PROPUESTA PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 2015 INFORME DE AVANCE 1 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión Dirección de Planificación y Desarrollo CDEC SIC 29 de mayo de 2015 CDEC SIC (Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central) Teatinos N°280 – Piso 12 Teléfono: (56 2) 424 6300 Fax: (56 2) 424 6301 Santiago – Chile Código Postal: 8340434 www.cdecsic.cl Estudio: Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión Rev 1 Fecha 15-05-2015 Comentario Versión Preliminar DPD 2 29-05-2015 Versión Definitiva DPD Realizó Vannia Toro B. Eduardo Esperguel G. Mauricio Olivares A. Vannia Toro B. Eduardo Esperguel G. Mauricio Olivares A. Revisó / Aprobó Deninson Fuentes del C. Deninson Fuentes del C. Gabriel Carvajal M. ÍNDICE DE CONTENIDOS 1 INTRODUCCIÓN 5 2 CONSIDERACIONES GENERALES 6 2.1 2.2 2.3 2.4 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS PLAZOS ESTIMADOS DE PROCESOS ADMINISTRATIVOS 6 7 8 9 3 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE REQUERIMINETOS DE EXPANSIÓN 10 3.1 3.2 3.3 3.4 3.4.1 3.5 DIAGNÓSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS EN SUBESTACIONES METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN ECONÓMICA MIN – MAX REGRET DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE DETERMINACIÓN DE LA EXPANSIÓN TRONCAL 10 10 12 13 13 14 4 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ANALIZADOS 15 4.1 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.2 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS DEMANDA PROYECTADA PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN 15 15 16 17 19 5 SISTEMA DE TRANSMISIÓN 23 5.1 5.2 5.3 5.4 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN 23 25 28 29 6 DIAGNÓSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL 33 6.1 6.1.1 6.1.2 6.1.3 ZONA NORTE TRAMO CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO TRAMO MAITENCILLO - CARDONES TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA – MAITENCILLO Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión 33 35 38 40 mayo de 2015 3 6.1.4 6.1.5 6.1.6 6.2 6.2.1 6.2.2 6.2.3 6.2.4 6.2.5 6.2.6 6.2.7 6.2.8 6.2.9 6.2.10 6.2.11 6.3 6.3.1 6.3.2 6.3.3 6.3.4 6.3.5 6.3.6 6.3.7 6.3.8 TRAMO NOGALES – PAN DE AZÚCAR - POLPAICO TRAMOS POLPAICO – NOGALES - QUILLOTA RESUMEN ANÁLISIS ZONA NORTE 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 S.E. ALTO JAHUEL Y S.E. POLPAICO SISTEMA ANCOA AL NORTE 500 KV TRAMO ANCOA 500/220 KV TRAMO ANCOA – COLBÚN 220 KV TRAMO COLBÚN – CANDELARIA – MAIPO – ALTO JAHUEL 220 KV TRAMO ANCOA – ITAHUE RESUMEN ANÁLISIS ZONA CENTRO ZONA SUR TRAMO CHARRÚA – ANCOA TRAMO CHARRÚA 500/200 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 RESUMEN ANÁLISIS ZONA SUR 43 46 47 49 50 50 50 51 53 56 56 57 57 58 59 60 61 63 64 65 68 69 71 73 7 ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO EN S.E. TRONCALES 74 ANEXO 1 77 ANEXO 2 78 ANEXO 3 79 ANEXO 4 80 ANEXO 5 81 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 4 1 INTRODUCCIÓN De acuerdo a la letra c) del artículo 37 bis del Decreto 291/2007, la Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) tiene como obligación prestar apoyo técnico a la DP en el cumplimiento de la función correspondiente a la revisión anual del Estudio de Transmisión Troncal (ETT). Por otro lado, anualmente la Dirección de Peajes (DP) del CDEC-SIC debe realizar, sobre la base del Informe Técnico señalado en el Artículo 91 de la ley, una propuesta a la Comisión Nacional de Energía (CNE) de las obras de Transmisión Troncal que deban realizarse o iniciarse en el período siguiente, para posibilitar el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio vigentes; o la no realización de obras en ese período. Además, podrá considerar tanto los proyectos de transmisión troncal contemplados en el Informe Técnico como los que sean presentados a la DP por sus promotores. La revisión a realizar en el presente periodo 2015, se basa en el “Informe Técnico para la determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal, Cuatrienio 2015-2018”. El Informe Técnico contiene las obras de transmisión troncal que deben ser iniciadas dentro del Período Tarifario 2015-2018, en base a los resultados del “Estudio de Transmisión Troncal”. En el presente informe se describen los análisis y conclusiones derivados de proyectar los niveles de utilización del Sistema de Transmisión Troncal (STT) 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. 