 530 kV en el nodo señalado, condición todavía inadmisible para la operación normal, sobre todo teniendo en cuenta la posibilidad de ocurrencia de alguna contingencia que agudice esta situación. De acuerdo a los análisis realizados, y los argumentos presentados, la recomendación de la DP es incluir la propuesta correspondiente, incluyendo la recomendación del proyecto de división de la compensación serie de la línea Polpaico –Pan de Azúcar 2x500 kV. Las especificaciones de los proyectos se encuentran detalladas en el ANEXO 5, incluyendo sus respectivos VI y plazos constructivos involucrados. A continuación se presenta un cuadro resumen con los VI y principales características del proyecto recomendado. Obra Ubicación Reactores 150 MVAr 1x75 MVAr en Nueva Pan de Azúcar 500 kV 1x75 MVAr en Nueva Maitencillo500 kV Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 101 - Valor de Inversión 19,196 19,196 Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 13 ANÁLISIS Y EVALUACIÓN ECONÓMICA 13.1 Metodología La metodología aplicada en la evaluación económica se basa en la utilizada por el consultor del ETT, es decir, se calcula el Valor Actual Neto (VAN) de realizar la inversión, con el detalle que se explica a continuación. En una primera etapa del proceso se analizan las transferencias esperadas en los tramos de transmisión troncal, identificando aquellas instalaciones que presentan transferencias restringidas considerando los valores permitidos por criterio de seguridad N-1. Posteriormente en base a la información entregada por las empresas a la DP, se determina si la posible incorporación de generación o demanda hace pertinente la definición de algún escenario alternativo de evaluación. En aquellas instalaciones troncales en que se detectó la necesidad de evaluar una posible expansión, se modelan los proyectos propuestos que permitan dar solución a las saturaciones presentadas. A continuación se realizan dos simulaciones de operación, para las situaciones con y sin proyecto en base una misma política de gestión de embalses. Se obtienen de cada simulación los costos de generación térmica, la energía de falla valorizada a costo de falla de larga duración y el agua embalsada al final del horizonte de planificación valorizada a costo marginal, consolidados como promedios sobre las hidrologías. Con los resultados obtenidos de ambas simulaciones, se calcula el VAN de realizar el proyecto, restando los beneficios en costo de operación, con el costo asociado a cubrir el AVI y COMA. La evaluación del proyecto de expansión para un tramo en particular se realiza bajo distintas alternativas de ampliación en el resto de los tramos del sistema, por ende la determinación de la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación y combinación de las opciones posibles de desarrollo. 13.1.1 Min – max regret Para tomar la mejor decisión respecto de la alternativa óptima de expansión del sistema de transmisión, considerando la incertidumbre asociada a los futuros escenarios de generación – demanda, en casos específicos, se ha utilizado el criterio MinMax o bien el criterio de minimizar el máximo arrepentimiento. En una primera etapa cada uno de los escenarios generación-demanda analizados se asumen como certeros y se define bajo sus supuestos el plan óptimo de expansión en transmisión, mediante la metodología descrita en el punto 13.1. Cada plan óptimo de expansión encontrado se considera como una posible alternativa de expansión en la transmisión que será evaluada considerando que se da un escenario distinto al que origina dicho plan, de modo de calcular el arrepentimiento o aumento de costos en caso de haber escogido esa alternativa. Finalmente se selecciona la alternativa que minimiza el máximo arrepentimiento. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 102 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Cabe señalar que para efectos de valorizar los arrepentimientos se ha supuesto que las soluciones de expansión de la transmisión asociadas a una alternativa no necesariamente son fijas en todo el horizonte, puesto que si en el futuro se presenta un escenario generacióndemanda distinto, se pueden tomar medidas que permitan adaptar la transmisión al nuevo escenario. Por ejemplo, si se están calculando los costos de una alternativa de expansión que implica la no realización de un obra de transmisión en todo el horizonte, pero bajo el escenario en que se incorpora nueva generación y demanda al sistema que hace evidente que a partir de cierto año se requiriere de una expansión de transmisión, entonces ésta se considera con el retraso correspondiente, por lo que los costos de ese conjunto alternativaescenario deben representar los sobrecostos asociados al retraso. 13.2 Zona norte A continuación se presentan las evaluaciones económicas de los proyectos de expansión para los tramos de la zona norte en el Escenario Base y Escenario N°2. 13.2.1 Escenario 0 (Base) 13.2.1.1 Tramo Cardones – Diego de Almagro 220 kV (Esc. Base) Debido a las condiciones de saturación observadas, la DP ha considerado la evaluación de dos proyectos para la zona. El primero consiste en el Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto y el cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto, para su entrada en operación en conjunto con el seccionamiento del segundo circuito en (nov-17); y el segundo corresponde al cambio de conductor por uno de alta capacidad para la Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA, que permita elevar su capacidad de transferencia al menos a 290 MVA 11 en (abr-18) (ANEXO 5). I. Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto Para el proyecto de seccionamiento se ha estimado un plazo de 24 meses, con lo que la obra debiera materializarse para su entrada en operación en conjunto con la puesta en servicio de las obras decretadas y en construcción para el tramo en noviembre de 2017 (Nueva línea 2x220 kV Cardones – Diego de Almagro con el circuito 2 seccionado en S.E. Carrera Pinto). La evaluación económica considera para el caso sin proyecto un límite de 290 MVA para la suma de flujos que llegan a Cardones 220 kV y uno de 350 MVA para el caso con proyecto (ANEXO 1). En la emisión de la versión previa a este informe se indicó que para efectuar el seccionamiento del primer circuito de la línea Cardones – Diego de Almagro 1x220 kV en Carrera Pinto y cumplir con lo indicado en la NTSyCS, Art. 3-24 II respecto de la falla Severidad 9, se requeriría de un paño seccionador de barra y otro acoplador en la S.E Carrera De acuerdo a lo señalado en el ANEXO 5, la solución mejor adaptada a los niveles de transferencia requeridos corresponde al cambio de conductor por uno de alta capacidad de 400 MVA. 11 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 103 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Pinto. Lo anterior sumado a que en la zona geográfica de Carrera Pinto se vislumbran una serie de proyectos de desarrollos de ERNC, se analizó la posibilidad de modificar la configuración de la S.E. a una tipo interruptor y medio. A raíz de lo anterior la empresa Transelec presentó a la DP el proyecto “Transformación a Configuración de Interruptor y medio de S/E Carrera Pinto, y seccionamiento completo línea 2x220 kV Cardones-Diego de Almagro”, por lo que la DP realizó ajustes en el proyecto original para adecuarlo al proyecto presentado por Transelec (Anexo 5). Cabe señalar que la solución presentada es compatible con la obra de seccionamiento del segundo circuito actualmente decretada (DEx N°201-2014) de acuerdo a lo indicado por Transelec. Cuadro 40. Proyecto Cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto a interruptor y medio y seccionamiento del primer circuito de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV. VI (millones de US$) Adecuaciones de instalaciones en S.E. Existente (1) 14.99 Paños de seccionamiento del Primer Circuito (2) 4.44 TOTAL 19.43 (1) Corresponde a las obras para efectuar el cambio de configuración de la S.E. a una tipo interruptor y medio y las obras necesarias para dar cabida al seccionamiento del primer circuito de la nueva Cardones – Diego de Almagro en S.E Carrera Pinto. (2) Corresponde a los paños del circuito a seccionar de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV. En el Cuadro 41 se realiza la evaluación económica de la obra de ampliación “Seccionamiento del primer circuito de la línea Cardones – Diego de Almagro y cambio de configuración S.E. Carrera Pinto”, para su puesta en servicio en ene-2017, encontrando que resulta conveniente su ejecución con un VAN positivo de 25 millones de US$. Cuadro 41: Evaluación económica proyecto Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto, Escenario Base Evaluación Pycto Seccionamiento completo en C.pinto 220 kV Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Con Proyecto 1,498,330,028 1,926,992,585 2,106,377,831 2,265,909,107 2,330,538,286 2,539,815,544 2,782,024,252 2,797,084,082 2,771,337,515 2,772,852,592 2,871,109,843 2,995,299,249 3,240,793,293 3,587,764,728 3,760,509,792 Costos de operación Sin Proyecto 1,498,330,028 1,926,992,585 2,106,377,831 2,266,901,475 2,337,827,084 2,548,811,714 2,793,450,120 2,804,104,527 2,781,466,956 2,776,253,623 2,878,528,055 3,002,227,822 3,242,534,058 3,592,576,847 3,774,494,111 Valor agua ene 2028 Valor agua ene 2014 Beneficio (US$) Valores Presentes a 2014 VAN Notas: Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 104 - 0 0 0 992,368 7,288,799 8,996,170 11,425,868 7,020,445 10,129,440 3,401,031 7,418,212 6,928,573 1,740,765 4,812,119 13,984,319 1,045,877 250,375 VP Beneficio US$ 36,910,445 Inversión Anualidad VI (US$) 0 0 0 389,500 2,337,001 2,337,001 2,337,001 2,337,001 2,337,001 2,337,001 2,337,001 2,337,001 2,337,001 2,337,001 2,337,001 VP Anualidad US$ 11,152,479 $ 25,757,966 Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Con cambio de conductor Cardones – Diego de Almagro 1x220 kV II. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA) Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA El proyecto de cambio de conductor requiere desconexiones en el circuito a intervenir, por lo que la obra no puede estar en operación antes de la puesta en servicio de la nueva línea Cardones - Carrera Pinto – Diego de Almagro (nov-17). Las desconexiones se han estimado en 5 meses y se han modelado para el periodo inmediatamente siguiente a la puesta en operación de la obra mencionada, en forma secuencial para los tramos Carrera Pinto – Diego de Almagro, posteriormente Carrera Pinto – San Andrés y finalmente San Andrés – Cardones. En las condiciones anteriores se ha modelado la respectiva disminución en el límite que implicaría tener el circuito abierto en los tramos para representar el aumento en los costos de operación que significarían para el sistema los trabajos. Con lo anterior el proyecto considera su puesta en operación para en abril de 2018. Cuadro 42: Evaluación económica proyecto Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA, Escenario Base Evaluación Pycto Cambio conductor Cardones-S.Andres- C.pinto 220 kV Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Con Proyecto 1,498,330,028 1,926,992,585 2,106,377,831 2,266,886,244 2,333,203,203 2,539,879,025 2,783,219,637 2,795,955,716 2,771,620,453 2,773,968,592 2,871,842,099 2,992,458,910 3,241,817,475 3,587,567,230 3,761,751,595 Costos de operación Sin Proyecto 1,498,330,028 1,926,992,585 2,106,377,831 2,265,909,107 2,340,657,042 2,558,072,683 2,803,696,263 2,814,743,885 2,788,584,116 2,784,504,232 2,882,491,265 3,007,363,597 3,253,921,762 3,610,391,241 3,773,048,475 Valor agua ene 2028 Valor agua ene 2014 Beneficio (US$) Valores Presentes a 2014 0 0 0 -977,138 7,453,839 18,193,658 20,476,626 18,788,169 16,963,663 10,535,640 10,649,165 14,904,688 12,104,287 22,824,011 11,296,880 1,581,835 378,679 VP Beneficio US$ 69,035,652 VAN Notas: Con seccionamiento completo en S/E Carrera Pinto 220 kV Inversión Anualidad VI (US$) 0 0 0 1,172,709 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 VP Anualidad US$ 9,024,535 $ 60,011,117 En el Cuadro 42 se aprecia que resulta económicamente conveniente la ejecución del cambio de conductor VAN de 60.01 millones de US$. 13.2.1.1 Plan óptimo en la zona norte para el Escenario Base o Escenario 0 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 105 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 De acuerdo a las evaluaciones anteriores, en el Cuadro 43 se resume el plan de expansión de la transmisión encontrado para el Escenario Base (Escenario 0), el cual se ha denominado Alternativa de expansión 0 (Alternativa 0). Se aprecia que resulta económicamente conveniente la ejecución de las obras para el tramo Cardones – Diego de Almagro. Cuadro 43: Plan óptimo de expansión en el Escenario Base, Alternativa 0 Tramo Fecha Nov-17 Cardones - Diego de Almagro Abr-18 Obra de Expansión Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto 220 kV y cambio de configuración S.E. Carrera Pinto. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA), Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA. 13.2.2 Escenario N°2 De acuerdo a los niveles de flujos presentados en la Figura 13, Figura 17, Figura 18 y Figura 22 para el Escenario N°2, resulta pertinente la evaluación de proyectos de expansión para los tramos de 220 kV Cardones– Diego de Almagro, Pan de Azúcar – Maitencillo y Las Palmas Pan de Azúcar. 13.2.2.1 Tramo Cardones – Diego de Almagro 220 kV (Esc. N°2) Para el tramo en cuestión se consideran los mismos proyectos evaluados para el escenario base, encontrando que bajo los supuestos del Escenario N°2 resultarían igualmente convenientes de materializar. I. Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto Cuadro 44: Evaluación económica proyecto Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto, Escenario N°2 Evaluación Pycto Seccionamiento completo en C.pinto 220 kV EscN°2 Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Con Proyecto 1,495,485,153 1,917,088,151 1,999,569,064 2,141,181,018 2,151,159,921 2,349,092,484 2,580,952,391 2,595,808,280 2,624,332,279 2,622,292,688 2,704,183,062 2,808,706,045 3,016,750,820 3,345,401,715 3,507,917,792 Costos de operación Sin Proyecto 1,495,485,153 1,917,088,151 1,999,569,064 2,141,234,457 2,157,161,542 2,355,654,729 2,586,989,686 2,604,442,370 2,629,635,496 2,632,956,827 2,708,953,986 2,812,368,669 3,018,260,892 3,357,155,540 3,524,095,311 Valor agua ene 2028 Valor agua ene 2014 Beneficio (US$) Valores Presentes a 2014 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 106 - 0 0 0 53,439 6,001,620 6,562,245 6,037,295 8,634,090 5,303,217 10,664,139 4,770,924 3,662,624 1,510,072 11,753,826 16,177,519 728,212 174,328 VP Beneficio US$ 32,895,392 Inversión Anualidad VI (US$) 0 0 0 389,520 2,337,121 2,337,121 2,337,121 2,337,121 2,337,121 2,337,121 2,337,121 2,337,121 2,337,121 2,337,121 2,337,121 VP Anualidad US$ 11,153,053 Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal VAN Notas: Con cambio de conductor Cardones – Diego de Almagro 1x220 kV II. 14 de octubre de 2014 $ 21,742,340 Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA) Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV 1x197 MVA Cuadro 45: Evaluación económica proyecto Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV 1x197 MVA, Escenario N°2 Evaluación Pycto Cambio conductor Cardones-S.Andres- C.pinto 220 kV Esc N°2 Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Con Proyecto 1,495,485,153 1,917,088,151 1,999,569,064 2,141,181,018 2,151,159,921 2,349,092,484 2,580,952,391 2,595,808,280 2,624,332,279 2,622,292,688 2,704,183,062 2,808,706,045 3,016,750,820 3,345,401,715 3,507,917,792 Costos de operación Sin Proyecto 1,495,485,153 1,917,088,151 1,999,569,064 2,141,182,936 2,158,220,527 2,361,709,930 2,593,896,693 2,612,992,763 2,637,097,269 2,635,556,816 2,712,552,704 2,816,051,208 3,017,483,254 3,353,656,423 3,519,513,329 Valor agua ene 2028 Valor agua ene 2014 Beneficio (US$) Valores Presentes a 2014 0 0 0 1,918 7,060,606 12,617,446 12,944,302 17,184,483 12,764,990 13,264,127 8,369,642 7,345,163 732,435 8,254,708 11,595,537 1,832,301 438,638 VP Beneficio US$ 49,868,932 VAN Notas: Con seccionamiento completo en S/E Carrera Pinto 220 kV Inversión Anualidad VI (US$) 0 0 0 1,172,709 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 1,759,063 VP Anualidad US$ 9,024,535 $ 40,844,397 En el Cuadro 42 se aprecia que resulta económicamente conveniente la ejecución del cambio de conductor VAN de 40.84 millones de US$. Debido a que las obas de expansión para el tramo Cardones – Diego de Almagro resultan económicamente beneficiosas tanto en el escenario base como en el Escenario N°2 se incluye su recomendación en la presente revisión. 13.2.2.1 Tramo Pan de Azúcar – Maitencillo 2x 220 kV y Las Palmas - Pan de Azúcar. (Esc. N°2) En el Escenario N°2 además de las saturaciones observadas para el tramo Cardones – Diego de Almagro, se observa congestión en los tramos Pan de Azúcar – Maitencillo 220 kV, Las Palmas - Pan de Azúcar y el transformador Nueva Maitencillo 500/220 kV, que hace necesaria la evaluación de proyectos de expansión. Para los tramos mencionados no se dispuso de obras propuestas, por lo que la DP ha recopilado información para evaluar como solución tentativa Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 107 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 las obras presentadas a continuación, para los cuales se ha estimado de forma referencial sus valores de inversión y plazos asociados. Alternativa 2, Escenario N°2: - Segundo transformador Nueva Maitencillo 500/220 kV (ene19) - Repotenciamiento tramo Maitencillo – Pan de Azúcar 2x220 kV (ene-18). - S.E. seccionadora Nueva Las Palmas 500 kV más transformador 500/220 kV, 1x750 MVA con enlace a las S.E Las Palmas 220 kV (ene-19). En esta alternativa se considera una S.E. seccionadora las Nueva Palmas 500 kV y un transformador 500/220 kV, que permita enlazar el sistema de 220 kV con el nuevo sistema paralelo de 500 kV. De acuerdo a lo presentado en las gráficos, el enlace 500/220 aportaría un camino alternativo a los flujos en 220 kV que van desde S.E. Las Palmas 220 kV hacia Punta Colorada (nodo fuerte de consumo), haciendo de este modo un mayor uso de las líneas de 500 kV y permitiendo así descongestionar el tramo en 220 kV entre las Palmas y Pan de Azúcar. En adición a lo anterior la S.E. seccionadora a la altura de Las Palmas se presenta como una buena alternativa puesto que se encuentra cercana a la mitad del tramo Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV y la zona se vislumbra como un polo desarrollo para futuros proyectos ERNC. Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV 400 1000 Las Palmas 500/220 kV 800 300 600 200 400 100 [MW] [MW] 200 0 -100 0 -200 -200 -400 -300 20% 80% 100% jun-28 nov-28 ene-28 oct-26 ago-27 mar-27 jul-25 dic-25 may-26 feb-25 sep-24 jun-23 abr-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 feb-20 Mes - Año Mes - Año 0% may-21 sep-19 jun-18 abr-19 nov-18 ene-18 oct-16 ago-17 mar-17 jul-15 dic-15 may-16 feb-15 sep-14 jun-28 nov-28 ago-27 ene-28 mar-27 jul-25 dic-25 oct-26 feb-25 may-26 jun-23 abr-24 sep-24 nov-23 ene-23 oct-21 ago-22 mar-22 jul-20 dic-20 may-21 feb-20 sep-19 jun-18 abr-19 ago-17 nov-18 ene-18 mar-17 jul-15 dic-15 oct-16 may-16 feb-15 sep-14 -1000 abr-14 -800 -500 abr-14 -600 -400 c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 76: Flujos Desde el sur a Pan de Azúcar y Nueva Las Palmas 500/220 kV Alternativa 2, Escenario 2. Cabe señalar que la evaluación presentada considera el proyecto de repotenciamiento para su puesta en servicio en enero del año 2018, mientras que para el proyecto de seccionamiento y Transformador 500/220 kV Nueva Las Palmas 500 kV se supone un plazo constructivo de 32 meses para su entrada en operación en enero de 2019. Cuadro 46: Evaluación económica Alternativa 2, Escenario N°2 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 108 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Evaluación Alternativa de expansión 2, Escenario N°2 Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Con Proyecto 1,495,485,153 1,917,018,488 1,999,547,918 2,140,841,050 2,150,518,183 2,346,929,133 2,578,727,585 2,592,377,896 2,621,957,316 2,619,189,434 2,700,888,355 2,805,827,576 3,012,986,324 3,341,626,737 3,506,380,037 Costos de operación Sin Proyecto 1,495,485,153 1,917,088,151 1,999,569,064 2,141,181,018 2,155,239,652 2,358,864,576 2,591,599,801 2,608,466,242 2,637,979,206 2,640,614,741 2,711,176,326 2,821,116,979 3,040,678,084 3,372,973,511 3,537,814,133 Valor agua ene 2028 Valor agua ene 2014 Valores Presentes a 2014 Beneficio (US$) 0 0 0 0 4,721,469 11,935,444 12,872,216 16,088,347 16,021,890 21,425,307 10,287,971 15,289,403 27,691,760 31,346,774 31,434,095 13,694,177 3,278,277 VP Beneficio US$ 77,862,715 VAN Notas: Con cambio conductor Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV Con seccionamiento completo en Carrera Pinto 220 kV Inversión Anualidad VI (US$) 0 0 0 0 2,289,367 12,726,802 12,726,802 12,726,802 12,726,802 12,726,802 12,726,802 12,726,802 12,726,802 12,726,802 12,726,802 VP Anualidad US$ 52,417,361 $ 25,445,355 De acuerdo a lo presentado en el Cuadro 46 la alternativa de expansión resulta económicamente conveniente. 13.2.2.2 Plan óptimo en la zona norte para el Escenario N°2 De acuerdo a las evaluaciones anteriores, las obras que conforman la alternativa N°2 de expansión resultan beneficiosas. En el Cuadro 47 se resumen estos planes de expansión para el Escenario N°2. Cuadro 47: Alternativa de expansión en el Escenario 2 Tramo Fecha Nov-17 Cardones - Diego de Almagro Abr-18 Maitencillo 500/220 Ene-19 Pan de Azúcar – Maitencillo Ene-18 Las Palmas – Pan de Azúcar Ene-19 Dirección de Peajes – CDEC-SIC Obra de Expansión Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto 220 kV. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA), Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV 1x197 MVA. Segundo transformador Nueva Maitencillo 500/220 kV. Repotenciamiento del tramo Pan de Azúcar – Maitencillo 2x220 kV, 2x197 MVA a 2x220 kV, 2x260 MVA” S.E. seccionadora Nueva las Palmas 500 kV más transformador 500/220 kV, 1x750 MVA con enlace a las S.E Las Palmas 220 kV - 109 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 13.2.3 Análisis del mínimo arrepentimiento en la Zona Norte Debido a que los planes óptimos de expansión encontrados para el Escenario Base y Escenario Nº2 resultan distintos, a continuación se presenta el desarrollo del análisis Minmax para determinar cuál de las alternativas de expansión de la transmisión reduce el arrepentimiento. Para lo anterior la matriz de escenarios-alternativas definida es la siguiente: Cuadro 48: Matriz de Escenarios v/s Alternativas de expansión de la transmisión Escenario 0 Escenario 2 Alternativa 0 Alt0.Esc0 Alt0.Esc2 Alternativa 2 Alt2.Esc0 Alt2.Esc2 Para cada uno de los escenarios se analizan todas alternativas de expansión de la transmisión, las cuales se ajustan de acuerdo al escenario de generación que se esté considerando, pues se parte de la base en que la opción tomada hoy no es fija y se pueden adoptar medidas para adaptar la transmisión al plan de generación futuro si alguno de los escenarios lo requerirse. Así para el caso Alternativa 0- Escenario 2, la alternativa 0 indica que hoy no se materializan las obras de transmisión pero bajo los supuestos de Escenario N°2 se desarrollan los proyectos ERNC y consumos mineros futuros, por lo que el ajuste corresponde a tomar la decisión un año más tarde, con la perdida de eficiencia asociada al sobre costo de operación que significa operar las líneas restringidas durante ese año. En el Cuadro 49 se presentan los planes de obra de transmisión ajustados a los escenarios de generación-demanda estudiados. Cuadro 49: Proyectos considerados en cada Escenario - Alternativa zona norte Proyectos de Expansión VI miles US$ Alternativa 0 Escenario 0 Alternativa 0 Escenario 2 Alternativa 2 Escenario 0 Alternativa 2 Escenario 2 Seccionamiento completo en Carrera Pinto 220 kV 19,434 nov-17 nov-17 nov-17 nov-17 Cambio de conductor Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 220 kV 14,426 abr-18 abr-18 abr-18 abr-18 Segundo Transformador Nueva Maitencillo 500/220 kV 31,231 ene-20 ene-19 ene-19 Repotenciamiento Línea Pan de Azúcar Maitencillo 220 kV 18,775 ene-19 ene-18 ene-18 S.E. Seccionadora Nueva las Palmas 500 kV y Transformador Nueva las Palmas 500/220 kV 55,560 ene-20 ene-19 ene-19 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 110 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 El Cuadro 50 presenta los costos totales para cada conjunto Alternativa de expansiónEscenario de generación-demanda, desagregados en valores de inversión en transmisión y costos de operación y falla. Cuadro 50: Tabla de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona norte Valores presentes en miles de US$ Alternativa Escenario 0 0 Alternativa Escenario 2 0 Alternativa Escenario 0 2 Alternativa Escenario 2 2 10,352 59,892 69,984 69,984 Costo de operación + costo de falla 19,668,730 18,599,082 19,658,552 18,587,001 Costo Total 19,679,083 18,658,974 19,728,536 18,656,985 Costos de Inversión Tx La respectiva matriz de costos es la siguiente: Cuadro 51: Matriz de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona norte Matriz de Costos Escenario 0 Escenario 2 Alternativa 0 19,679,083 18,658,974 Alternativa 2 19,728,536 18,656,985 Valores presentes en miles de US$ De acuerdo a lo metodología Minmax, para cada escenario se escoge la mejor alternativa o equivalentemente la de menor costo para el sistema, luego se calculan los arrepentimientos haciendo la diferencia entre el costo que significaría la elección de las otras alternativas bajo ese escenario y este valor. La respectiva matriz de arrepentimientos es la siguiente: Cuadro 52: Matriz de arrepentimientos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona norte Escenario 0 Escenario 2 Suma Arrepentimiento Alternativa 0 - 1,989 1,989 Alternativa 2 49,453 - 49,453 Matriz de arrepentimientos Valores presentes en miles de US$ Como muestra el cuadro, para cada alternativa se calcula la suma de los máximos arrepentimientos y finalmente se elige aquella que minimiza este valor. El análisis realizado muestra que la elección de la Alternativa 0 de expansión de la transmisión resulta ser la de menor arrepentimiento para el sistema. Lo que indica que conviene postergar la decisión de ejecución de las obras destinadas a enfrentar las congestiones que se originarían en el Escenario N°2. Con lo anterior el plan óptimo encontrado para la zona norte se resume en el Cuadro 53. Cuadro 53: Plan óptimo de expansión encontrado para la zona norte Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 111 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Proyectos de Expansión VI miles US$ Plazo Fecha Seccionamiento completo en Carrera Pinto 220 kV 19,434 24 meses nov-17 Cambio de