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 Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio en coherencia con la evolución esperada del sistema eléctrico. Debido a que la fecha de emisión del presente documento, el informe técnico al que se hace referencia no ha sido emitido, se consideraran como obras propuestas las recomendadas por el consultor del ETT 2015-2018. Adicionalmente se realiza un análisis del estado de cumplimiento normativo de las subestaciones con instalaciones troncales, indicando los requerimientos preliminares de expansiones que normalizarían estas subestaciones. Dichos análisis se encuentran resumidos en el capítulo 7. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 5 2 CONSIDERACIONES GENERALES 2.1 Supuestos del modelo de coordinación hidrotérmica A continuación se describen los principales supuestos empleados en la modelación del problema de coordinación hidrotérmica multinodal – multiembalse considerados para representar la situación de despacho y transferencias esperados. - Se considera un período de planificación que se inicia en abril de 2015 y termina en marzo de 2035. 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 2015 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 2013/14. 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 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 6 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, 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 y SING (231 barras, 460 centrales y, 293 líneas) con los datos provenientes del modelo correspondiente al ITPN de abril de 2015. En la modelación se han considerado 10 bloques de demanda mensuales desde enero de 2019 hasta diciembre de 2028, con la finalidad de representar adecuadamente las transferencias esperadas para diversas condiciones de consumo durante el período más relevante de análisis. Además, esta representación divide las horas de día y noche, cuya finalidad es representar mejor la operación esperada de las centrales solares. Para el resto del horizonte se consideró 2 bloques mensuales, igualmente dividiendo las horas de día y noche. 2.2 Representación de centrales solares El proceso para modelar adecuadamente la generación solar se divide en dos grandes etapas, la primera corresponde a la definición de los bloques de demanda, en la cual se separan las horas de día de las hora de noche para generar un conjunto de bloques “Dia” y un conjunto de bloques “Noche”; y la segunda corresponde al método de asignación de potencia de generación solar a cada bloque para la modelación de las centrales. En la segunda etapa, la generación horaria de un perfil anual1 de central solar se relaciona a cada bloque de acuerdo a las horas correspondientes, pues se conoce cuál es la asignación de cada una de las horas del año a cada bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones horarias, el cual se separa en 6 partes de igual número de datos y posteriormente para cada uno de estos 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. Mayor detalle de la modelación se encuentra disponible en ANEXO 3. Finalmente, 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 54 hidrologías modeladas, un escenario de radiación escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios para cada tipo 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. 1 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 7 de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma forma. 2.3 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. Para efectos de la modelación eólica, para cada mes y para cada uno de sus bloques, se selecciona el conjunto de generaciones horarias una central modelo, 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 modelo2. 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”. Mayor detalle de la modelación se encuentra disponible en ANEXO 3. 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 54 hidrologías modeladas, 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, tal que cada sector comprende una zona de aproximadamente 100 kilómetros de extensión, según se muestra a continuación: 2 Para incorporara la variabilidad del viento se ha usado la estadística de la central Canela. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 8 Cuadro 1: Agrupación de centrales eólicas por sectores Sector Sector 1 Centrales EOLICO SING I EOLICO SING III Eólica IV Región 09 EOLICO SING IV VALLE VIENTOS SING EOLICO SING II Sector 2 EOLICA TALTAL Sector 3 EOL P COLORADA EOLICA CABO LEONES I MONTEREDONDO CANELA2 EOL IVREG07 PTA PALMERA EOL TALINAY PONIENTE EOL IVREG08 EOL TOTORAL TALINAY ORIENTE CHANARAL ACEITUNO EOL IVREG01 PUNTA SIERRA EOL III 02 EOL IVREG02 LOS CURUROS EOL III 03 EOL IVREG03 EL ARRAYAN EOL III 01 EOL IVREG04 EOL IV 01 CANELA EOL IVREG05 EOL IVREG06 EOLICA LEBU EOL CONCE06 Eólica Charrúa 04 EOLICA UCUQUER Eólica Charrúa 01 EOL VIII 02 EOLICA P CHOME Eólica Charrúa 02 Eólica Charrúa 03 EOLICA UCUQUER II EOL CONCE01 EOL VIII 01 EOL BUENOS AIRES EOL CONCE04 EOL CONCE05 NEGRETE CUEL Eólica Chiloé 01 EOL RENAICO Sector 6 EOL COLLIPULLI Eólica Chiloé 02 Sector 7 EOL SAN PEDRO EOL X 01 Sector 4 Sector 5 Para efecto de representar la variabilidad de una central respecto de aquellas que se encuentran alejadas geográficamente, los sectores se han construido de manera tal que las centrales eólicas pertenecientes a un mismo sector posean iguales series de ventosidad en cada una de las hidrologías. 2.4 Plazos estimados de procesos administrativos 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: 2013 E F M A M J J A S O N D 2014 E F M A M J J A S O N D HITOS DEL PROCESO Obra Ampliación 5 meses Obra Nueva 12 meses Revisión 2015 del ETT CDEC jun-15 Plan de Expansión CNE 3 meses Panel de Expertos 2 meses Decreto Ministerio de Energía dic-15 Adjudicación de la obra 4 meses Inicio de la construcción may-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 dic-16 Figura 1: Estimación de plazos para los procesos administrativos Para efectos estimar los plazo de construcción de los proyectos a evaluar se han considerado el periodo indicado por el consultor para cada caso particular. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 9 3 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS REQUERIMINETOS DE EXPANSIÓN PARA ANÁLISIS DE 3.1 Diagnóstico de la utilización esperada del sistema de transmisión En esta etapa del estudio descrito 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 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 54 despachos 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, de ventosidad y radiación solar a lo largo del horizonte de planificación. En los gráficos mencionados, además de los flujos se presentan las limitaciones de capacidad de cada tramo, identificando con línea punteada el límite asociado a las instalaciones existentes y las que se encuentran en construcción cunado corresponda (indicado en la leyenda bajo la nomenclatura sin proyecto “s-“ y “s+”), mientras que en línea roja la nueva limitación en caso de considerar el proyecto de expansión propuesto para el tramo (nomenclatura de leyenda “c-” y “c+”). Como parte del proceso anterior 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 al CDEC SIC, se determina si la posible incorporación de generación o demanda hace pertinente la definición de algún escenario alternativo de evaluación. 