conductor Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 220 kV 14,426 - abr-18 Sin perjuicio de lo anterior, cabe señalar que los tiempos de ejecución de los proyectos ERNC son comparativamente pequeños en relación a los plazos de materialización de obras de expansión como las expuestas en el escenario N°2, por lo que se estima relevante considerar los beneficios económicos observados en ese escenario (Cuadro 46), toda vez que la ejecución de estas obras apuntarían en la dirección de otorgar incentivos al acceso de nuevos entrantes. En adición a lo anterior esta Dirección considera adecuado el análisis de la alternativa de expansión explorada en el Escenario N°2, puesto que existen consideraciones adicionales a las económicas tales como: - - El enlace 500/220 kV Nueva Las Palmas sería un aporte potencial a las futuras inyecciones ERNC en la zona, debido a que presentaría una vía de evacuación directa hacia el sistema de 500 kV para los futuros proyectos, permitiendo así la inyección de volúmenes de energía superiores. El seccionamiento permitiría acortar la distancia del tramo de 412 km entre Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, lo que tendría efectos positivos en la regulación de tensión, condiciones de energización y operación de la línea de 500 kV. Adicionalmente, la nueva S.E. le otorgaría al sistema mayor seguridad y flexibilidad de operación, representado una mejor alternativa para ejercer gestión de red ante la posibilidad de abrir tramos en 220 kV en caso de que las inyecciones ERNC futuras sean superiores a las previstas. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 112 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 13.3 Zona centro Para la zona centro se considera la evaluación Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico para su entrada en (may-2020). Cuadro 54: Evaluación económica proyecto Nueva Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico Evaluación Pycto Nva Alto Jahuel - Polpaico 500 kV esc. Base Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Con Proyecto 1,483,236,425 1,906,654,918 2,096,822,694 2,252,530,073 2,294,824,093 2,456,094,435 2,730,894,521 2,755,500,140 2,734,284,800 2,721,610,456 2,828,873,476 2,990,869,162 3,240,400,754 3,595,418,665 3,777,230,208 Costos de operación Sin Proyecto 1,483,236,425 1,906,654,918 2,096,822,694 2,252,530,073 2,294,824,093 2,456,094,435 2,731,225,815 2,755,742,731 2,735,276,447 2,723,859,868 2,830,020,497 2,997,580,820 3,239,696,261 3,593,503,325 3,777,208,258 Valor agua ene 2028 Valor agua ene 2014 Valores Presentes a 2014 VAN Beneficio (US$) 0 0 0 0 0 0 331,294 242,591 991,646 2,249,412 1,147,021 6,711,658 -704,493 -1,915,339 -21,950 -170,786 -40,885 VP Beneficio US$ 3,522,813 Inversión Anualidad VI (US$) 0 0 0 0 0 0 8,304,523 8,304,523 8,304,523 8,304,523 8,304,523 8,304,523 8,304,523 8,304,523 8,304,523 VP Anualidad US$ 28,314,167 -$ 24,791,354 De acuerdo a lo presentado en el Cuadro 54 no resultaría económicamente conveniente la materialización del proyecto propuesto. Con motivo de las observaciones presentadas a la DP, se ha realizado una sensibilidad para la evaluación de proyecto “Nueva Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico”. La sensibilidad considera la incorporación de la central el Campesino 600 MW en junio de 2017, conectada en S.E. Nueva Charrúa 500 kV, tomando como supuesto adicional que esta reemplaza a la generación de la central Modulo 5 y Carbón Maitencillo. En el escenario analizado, se han encontrado iguales conclusiones que en el escenario base, obteniendo un VAN negativo -28,981 miles de US$, que indica que no resultaría económicamente conveniente ejecutar la obra. 13.4 Zona sur Para la zona sur se considera la evaluación de las posibles alternativas de expansión para el Escenario Base y para el Escenario N°1. 13.4.1 Escenario 0 (base) A continuación se presentan las evaluaciones económicas de los proyectos de expansión, en aquellos tramos de la zona sur que requieran aumentos de capacidad. Se consideran como Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 113 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 candidatas a evaluación aquellas obras acordes a los niveles de flujo esperados en todo el horizonte de análisis para el Escenario Base. 13.4.1.1 Tramo Ciruelos – Cautín (Esc. Base) La evaluación económica del Cuadro 55 considera el proyecto de la “Nueva línea Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA”, para su puesta en servicio en noviembre del año 2021. Cuadro 55: Evaluación económica proyecto Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x220 kV, con un circuito tendido Evaluación Pycto Ciruelos - Cautín 2x220 kV Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Con Proyecto 1,440,690,514 1,890,298,496 2,100,138,499 2,247,263,183 2,308,158,173 2,460,148,096 2,733,649,210 2,800,730,860 2,837,176,757 2,843,743,607 2,963,444,133 3,129,087,182 3,371,456,194 3,720,819,911 3,911,496,316 Costos de operación Sin Proyecto 1,440,690,514 1,890,298,496 2,100,138,499 2,247,263,183 2,308,158,173 2,460,148,096 2,733,649,210 2,800,351,759 2,837,592,563 2,845,717,395 2,978,201,568 3,137,071,089 3,376,438,516 3,732,790,867 3,933,593,534 Valor agua ene 2028 Valor agua ene 2014 Valores Presentes a 2014 Beneficio (US$) 0 0 0 0 0 0 0 -379,102 415,806 1,973,788 14,757,436 7,983,906 4,982,322 11,970,956 22,097,219 -500,516 -119,819 VP Beneficio US$ 19,138,625 VAN Notas: Inversión Anualidad VI (US$) 0 0 0 0 0 0 0 1,047,168 6,283,009 6,283,009 6,283,009 6,283,009 6,283,009 6,283,009 6,283,009 VP Anualidad US$ 15,478,518 $ 3,660,106 * Cambio de conductor Loncoche - Ciruelos desde Ene-17 Del Cuadro 55 se desprende que los ahorros en costos de operación producto de la incorporación de la nueva línea, resultarían mayores a los costos de inversión y COMA de la obra, arrojando finalmente un VAN positivo que indicaría que es económicamente conveniente materializar el proyecto señalado. La evaluación económica del Cuadro 56 considera el proyecto de “Cambio de conductor tramo Loncoche - Ciruelos 1x220 kV, 1x145 MVA”, con un plazo de 31 meses para ejecutar la obra, para su entrada en operación en mayo de 2018. En la evaluación se modela la salida de servicio del circuito intervenido durante un total de 24 horas luz por kilómetro de línea, con lo anterior se considera abierto el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV los tres meses inmediatamente anteriores a mayo de 2018, de tal forma de ser consistente con el criterio n-1 del circuito no intervenido. Cuadro 56: Evaluación económica Cambio de conductor tramo Loncoche – Ciruelos 1x220 kV, 1x145 MVA Evaluación Pycto Cambio de Conductor Loncoche - Ciruelos 1x145 MVA Año Con Proyecto Dirección de Peajes – CDEC-SIC Costos de operación Sin Proyecto - 114 - Beneficio (US$) Inversión Anualidad VI (US$) Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 1,440,690,514 1,890,298,496 2,100,138,499 2,247,263,183 2,324,722,911 2,459,875,128 2,731,361,596 2,797,669,063 2,836,308,749 2,841,540,868 2,965,210,323 3,124,930,439 3,364,380,710 3,729,215,055 3,907,446,802 1,440,690,514 1,890,298,496 2,100,138,499 2,247,263,183 2,308,158,173 2,460,148,096 2,733,649,210 2,800,730,860 2,837,176,757 2,843,743,607 2,963,444,133 3,129,087,182 3,371,456,194 3,720,819,911 3,911,496,316 Valor agua ene 2028 Valor agua ene 2014 Valores Presentes a 2014 VAN 14 de octubre de 2014 0 0 0 0 -16,564,738 272,968 2,287,614 3,061,798 868,008 2,202,739 -1,766,190 4,156,743 7,075,484 -8,395,144 4,049,514 216,013 51,712 VP Beneficio -$ 4,980,499 0 0 0 0 334,866 574,056 574,056 574,056 574,056 574,056 574,056 574,056 574,056 574,056 574,056 VP Anualidad US$ 2,515,168 -$ 7,495,667 Notas: Con Ciruelos – Cautín 2x220 kV desde nov-21 Del Cuadro 56 se desprende que la desconexión asociada a los trabajos de cambio de conductor se traduce en un aumento importante de los costos de operación del sistema, lo que conduce finalmente a que no resulte económicamente conveniente materializar el proyecto señalado. 13.4.1.2 Plan óptimo en la zona sur para el Escenario Base o Escenario 0 De acuerdo a los resultados anteriores, en el Cuadro 57 se resume el plan óptimo de expansión de la transmisión determinado para el Escenario Base (Escenario 0). A continuación este plan de expansión de la transmisión será llamado alternativa de expansión 0 (Alternativa 0). Cuadro 57: Plan óptimo de expansión en el Escenario Base, Alternativa 0 Tramo Fecha Obra de Expansión Ciruelos – Cautín Nov-21 Nueva Línea Ciruelos – Cautín 2x220 kV, tendido primer circuito 13.4.2 Escenario N°1 Considerando el plan de obras de generación del Escenario N°1, se requeriría un aumento de capacidad en el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV a partir del año 2021 al igual que en el escenario base. Estas necesidades podrían ser resueltas mediante la incorporación de un plan de expansión de la transmisión equivalente al encontrado para dicho escenario, pero debido a que dos años después, se incorporarían las centrales Blanco 375 MW y Cuervo 640 MW en la S.E. Puerto Montt, se haría necesario un aumento de capacidad de mayor proporción al que se podría lograr tendiendo el segundo circuito de la líneas Ciruelos – Cautín 2x290 MVA. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 115 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Por lo anterior, la DP ha elaborado un análisis de mínimo arrepentimiento que permita definir si la decisión óptima de expansión para el tramo, a tomar en el presente periodo, es la línea en 220 kV o bien en 500 kV energizada en 220 kV. A partir del proyecto disponible “nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500, 2x1100 MVA, energizado en 220 kV” que se encuentra dentro del conjunto de obras contenidas en la Resolución exenta N°194, la DP ha estimado el VI proporcional a los kilómetros para los tramos Cautín – Charrúa 2x500 kV y Pichirropulli – Ciruelos 2x500 kV, correspondientes a las inversiones faltantes para adaptar el sistema a las nuevas necesidades producto de la incorporación de las nuevas centrales a partir del año 2023. En adición a los tramos anteriores se considera la incorporación de transformadores 500/220 kV en las SS.EE. Puerto Montt y Cautín y las respectivas obras de 500 kV. De acuerdo a lo mencionado anteriormente, en el Cuadro 58 se presenta un resumen del plan expansión de transmisión determinado para el Escenario N°1 y en la Figura 77 un diagrama del mismo. Cuadro 58: Plan de expansión determinado en el Escenario N°1, Alternativa 1 Tramo Fecha Obra de Expansión Charrúa - Cautín Ago-23 Línea 2x500 kV tramo Charrúa - Cautín Nov-21 Cautín - Ciruelos Ago-23 Línea 2x500 kV tramo Cautín - Ciruelos, operada en 220 kV Línea 2x500 kV tramo Cautín - Ciruelos, operación en 500 kV Ciruelos - Pichirropulli Ago-23 Línea 2x500 kV tramo Ciruelos – Pichirropulli. Pichirropulli - Puerto Montt Ago-23 Línea 2x500 kV tramo Pichirropulli - Puerto Montt, operación en 500 kV Agosto 2023 Noviembre 2021 Ancoa 500kV Existente En Licitación o Construcción Ancoa 500kV Proyecto Charrúa 500kV Hualpen 220kV Mulchen 220kV Charrúa 220kV Esperanza 220kV Hualpen 220kV Mulchen 220kV Temuco 220kV Cautín 220kV Linea de 500 kV Energizada en 220 kV Ciruelos 220kV Temuco 220kV Cautín 500kV Cautín 220kV Energización en 500 kV Valdiv ia 220kV Ciruelos 220kV Valdiv ia 220kV Pichirropulli Pichirropulli 220kV Linea de 500 kV Energizada en 220 kV Esperanza 220kV Rahue 220kV P. Montt 220kV Energización en 500 kV P. Montt 500V Pichirropulli 220kV Rahue 220kV P. Montt 220kV Figura 77: Diagrama esquemático de plan de expansión en el Escenario N°1 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 116 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 13.4.3 Análisis del mínimo en la zona Sur A continuación se presenta el desarrollo del análisis Minmax para determinar cuál de las alternativas de expansión de la transmisión reduce el arrepentimiento en caso que en el futuro no ocurriera el escenario de generación bajo el que se definió la solución óptima de la expansión. Para lo anterior la matriz de escenarios v/s alternativas definida es la siguiente: Cuadro 59: Matriz de Escenarios v/s Alternativas de expansión de la transmisión Escenario 0 Escenario 1 Alternativa 0 Alt0.Esc0 Alt0.Esc1 Alternativa 1 Alt1.Esc0 Alt1.Esc1 Alternativa 2 Alt2.Esc0 Alt2.Esc1 En primer lugar se corrobora que el plan óptimo de expansión de la transmisión definido para el Escenario Base y el Escenario 1 resulte económicamente conveniente para el sistema. En el Cuadro 60 se muestra el beneficio que representa para el sistema la ejecución de los planes de expansión de la transmisión determinados para cada uno de los escenarios analizados. La alternativa de expansión óptima de la transmisión encontrada para el escenario base se ha llamado “Alternativa 0”, mientras que para el Escenario N°1 se han definido dos posibles alternativas: La “Alternativa1”, considera que en agosto de 2023 el sistema paralelo de 500 kV tiene un enlace a 220 kV en S.E. Puerto Montt y otro en S.E. Cautín; y en la “Alternativa 2” en vez de suponer el transformador de 500/220 kV en S.E. Cautín, se supone en S.E. Ciruelos. Cuadro 60: Evaluación económica planes óptimos de expansión determinados en cada escenario Ahorro en costo de operación + costo de falla VATT Beneficio Alternativa 0 22,145 17,933 4,190 Alternativa 1 709,822 127,098 582,723 Alternativa 2 712,501 133,868 572,632 Valores presente al 2013 en miles de US$ Para cada uno de los escenarios se analizan todas las alternativas de expansión de la transmisión, las cuales se ajustan de acuerdo al escenario de generación que se esté considerando, pues se parte de la base en que la opción tomada hoy no es fija y se pueden adoptar medidas para adaptar la transmisión al plan de generación futuro si alguno de los escenario lo requerirse. De acuerdo a lo anterior: Alt0.Esc1: la decisión de expansión Alternativa 0 indicaría que hoy se debe ejecutar la construcción del primer circuito de la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x220 kV, 1x290 MVA, pues la expansión de transmisión fue pensada para el Escenario 0 en el cual no se incorporan las centrales de Energía Austral en todo el horizonte. Para el caso en análisis se considera la Alternativa 0 de expansión bajo los supuestos del plan de Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 117 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 obras de generación del Escenario 1, en el cual a partir de agosto de 2023 aumenta la generación en S.E. Puerto Montt. Debido a que el plazo constructivo de las centrales es de aproximadamente 7 años, a partir del año 2017, estas podrían ser declaras como desarrollos efectivos por lo que en revisiones futuras sería posible tomar la decisión de adaptar la expansión del sistema con la incorporación del nuevo proyecto en 500 kV para su puesta en servicio el año 2023, con una pérdida de eficiencia que se vería reflejada en la incorporación de líneas de transmisión adicionales de 500 kV, en paralelo al de 220 kV en construcción. Alt1.Esc0: la decisión de expansión Alternativa 1 indicaría que hoy se debe ejecutar la construcción de la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV, pues la expansión de transmisión fue pensada para el Escenario 1 en el cual se incorporan las centrales de Energía Austral en agosto de 2023. Para el caso en análisis se considera esta alternativa de expansión bajo los supuestos del plan de obras de generación del Escenario 0, en el cual no se materializa la generación en S.E. Puerto Montt, por lo que no se debiesen ejecutar obras adicionales y operar la línea en 220 kV en todo el horizonte. En las Alternativa de expansión diseñadas para el Escenario N°1, la capacidad de los tramos de 220 kV se vería deprimida a valores muy cercanos a los actuales12 a partir del año 2023, debido a que la línea energizada en 220 kV pasa a formar parte del nuevo sistema en 500 kV. En estas condiciones se observarían problemas de congestión en el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV, por lo que para enfrentarlas se han supuesto 2 posibles alternativas. Alt1.Esc1: la decisión de expansión Alternativa 1 indicaría que hoy se debe ejecutar la construcción de la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV. Para el caso en análisis, en Agosto de 2023, la línea construida se energizaría en 500 kV y pasaría a ser un tramo del nuevo sistema Puerto Montt – Cautín – Charrúa 500 kV. De acuerdo al análisis de transferencias esperadas, la inyección de flujos de norte – sur se repartiría entre los circuitos de 500 kV nuevos y los actualmente existentes de 220 kV. Estos últimos podrían verse restringidos debido a la inyección directa de San Pedro en Ciruelos 220 kV, por lo que se ha liberado la restricción e incorporado un VI 32 millones de US$ asociado a un proyecto futuro para el actual tramo en 220 kV. El límite de transferencia en 220 kV resultaría mayor debido a la redistribución de flujo post contingencia por el sistema paralelo de 500 kV. 12 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 118 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 500 2000 Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220 kV desde ene-17) 400 14 de octubre de 2014 Cautin500->Charrua500 1500 300 1000 200 100 500 0 0 -100 oct-28 abr-28 oct-26 oct-27 abr-26 abr-27 oct-24 oct-25 abr-24 abr-25 oct-22 oct-23 abr-22 abr-23 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-18 oct-19 abr-18 abr-19 oct-16 oct-17 abr-16 abr-17 oct-14 oct-15 abr-14 -300 abr-15 -500 -200 -1000 -400 -1500 abr-28 sep-27 nov-28 jul-26 feb-27 dic-25 oct-24 may-25 ago-23 mar-24 jun-22 ene-23 abr-21 nov-21 jul-19 feb-20 sep-20 dic-18 oct-17 mar-17 may-18 jun-15 ago-16 ene-16 abr-14 nov-14 -500 -2000 0% 20% 80% 99% mínimo 0% 20% 80% 99% mínimo máximo c+ s+ c- s- máximo c+ s+ c- s- Alt2.Esc1: la decisión de expansión Alternativa 2 indicaría que hoy se debe ejecutar la construcción de la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV. Al igual que en el caso anterior los circuitos de 220 kV podrían verse restringidos debido a la inyección directa de San Pedro en Ciruelos 220 kV, por lo que se ha supuesto para esta alternativa que se opera abierto el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV, toda vez que el resto de los tramos no presentan problemas de sobrecarga y la Central San Pedro evacúa su energía hacia el sistema de 500 kV por medio del transformados 500/220 en S.E. Ciruelos. 