3.2 Estudios de limitaciones de transmisión La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones por capacidad térmica de las líneas, transformadores u otros elementos serie del sistema de transmisión, además de las eventuales limitaciones por estabilidad y regulación de tensión de acuerdo a las exigencias contenidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 10 A partir de las simulaciones realizadas con el modelo de coordinación hidrotérmica se determinan los tramos del sistema troncal que superarían sus capacidades 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, obteniéndose así las limitaciones para los casos con y sin proyecto de expansión. En términos generales, para cada uno de los tramos de transmisión se seleccionan escenarios de despacho y demanda que impliquen condiciones de operación exigentes para el tramo y/o su entorno, para lo cual se identifican aquellos escenarios 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 de Seguridad y Calidad de Servicio, 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 (en caso de ser posible) 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 que la transferencia determinada cumpla con el criterio de seguridad N-1 y las demás exigencias contenidas en la NTSyCS, se simulan contingencias de severidad 4, 8 y 93 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG que no sean supervisados por frecuencia o tensión) y su entorno, 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 determina la transferencia máxima que cumpla con el criterio de estabilidad de tensiones y con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma para estado normal (pre contingencia) o de alerta (post contingencia), según corresponda. Las limitaciones de transmisión obtenidas por la aplicación de contingencias de severidad 9 se encuentran en proceso de implementación, por lo que se incorporarán en forma paulatina, considerando prioritariamente aquellas de mayor impacto en la definición de los límites. 3 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 11 3.3 Metodología de análisis de requerimientos en subestaciones Con el fin de revisar el cumplimiento de los estándares de suficiencia y seguridad de las subestaciones con instalaciones troncales del SIC, se realiza un recorrido por las instalaciones del STT a fin de verificar el cumplimiento normativo de cada subestación, y con ello realizar un diagnóstico que permita detectar los posibles requerimientos de obras de expansión. Para cada subestación se verifica el estado de cumplimiento respecto de las exigencias normativas resumidas en el Cuadro 2, utilizando como antecedentes la información enviada al CDEC SIC por los coordinados, los planes de obras en ejecución fijadas en los decretos de expansión correspondientes, visitas técnicas a algunas subestaciones que en el análisis preliminar aparecieron con incumplimientos normativos y análisis eléctricos. Conjuntamente con lo anterior, se revisan las propuestas de normalización contenidas en el ETT 2015-2018. Cuadro 2: Resumen de Exigencias de Diseño para la Planificación y Normalización de Subestaciones en el STT 1 Mantención Interruptores 3-24, II) de (Artículo 2 Secciones de Barra (Artículo 3-24, II) 3 Configuración Transformadores (Artículo 3-24, III) 4 Conexiones en STT (Artículo 3-24, IV) 5 Planificación STT (Artículo 5-5 y Artículo 17 ) 6 Excepciones Conexiones al Troncal. (Artículo 10-18 ) “…Configuración de barras suficiente para que cada interruptor asociado a líneas, transformadores u otros equipos, de manera que dichas instalaciones queden en operación durante el mantenimiento del interruptor asociado a ellas…” “…el número de secciones de barra, deberá ser tal que la falla de severidad 9 en ellas pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas…” “…Para subestaciones existentes se deberá verificar que la falla de severidad 8 pueda ser controlada sin propagarse a otras instalaciones no falladas, admitiendo la utilización de Recursos Generales y Especiales de Control de Contingencias…” “…los Coordinados que exploten transformadores de poder deberán disponer de transformadores de reserva, propios o de terceros, energizados o desenergizados, tal que en caso de falla permanente de uno de los transformadores … que implique restricciones al suministro de clientes regulados …, se pueda normalizar la operación… antes de 96 horas ….” “…En el caso de subestaciones de transformación de tensión primaria mayor a 200 [kV] y tensión secundaria superior a 60 [kV] que enmallan sistemas, deberán contar con un número de transformadores tal que la falla de severidad 8 en uno de ellos pueda ser controlada sin propagarse…” “…conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT, corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de la línea, la cual debe cumplir con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de barras de subestaciones del presente artículo.…” La planificación para el desarrollo del SI deberá ser realizada aplicando el Criterio N1. En los estudios de planificación, la aplicación del Criterio N-1 sólo podrá utilizar recursos EDAC, EDAG o ERAG supervisados por frecuencia o por tensión. No se aplicará el Artículo 3-24 numeral IV aquellas instalaciones que se hayan declarado en construcción con posterioridad a la entrada en vigencia de la NTSyCS y hasta el 31 de diciembre de 2014. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 12 3.4 Metodología de evaluación económica En la etapa siguiente al diagnóstico de utilización esperada por tramo, se llevan a cabo las evaluaciones económicas de pertinencia de recomendación de los proyectos (las cuales se presentarán en las siguientes versiones del presente informe). 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. 3.4.1 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 3.4. 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. 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 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 13 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. Metodología Tramo Congestionado Escenarios Gx-Dx relevantes Escenario Base Proyecto Escenario Alternativo Simulación Evaluación económica Con Proyecto VAN Sin Proyecto = Decisión Se Recomienda signo + Con Proyecto - NO se Recomienda ≠ signo Sin Proyecto VAN Análisis de Mínimo arrepentimiento Figura 2: Metodología de decisión de evaluación económica 3.5 Diagrama de Flujo del proceso de determinación de la expansión troncal En la Figura 3 se muestra mediante una representación esquemática, las distintas etapas que constituyen el proceso con el cual la DPD define la recomendación de expansión de la transmisión troncal. Análisis de escenarios Gx-Dx Análisis de Alternativas de Expansión Proceso Iterativo Simulación de la operación en el Largo Plazo (20 años) Obtención de escenarios de operación para análisis • • • • • • Catastro de Proyectos Proyección Demanda Plan de Obras Tx, Gx Costo Variable Combustibles Variabilidad eólica, solar, hidráhulica Programa de mantenimiento Estudios de Limitaciones de Transmisión (DisgSilent) Verificación cumplimientos NTSyCS Simulación de operación del sistema (Software PLP) Flujos proyectadas por Tramo Troncal Diagnóstico de utilización esperada (54 Condiciones hidrológicas, viento y sol) Detección de Tramos Congestionados Proyectos de Expansión Soluciones de Expansión Informe Técnico CNE Propuesta Empresas Desarrollos DPD Plazos estimados de construcción Restricciones operativas de trabajos Características técnicas 01/06/2015 Evaluaciones económicas de soluciones Obtención costos de operación casos con y sin proyectos Valorización de proyectos Análisis de mínimo arrepentimiento Cálculo de VAN por escenarios Decisión de Recomendación Figura 3: Diagrama de flujo recomendación de la expansión troncal Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 14 4 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 del posible impacto agregado de estos proyectos y sus potenciales efectos sobre las obras de expansión, se ha considerado la elaboración de un escenario