500 2000 Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220 kV desde ene-17) 400 Ciruelos500->NvaCharrua500 1500 300 1000 200 500 100 0 0 -100 abr-28 sep-27 nov-28 feb-27 jul-26 dic-25 may-25 oct-24 ago-23 ene-23 mar-24 jun-22 abr-21 sep-20 nov-21 feb-20 jul-19 dic-18 may-18 oct-17 ago-16 mar-17 -1000 jun-15 -300 ene-16 abr-14 -200 nov-14 -500 -400 -1500 oct-27 oct-28 abr-28 oct-26 abr-27 oct-25 abr-26 oct-24 abr-25 oct-23 abr-24 oct-22 abr-23 abr-22 oct-20 oct-21 abr-21 abr-20 oct-19 abr-19 oct-18 abr-18 oct-16 oct-17 abr-17 oct-15 abr-16 oct-14 abr-14 abr-15 -500 -2000 0% 20% 80% 99% mínimo 0% 20% 80% 99% mínimo máximo c+ s+ c- s- máximo c+ s+ c- s- Cabe señalar que para ambas alternativas de expansión del Escenario N°1, la obra de la cual se debe decidir su recomendación en la presente revisión es Ciruelos – Cautín 500 kV, energizada en 220 kV, mientras que los posibles medidas para solucionar congestiones en 220 kV a partir de la incorporación de generación futura en la zona sur, deben ser analizadas en detalle en las siguientes revisiones del ETT, por cuanto para efectos de este análisis se han considerado sólo como supuestos para el futuro. En base a lo descrito anteriormente, en el Cuadro 61 se presentan los planes de obra de transmisión ajustados a los escenarios de generación analizados. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 119 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Cuadro 61: Proyectos considerados en cada Escenario-Alternativa zona sur VI miles US$ Proyectos de Expansión Línea 2x220 kV Ciruelos - Cautín, con 1 cto. Tendido (1) Línea 2x500 kV Ciruelos - Cautín, operada en 220 kV Línea 2x500 kV Ciruelos - Cautín, operación en 500 kV Ampliación S.E. Ciruelos en 220 kV (2) Línea Charrúa - Cautín - P. Montt 2x500 kV (tramo Charrúa Cautín - Pichirropulli) Nueva S.E. P. Montt 500 kV (3) 0 Alt Esc 1 0 51,655 100,537 nov-21 1,311 nov-21 nov-21 564 nov-21 nov-21 Ampliación S.E Cautín en 220 kV (2) Línea Charrúa - Cautín – P. Montt 2x500 kV (tramo Charrúa – Cautín y Ciruelos - Pichirropulli) Alt Esc 0 Alt Esc 0 1 Alt Esc 1 1 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 ago-23 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 nov-21 ago-23 ago-23 ago-23 ago-23 ago-23 ago-23 ago-23 ago-23 Nueva S.E. Ciruelos 500 kV (3) 58,373 2 nov-21 23,186 58,373 Alt Esc 1 nov-21 ago-23 nov-21 357,893 (3) 2 nov-21 255,511 Nueva S.E. Cautín 500 kV Alt Esc 0 ago-23 Ampliación S.E. Nva Charrúa 500 kV 23,186 ago-23 ago-23 ago-23 Transformación 220/500 kV S.E. P.Montt 36,605 ago-23 ago-23 ago-23 Transformación 220/500 kV S.E. Ciruelos 36,605 Transformación 220/500 kV S.E. Cautín 36,605 ago-23 ago-23 ago-23 (1) El proyecto incluye los paños de línea de Ciruelos – Cautín 2x220 kV. (2) Considera las obras de 220 kV necesarias en la subestación para recibir la nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, en el periodo en que esta se encontraría energizada en 220 kV e incluye las obras en las instalaciones comunes de subestación. (3) Considera las obras de 500 kV necesarias en la subestación para recibir la nueva Ciruelos – Cautín 2x500 kV, una vez que esta sea operada en 500 kV. Para el caso de la Nueva S.E. Cautín (o S.E. Ciruelos), se considera equipos de compensación por un valor equivalente a 12 millones de US$. El Cuadro 62 presenta los costos totales para cada conjunto Alternativa de expansiónEscenario de generación, desagregados en valores de inversión en transmisión y costos de operación y falla. Cuadro 62: Tabla de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona sur Alternativa Escenario 0 Valores presentes en miles de US$ 0 Alternativa Escenario 1 0 Alternativa Escenario 0 1 Alternativa Escenario 1 1 Alternativa Escenario 0 2 Alternativa Escenario 1 2 19,504 132,499 33,177 131,354 33,177 124,583 Costo de operación + costo de falla 19,725,976 19,167,186 19,717,713 19,160,798 19,717,713 19,157,955 Costo Total 19,745,480 19,299,686 19,750,890 19,292,152 19,750,890 19,282,538 Costos de Inversión Tx La respectiva matriz de costos es la siguiente: Cuadro 63: Matriz de costos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona sur Matriz de Costos Escenario 0 Escenario 1 Alternativa 0 19,745,480 19,299,686 Alternativa 1 19,750,890 19,292,152 Alternativa 2 19,750,890 19,282,538 Valores presentes en miles de US$ De acuerdo a lo metodología Minmax, para cada escenario se escoge la mejor alternativa o equivalentemente la de menor costo para el sistema, luego se calculan los arrepentimientos haciendo la diferencia entre el costo que significaría la elección la otras alternativas bajo ese escenario. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 120 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 La respectiva matriz de arrepentimientos del problema es la siguiente: Cuadro 64: Matriz de arrepentimientos para las combinaciones Alternativa-Escenario zona sur Escenario 0 Escenario 1 Suma de arrepentimientos Alternativa 0 - 17,147 17,147 Alternativa 1 5,410 9,613 15,024 Alternativa 2 5,410 - 5,410 Matriz de Arrepentimientos Valores presentes en miles de US$ Como muestra el cuadro, para cada alternativa se calcula la suma de los arrepentimientos y finalmente se elige aquella en que se minimiza este valor. El análisis realizado muestra que la Alternativa 2 de expansión de la transmisión resulta ser la de menor arrepentimiento para el sistema. Es decir es menor la pérdida de eficiencia al construir la línea Ciruelos – Cautín en 500 kV, operada en 220 kV y que no se desarrollen los proyectos de Energía Austral; que invertir hoy en la construcción de la línea en 220 kV y en el futuro tener que adicionar una nueva línea en paralelo en 500 kV producto de la incorporación de las centrales. Adicionalmente, la conveniencia de la planificación en 500 kV de la línea en cuestión, considera otros aspectos tales como robustez y diseño con visión de largo plazo para asegurar la competencia y la reducción del impacto ambiental y social que conllevarían las intervenciones futuras. De acuerdo a lo anterior el plan de expansión de la transmisión a recomendar en la zona sur para el periodo de revisión 2013 del Estudio de Transmisión Troncal se resume en el Cuadro 65. Cuadro 65: Plan óptimo de expansión encontrado para la zona sur Proyectos de Expansión VI miles US$ Plazo Fecha Línea 2x500 kV Ciruelos - Cautín, operada en 220 kV (1) 100,537 66 meses nov-21 Cuadro 66: Desglose del Proyecto Nueva Línea 2x500 kV Ciruelos -Cautín, operada en 220 kV Proyecto Nueva Línea 2x500 kV 2x1500 MVA Ciruelos - Cautín, operada en 220 kV Obras en Línea: Línea 2x500 kV Ciruelos - Cautín, operada en 220 kV Obras en Subestaciones (paños de línea) (1): S.E. P. Cautín, obras en 220 kV S.E Ciruelos, obras en 220 kV TOTAL NUEVA LÍNEA 2X500 KV CIRUELOS - CAUTÍN, OPERADA EN 220 KV VI miles US$ VI Total miles US$ 93,996 93,996 6,541 3,191 3,335 100,537 Ampliaciones de instalaciones comunes en Subestaciones existentes (1,2): 1,876 S.E. Cautín, obras en 220 kV 564 S.E. Ciruelos, obras en 220 kV 1,311 Total a considerado en evaluaciones económicas 102,413 (1) Las obras deben estar disponibles para su puesta en servicio en conjunto con la nueva línea Ciruelos - Cautín 2x500 kV, operada en 220 kV. (2) valores referenciales Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 121 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Cabe destacar que bajo consideraciones de eficiencia y minimización de impacto social, se sugiere analizar la conveniencia de incluir como parte de este proyecto la compra de un terreno en el trazado de la línea y dentro de un radio cercano a la subestaciones existentes de 220 kV para las futuras subestaciones 500/220 kV. Adicionalmente, para cada extremo de la línea, los tramos terminales entre el terreno comprado y las actuales SS.EE. se deberían realizar en torres de 220 kV, toda vez que en caso de una futura energización en 500 kV no se requiere torres de 500 kV para los enlaces entre las Nuevas subestaciones y sus homónimas existentes de 220 kV. Finalmente se señala que si bien el proyecto original del informe técnico corresponde a una línea de 2x500 kV, 2x1100 MVA, se ha estimado que bajo los considerandos anteriores el VI utilizado resulta consistente con el proyecto recomendado 2x500 kV, 2x1500 MVA (ANEXO 5). Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 122 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 14 CONCLUSIONES Con el objetivo de determinar el plan de expansión de la transmisión a recomendar con motivo de la Revisión 2014 del Estudio de Transmisión Troncal, se realizaron análisis y evaluaciones técnico económicas para un conjunto de obras de transmisión en las zonas norte, centro y sur del SIC. Los resultados obtenidos en la presente revisión han considerado los supuestos detallados en el cuerpo del documento y se resumen a continuación: Zona Norte: Para la zona se estudiaron los requerimientos de expansión en el Escenario Base y en el Escenario N°2. El plan óptimo a recomendar en la presente revisión se obtuvo a partir de un análisis de mínimo arrepentimiento. o Tramos: o Obras: Cardones – Carrera Pinto - Diego de Almagro Pan de Azúcar – Maitencillo Las Palmas – Pan de Azúcar 1. Seccionamiento del primer circuito de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto y Cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto. 2. Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA) Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA. 3. Segundo Transformador Nueva Maitencillo 500/220 kV, 1x750 MVA 4. Repotenciamiento Línea Pan de Azúcar - Maitencillo 220 kV 5. S.E. Seccionadora Nueva Las Palmas 500 kV y Transformador Nueva Las Palmas 500/220 kV 6. Adecuación Compensación Serie Nueva Línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV 7. Compensación reactiva adicional para el nuevo sistema Polpaico – Cardones 500 kV o Resultados: Las obras 1 y 2 resultan económicamente convenientes de materializar tanto en el Escenario Base como en el Escenario N°2, con elevados beneficios, por lo que se recomienda su incorporación en el próximo plan de expansión. Para las obras 3, 4 y 5 se concluye que bajo los supuestos del Escenario N°2, que considera proyectos ERNC relevantes de generación por un total instalado aproximado de 1400 MW, consumos por 350 MW en la zona norte del SIC, la postergación de la central Carbón Maitencillo 2 y del cierre del ciclo combinado de la central Taltal, las obras aportarían beneficios importantes al sistema, no así en el Escenario Base. Por lo anterior y como consecuencia del análisis Minmax respectivo, se recomienda que estas sean postergadas para revisiones futuras considerando las propuestas adicionales que puedan provenir de los resultados del actual Estudio de Transmisión Troncal en ejecución. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 123 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Sin perjuicio de lo anterior, cabe señalar que la obra 5 se presentaría como una como una solución de largo plazo para la incorporación de mayores volúmenes de generación ERNC en la zona en que se emplazaría o incluso generación convencional, entregando además ventajas sobra la regulación de tensión, condiciones de energización y operación de la línea de 500 kV y flexibilidad para ejercer eventual gestión de red del sistema en la zona norte del SIC. Por otro lado, los análisis eléctricos realizados permiten concluir que la obra número 6 presenta beneficios importantes en la operación del sistema eléctrico, como mejoras en los perfiles de tensión y en las condiciones para la realización de maniobras de apertura y cierre de la línea, así como permitir la operación de la compensación serie de la línea para cualquier condición de carga de esta. Adicionalmente, genera una reducción de costos de inversión en compensación paralela adicional (reactores) a recomendar. Además, la materialización de esta obra resulta compatible con un eventual futuro seccionamiento de la línea en algún punto intermedio entre Polpaico y Pan de Azúcar, sin la necesidad de intervenir nuevamente los equipos de compensación serie, lo que sería una condición necesaria bajo el diseño actual. Por otro lado, la ejecución de esta obra en conjunto con el proyecto de la nueva Línea de 500 kV Polpaico - Pan de Azúcar, significarían economías de alcance que convendría aprovechar. Por estas razones, se recomienda incluir en el Plan de Expansión la obra número 6, para su puesta en servicio en conjunto con la Línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV. Respecto de la Obra 7, a partir de los análisis eléctricos se concluye que existe la necesidad de incorporar equipos de compensación paralelo en las SS.EE. Maitencillo y Pan de Azúcar con la finalidad de cumplir con los estándares de calidad de servicio que impone la NTSyCS, en lo que respecta a los valores de tensión admisibles para la operación del sistema. Es importante indicar que el nivel de compensación requerido está condicionado a la ejecución, o no, de la obra 6, así como hacer énfasis en que la materialización de esta obra es imprescindible para la operación del futuro sistema de 500 kV Polpaico – Cardones, por lo que, en atención a los plazos involucrados, se recomienda incluir en el Plan de Expansión la obra número 7, para su puesta en servicio en conjunto con la Línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV. Zona Centro: A partir de los análisis de flujos esperados para los tramos de la zona centro se detectó la necesidad de realizar una evaluación económica para el tramo Alto Jahuel – Polpaico 500 kV. o Tramo: Alto Jahuel – Polpaico 500 kV. o Obras: Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA, 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico. o Resultados: De acuerdo a los resultados obtenidos, no resulta económicamente conveniente ejecutar la obra evaluada en esta ocasión, por lo que no se incluye su recomendación para el plan de expansión. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 124 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Zona Sur: Para la zona se estudiaron los requerimientos de expansión en el Escenario Base y en el Escenario N°1. El plan óptimo a recomendar en la presente revisión se obtuvo a partir de un análisis de mínimo arrepentimiento. o o Tramos: Obras: Ciruelos – Cautín 1. 2. 3. 4. o Cambio de conductor del circuito de menor capacidad línea Cautín – Valdivia 220 kV en tramo Loncoche – Ciruelos. Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x220 kV, 1x290 MVA. Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, 2x1500 MVA, energizada en 220 kV. Compensación reactiva en S.E Temuco 220 kV Resultados: Para el caso de la obra 1 se concluye que esta no resulta económicamente conveniente. En el Escenario Base se observa que se requiere una obra en el tramo Ciruelos - Cautín a partir del año 2021. Adicionalmente se realizaron análisis que consideran la incertidumbre incorporada por la información recibida de proyectos relevantes de generación de centrales hidráulicas al sur de Puerto Montt tales como Blanco (375 MW) y Cuervo (640 MW), los cuales podrían cambiar la decisión de construcción de líneas de transmisión desde Puerto Montt al Norte a unas de mayor envergadura (500 kV). De los análisis Minmax realizados, se concluye que resultaría conveniente recomendar la obra para el tramo Ciruelos - Cautín en 500 kV, operada en 220 kV para su puesta en servicio en noviembre de 2021 y su posible futura energización en 500 kV en los siguientes procesos de revisión del ETT. Respecto de la Obra 4, a partir de los análisis eléctricos se concluye que existe la necesidad de incorporar equipos de compensación reactiva paralelo (reactor) en la S.E. Temuco con la finalidad de cumplir con los estándares de calidad de servicio que impone la NTSyCS, particularmente para condiciones de baja demanda en la zona. Por esta razón se recomienda la inclusión de la obra 4 en el Plan de Expansión. Adicionalmente, a partir de los análisis realizados a las subestaciones, se concluye lo siguiente: S.E. Diego de Almagro o A partir de los análisis de contingencias realizados, se concluye que resulta necesario tener la posibilidad de conectar el circuito 1 de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro a ambas secciones de barra principal y que además resulta conveniente dispones de una conexión de doble interruptor para el SVC plus. o Debido a lo anterior, se recomienda incluir en el Plan de Expansión un equipo híbrido al paño del SVC y un desconectador al paño del circuito 1 de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 125 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 S.E. Carrera Pinto o Los análisis realizados mediante evaluación económica indican que resulta conveniente efectuar el seccionamiento del segundo circuito de la nueva línea Cardones Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. Adicionalmente, para cumplir con los estándares de seguridad de servicio respecto de la aplicación del criterio N-1 para fallas de severidad 9 y considerando que la zona en torno a esta S.E. se vislumbra como un polo importante de desarrollo de ERNC, se propone un cambio de configuración de la S.E. o Debido a lo anterior, se recomienda incluir ambos proyectos en el Plan de Expansión. S.E. Cardones o A partir de los análisis de contingencias realizados, se concluye que resulta necesario tener la posibilidad de conectar el circuito existente de la línea Cardones – Diego de Almagro a ambas secciones de barra principal, modificando actual el paño de conexión mediante la incorporación de un equipo híbrido. o Debido a lo anterior, se recomienda incluir en el Plan de Expansión un equipo híbrido al paño de la actual línea Cardones – Diego de Almagro. S.E. Alto Jahuel o A partir de los análisis de cortocircuito realizados, se concluye que resulta necesario el reemplazo por nivel de corriente de la serie de interruptores: 52J3, 52JS, 52J10, 52JCE1, 52J6, 52JZ3, 52J7. Por equipos de capacidad de ruptura simétrica de al menos 50 kA. S.E. Polpaico o En caso de incluir en el plan de expansión la readecuación de la compensación serie del proyecto de la nueva línea de 500 kV Polpaico - Pan de Azúcar, en la S.E. Polpaico sería necesario incorporar obras que permitan la inclusión de estos equipos. Por lo que se recomienda la inclusión de esas obras en el Plan de Expansión condicionadas a la ejecución del proyecto de readecuación de la compensación serie de la línea. S.E. Charrúa o A partir de los análisis de cortocircuito realizados, se concluye que resulta necesario el reemplazo por nivel de corriente de la serie de interruptores: 52JT5, 52JT6, 52J23, 52J3, 52J15. Por equipos de capacidad de ruptura simétrica de al menos 50 kA. o La S.E. tendría 3 espacios disponibles para la conexión de nuevos circuitos tales como los provenientes de la S.E. Nueva Charrúa. Dada la alta congestión de líneas aéreas que entran y salen de esta subestación las acometidas podrían realizarse mediante cables de poder. S.E. Temuco o A partir de los análisis de contingencias realizados, se concluye que resulta necesario incorporar una segunda sección de barra principal en esta S.E., para evitar que una Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 126 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 falla en ella, se propague al resto de las instalaciones del SIC, originando pérdidas de consumo de clientes de la zona. Por lo anterior, se recomienda incluir este proyecto en el Plan de Expansión. S.E. Cautín o Con motivo de la acometida de la nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV, se requiere realizar ampliaciones para la llegada de los paños correspondientes, estimados para noviembre de 2021, por lo que podría ser postergadas para próximas revisiones del ETT. S.E. Ciruelos o Con motivo de la acometida de las nuevas líneas Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV (en proceso de construcción) y Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV (recomendada en la presente revisión), se requiere realizar ampliaciones para la llegada de los paños correspondientes. Las obras asociadas a la acometida del tendido del segundo circuito de la línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, debido a los plazos asociados a este tipo de obras, debe ser incorporado en la presente revisión. Por otro lado, respecto de las obras de ampliación asociadas a la acometida de la nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV, cuya entrada en servicio se esperaría para noviembre de 2021, éstas pueden ser postergadas para siguientes revisiones del ETT, sin embargo su incorporación en el Plan de Expansión motivo del presente estudio se considera conveniente, debido a las economías que se lograrían al intervenir la S.E. para la implementación conjunta de ambos proyectos. S.E. Puerto Montt o Con motivo de la acometida de la nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 kV, energizada en 220 kV, se requiere realizar ampliaciones para la llegada de los paños correspondientes, estimados para noviembre de 2021, por lo que podría ser postergadas para próximas revisiones del ETT, sin embargo su incorporación en el Plan de Expansión motivo del presente estudio se considera conveniente, debido a que actualmente se está en proceso de licitación de la línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 kV (220 kV) y además podría significar el aprovechamiento de terrenos que actualmente estarían disponibles en estas subestaciones. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 127 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 Finalmente el resumen de la recomendación de la DP con motivo de la presente revisión anual se muestra en los siguientes cuadros. Cuadro 67: Obras Troncales Recomendadas Fecha puesta servicio Obras Troncales Recomendadas Cambio de configuración de la S.E. Carrera Pinto y ampliación para dar cabida al seccionamiento del primer circuito Cardones – Diego de Almagro. (1) Seccionamiento del primer circuito Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. (2) Cambio de conductor por uno de alta capacidad (400 MVA), línea 1x220 kV Cardones – Carrera Pinto - Diego de Almagro 1x197 MVA. (3) de en Plazo constructivo VI miles de US$ Nov-17 24 meses 14,991 Nov-17 24 meses 4,443 Abr-18 - 14,426 100,537 Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV (4) Nov-21 66 meses (1) VI considera las obras para efectuar el cambio de configuración de la S.E. y las ampliaciones para recibir los paños asociados al seccionamiento del primer circuito de la nueva Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto. (2) VI considera los paños de línea para el seccionamiento en Carrera Pinto en configuración interruptor y medio. (3) Las desconexiones asociadas a los trabajos se deben efectuar luego de la entrada en operación de la nueva línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 2x220 kV. (4) Se sugiere analizar la conveniencia de definir un radio a partir del cual la llegada a las subestaciones Cautín y Ciruelos respectivamente se realice en torres de 220 kV. Adicionalmente, con motivo de las necesidades de conexión de otras obras troncales y desarrollo de largo plazo del sistema eléctrico, se han analizado expansiones en subestaciones troncales del SIC. Las obras a recomendar a partir de los análisis indicados, corresponden a los siguientes proyectos. Cuadro 68: Otras Obras Troncales Recomendadas Fecha de puesta en servicio Nov-17 Otras Obras Troncales Recomendadas Ampliación subestación Diego de Almagro 220 kV Plazo constructivo 24 meses VI miles de US$ 2,438 1,612 Ampliación subestación Cardones 220 kV Nov-17 24 meses Ampliaciones en subestación Nueva Pan de Azúcar 500 kV: Instalación de 19,196 Ene-18 (1) Compensación Reactiva Shunt (1) Ampliaciones en subestación Nueva Maitencillo 500 kV Instalación de 19,196 Ene-18 (1) Compensación Reactiva Shunt (1) Cambio de interruptores 220 kV en Subestación Alto Jahuel (52J3, 52JS, 52J10, 3,303 Ene-17 15 meses 52JCE1, 52J6, 52JZ3, 52J7) Adecuación de compensación serie Nueva línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV, 477 Ene-18 (1) incluyendo adecuaciones en Polpaico. Cambio de interruptores 220 kV en Subestación Charrúa (52JT5, 52JT6, 52J23, 52J3, 2,371 Ene-17 15 meses 52J15) 4,362 Ampliación subestación Temuco 220 kV Jul-16 18 meses Ampliación subestación Ciruelos 220 kV para recibir: 1,753 Tendido segundo circuito de la línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV May-18 24 meses Nueva línea Ciruelos - Cautín 2x500 kV (220 kV) Nov-21 (2) 24 meses 2,400 Ampliación subestación Puerto Montt 220 kV Feb-21 24 meses (1) Estas obras deben estar en servicio en conjunto con la Nueva Línea Polpaico – Pan de Azúcar 2x500 kV. (2) Se sugiere la incorporación de esta obra en el plan de expansión en conjunto con la otra obra para la S.E. Ciruelos, debido a las economías de ámbito y de oportunidad que representaría su pronta ejecución. Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 128 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 ANEXO 1 ANEXO 1 ESTUDIO DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 129 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 ANEXO 2 ANEXO 2 ESTUDIO DE LA OPERACIÓN DE LA ZONA NORTE DEL SIC PERÍODO 2014-2017 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 130 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 ANEXO 3 ANEXO 3 ESTUDIOS DE FLUJOS DE POTENCIA Y CORTOCIRCUITO SUBESTACION ALTO JAHUEL Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 131 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 ANEXO 4 ANEXO 4 ANÁLISIS DE SUBESTACIONES EXISTENTES Y OBRAS DE COMPENSACIÓN REACTIVA Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 132 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 ANEXO 5 ANEXO 5 OBRAS COMPLEMENTARIAS DESARROLLADAS Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 133 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 ANEXO 6 ANEXO 6 FLUJOS CASO SENSIBILIDAD INTERCONEXIÓN SIC - SING Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 134 - Informe Preliminar Versión 2 Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 14 de octubre de 2014 ANEXO 7 ANEXO 7 ESTIMACIÓN DE V.I PROYECTOS DE REPOTENCIAMIENTO LAS PALMAS – PAN DE AZUCAR 2X220 KV PAN DE AZUCAR – MAITENCILLO 2X220 KV SECCIONAMIENTO DE NUEVA LÍNEA PAN DE AZÚCAR-POLPAICO 2X500 Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 135 - Informe Preliminar Versión 2
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