base y dos escenarios alternativos. i. Escenario Base El plan de obras de generación para el caso base considera el plan de expansión de Generación definido en el Informe Técnico de Precio de Nudo de Abril 2015 (Cuadro 7) ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DPD y los nuevos proyectos informados como en construcción de acuerdo a las resoluciones CNE y las obras de generación incorporadas para el periodo de relleno. ii. Escenario zona norte (Escenario Nº1) El escenario alternativo zona norte se toma como supuesto que se materializan proyectos ERNC y mineros que han sido informados a la DPD para efectos del catastro público de generación y consumo, los cuales suman aproximadamente 960 MW de potencia de generación instalada ubicados entre las subestaciones Diego de Almagro y Las Palmas. Para efectos de compensar la potencia incorporada en la base de modelación se eliminan algunas de las centrales indicativas del ITPN por un total de 400 MW de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 7 y se incorporan al modelo los proyectos mineros del Cuadro 6, los cuales adicionan 250 MW de consumo concentrados en S.E. Carrera Pinto y S.E. Punta Colorada. iii. Escenario zona sur (Escenario nº2) En este escenario se incorporan al plan de obras las centrales eólicas informadas a la DPD al sur de Charrúa con un total aproximado de 1400 MW, los cuales se encuentran distribuidos principalmente entre Charrúa y Cautín y más al sur entre Valdivia y Puerto Montt. Para mantener un equilibrio potencia instalada y demanda proyectada se considera que las centrales incorporadas reemplazan algunas de las centrales eólicas indicativas en el ITPN por un total de 750 MW y adicionalmente se desplaza la puesta en servicio de las centrales Carbón 1 VIII región y Carbón 2 IV Región de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 7. 4.1 Previsión y representación de la demanda 4.1.1 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 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 15 abril de 2015 y marzo de 2035, 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 dos o diez bloques mensuales de acuerdo a lo indicado en el capítulo 2.1. Para determinar los consumos del período 2015-2030, se han considerado las tasas de crecimiento zonales definidas en el Informe Técnico de Precios de Nudo Definitivo de la CNE de Abril de 2015. 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 DPD 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 a través del catastro de proyectos que debe mantener la DPD, el estado de avance, de tal forma de verificar si cumplen con los requisitos para ser considerados como desarrollo efectivo o proyectan estarlo en el corto plazo. 4.1.2 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 4 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 del SIC 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. 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. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 16 4.1.3 Demanda proyectada A continuación se presentan las tasas de crecimiento y las energías utilizadas para la previsión de demanda del SIC, correspondientes a las del ITPN abril 2015: Proyección Total de consumos SIC 6.0% 2035 2033 2034 2031 2032 2029 2030 2027 2028 2025 2026 2023 2024 0.0% 2021 0 2022 1.0% 2019 2.0% 20,000 2020 40,000 2017 3.0% 2018 4.0% 60,000 2015 5.0% 80,000 2016 100,000 Tasa de Crecimiento [%] 120,000 Energía [GWh] Cuadro 3: Previsión Total de Consumo del SIC Año Total (GWh) Crecimiento 2015 50,157 2016 52,606 5.3% 2017 55,375 5.2% 2018 58,271 4.9% 2019 61,133 4.5% 2020 63,912 4.6% 2021 66,850 4.2% 2022 69,658 4.1% 2023 72,492 4.0% 2024 75,386 3.8% 2025 78,274 3.5% 2026 80,984 3.4% 2027 83,772 3.4% 2028 86,643 3.3% 2029 89,535 3.3% 2030 92,526 3.3% 2031 95,619 3.3% 2032 98,816 3.3% 2033 102,122 3.3% 2034 105,541 3.3% 2035 109,075 3.3% Figura 4: 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 4: Previsión de consumo industrial del SIC Proyección de consumo Industrial SIC 50,000 8.00% 45,000 6.00% 35,000 30,000 5.00% 25,000 4.00% 20,000 3.00% 15,000 2.00% 10,000 2035 2034 2033 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 2023 2022 2021 2020 2019 0.00% 2018 1.00% 0 2017 5,000 Tasa de Crecimiento [%] 7.00% 40,000 2016 Crecimiento 7.00% 7.43% 7.26% 6.39% 5.44% 5.70% 5.00% 4.68% 4.48% 4.08% 3.19% 3.14% 3.10% 2.88% 2.89% 2.89% 2.89% 2.89% 2.89% 2.89% 2015 Total (GWh) 18,444 19,736 21,203 22,742 24,196 25,513 26,967 28,316 29,641 30,970 32,234 33,263 34,309 35,373 36,393 37,443 38,524 39,636 40,780 41,958 43,170 Energía [GWh] Año 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Figura 5: Proyección Industrial de consumo SIC Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 17 Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para el escenario base son los siguientes: Cuadro 5: Previsión de Consumo Regulado por zona 2015 2,114,768 3,458,261 1,873,936 3,826,562 Energía [MWh] Tasa Tasa Tasa 1,679,358 TOTAL Energía [MWh] Austral Energía [MWh] Sur Energía [MWh] Tasa 18,759,230 Tasa Concepción Energía [MWh] Itahue Energía [MWh] Tasa Centro Energía [MWh] Norte Tasa Año 31,712,115 2016 4.40% 2,207,818 3.60% 19,434,562 3.70% 3,586,217 3.70% 1,741,494 3.70% 1,943,271 3.40% 3,956,665 3.65% 32,870,027 2017 4.30% 2,302,754 3.90% 20,192,510 4.10% 3,733,252 4.00% 1,811,153 4.00% 2,021,002 3.90% 4,110,975 3.96% 34,171,647 2018 4.30% 2,401,773 3.90% 20,980,018 4.10% 3,886,315 4.10% 1,885,411 4.10% 2,103,863 3.90% 4,271,303 3.97% 35,528,683 2019 4.20% 2,502,647 3.90% 21,798,239 4.10% 4,045,654 4.10% 1,962,713 4.10% 2,190,121 3.90% 4,437,884 3.96% 36,937,258 2020 4.20% 2,607,759 3.90% 22,648,370 4.10% 4,211,526 4.10% 2,043,184 4.00% 2,277,726 3.90% 4,610,961 3.96% 38,399,526 2021 4.00% 2,712,069 3.80% 23,509,008 4.00% 4,379,987 4.10% 2,126,954 4.00% 2,368,835 3.80% 4,786,178 3.86% 39,883,032 2022 3.90% 2,817,840 3.60% 24,355,332 3.90% 4,550,807 3.90% 2,209,906 3.80% 2,458,851 3.40% 4,948,908 3.66% 41,341,643 2023 3.80% 2,924,917 3.60% 25,232,124 3.90% 4,728,288 3.90% 2,296,092 3.80% 2,552,287 3.40% 5,117,171 3.65% 42,850,880 2024 3.80% 3,036,064 3.60% 26,140,481 3.90% 4,912,691 3.90% 2,385,639 3.80% 2,649,274 3.40% 5,291,154 3.65% 44,415,305 2025 3.90% 3,154,471 3.60% 27,081,538 3.90% 5,104,286 3.90% 2,478,679 3.80% 2,749,947 3.40% 5,471,054 3.66% 46,039,975 2026 3.80% 3,274,341 3.60% 28,056,473 3.90% 5,303,354 3.90% 2,575,348 3.80% 2,854,445 3.40% 5,657,069 3.65% 47,721,030 2027 3.80% 3,398,766 3.60% 29,066,506 3.90% 5,510,184 3.90% 2,675,786 3.80% 2,962,914 3.40% 5,849,410 3.65% 49,463,566 2028 3.80% 3,527,919 3.60% 30,112,901 3.90% 5,725,081 3.90% 2,780,142 3.80% 3,075,504 3.40% 6,048,290 3.65% 51,269,837 2029 3.80% 3,661,980 3.60% 31,196,965 3.90% 5,948,360 3.90% 2,888,568 3.80% 3,192,374 3.40% 6,253,932 3.65% 53,142,177 2030 3.80% 3,801,135 3.60% 32,320,056 3.90% 6,180,346 3.90% 3,001,222 3.80% 3,313,684 3.40% 6,466,565 3.65% 55,083,007 2031 3.80% 3,945,578 3.60% 33,483,578 3.90% 6,421,379 3.90% 3,118,270 3.80% 3,439,604 3.40% 6,686,428 3.65% 57,094,837 2032 3.80% 4,095,510 3.60% 34,688,987 3.90% 6,671,813 3.90% 3,239,882 3.80% 3,570,309 3.40% 6,913,767 3.65% 59,180,267 2033 3.80% 4,251,139 3.60% 35,937,790 3.90% 6,932,014 3.90% 3,366,237 3.80% 3,705,980 3.40% 7,148,835 3.65% 61,341,996 2034 3.80% 4,412,683 3.60% 37,231,551 3.90% 7,202,362 3.90% 3,497,521 3.80% 3,846,808 3.40% 7,391,896 3.65% 63,582,819 2035 3.80% 4,580,365 3.60% 38,571,887 3.90% 7,483,254 3.90% 3,633,924 3.80% 3,992,986 3.40% 7,643,220 3.65% 65,905,636 Proyección de Demanda de Energía Regulados 60,000,000 50,000,000 Energía [MWh] 40,000,000 30,000,000 20,000,000 10,000,000 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral Figura 6: Proyección de demanda consumos regulados SIC De acuerdo a la información recibida se han incluido los siguientes proyectos: Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 18 Cuadro 6: Proyectos de Consumo (MW) Consumo Estimado [MW] Proyecto Punto de Conexión Caserones Minero PColorada Maitencillo 220 kV Inca de Oro Carrera Pinto Dominga Punta Colorada Punta Colorada 220 kV Fecha Inicial Fecha Final Ene-2016 Ene-2018 Ene-2019 Ene-2018 Dic-2018 Ene-2019 Mar-2035 Dic-2018 Mar-2035 Mar-2035 Dic-2018 Mar-2035 TOTAL Escenario Base 150 95 117 362 Escenario 1 Escenario2 150 95 117 50 20 195 627 150 95 117 362 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. 4.2 Plan de obras de Generación El Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo de Abril de 2015 (ITPN) establece un plan de obras de generación que contempla la instalación de 7330 MW entre abril 2015 y diciembre de 2030, de los cuales 2866 MW están en construcción y 4464 MW corresponden al plan indicativo, los cuales se consideran como base. El plan de obras de generación considera el plan de expansión de generación definido en el ITPN de Abril 2015 ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DPD. Cabe hacer notar que el horizonte considerado (2015-2035) es superior al del ITPN (2015-2030), por lo que se han adicionado a las obras de generación en construcción e indicativas, centrales de medios de generación convencionales y no convencionales. Lo anterior se detalla en el Cuadro 7. Cuadro 7: Plan de obras de generación modelado Central En Construcción Río Picoiquén El Pilar Los Amarillos Lalackama Etapa II La Montaña I El Paso Los Guindos Papeles Cordillera S.A Conejo Etapa I Luz del Norte Etapa I Itata Malalcahuello Carilafquén Luz del Norte Etapa II Doña Carmen CMPC Tissue Chaka Etapa I Chaka Etapa II Quilapilun Pampa Solar Norte Guanaco Solar Luz del Norte Etapa III Guacolda V Carrera Pinto Luz del Norte Etapa IV Potencia [MW] 19.2 3 16.3 3 60 132 50 108 36 20 9.2 19.8 38 66.5 5 23 27 110 90.6 50 36 139 97 31 Barra Charrúa 220 Diego de Almagro 110 Paposo 220 Itahue 154 Tinguiririca 154 Charrúa 220 Florida 110 Diego de Almagro 220 Carrera Pinto 220 Chillan 154 Cautín 220 Cautín 220 Carrera Pinto 220 Doña Carmen 220 Melipilla 220 Diego de Almagro 110 Diego de Almagro 110 Los Maquis 220 Paposo 220 Diego de Almagro 110 Carrera Pinto 220 Maitencillo 220 kV Carrera Pinto 220 Carrera Pinto 220 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión Escenario Base abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 may-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 ago-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 oct-15 nov-15 nov-15 dic-15 dic-15 ene-16 Escenario 1 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 may-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 ago-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 oct-15 nov-15 nov-15 dic-15 dic-15 ene-16 Escenario 2 abr-15 abr-15 abr-15 abr-15 may-15 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 jul-15 jul-15 jul-15 jul-15 ago-15 sep-15 sep-15 sep-15 sep-15 oct-15 nov-15 nov-15 dic-15 dic-15 ene-16 mayo de 2015 19 Indicativo Escenario 1 (*) Escenario 2 (*) Valleland Renaico PFV Olmué Los Buenos Aires Río Colorado Ancoa Pelícano Ñuble CTM-3 Alto Maipo - Central Las Lajas Alto Maipo - Central Alfalfal II Los Cóndores CH San Pedro Hidroeléctrica VII Región 02 Central Des.For. VIII Región 01 Hidroeléctrica VII Región 03 Eólica IV Región 02 Eólica Concepción 04 Geotermica Calabozo 01 Central Des.For. VII Región 01 Solar Cardones 02 Solar Diego de Almagro 02 Solar Cardones 03 Eólica IV Región 09 Eólica IV Región 01 Eólica Concepción 01 Central Des.For. VII Región 02 Solar Diego de Almagro 03 Eólica Charrúa 02 Eólica Chiloé 02 Solar Carrera Pinto 03 Carbón VIII Región 01 Grupo MH X Región 01 Eólica Charrúa 04 Solar Carrera Pinto 04 Carbón Pan de Azúcar 03 Solar Diego de Almagro 01 Hidroeléctrica VIII Región 03 Solar Ovalle 01 Carbón Maitencillo 02 Hidroeléctrica VIII Región 02 Eólica Charrúa 01 Solar Diego de Almagro 05 Eólica Charrúa 03 Solar Diego de Almagro 06 Solar Carrera Pinto 01 Eólica Chiloé 01 Solar Carrera Pinto 02 PV Abasol PV Domeyco PV El Romero La Gorgonia PV Luz De Oro PV Solar_Andino Pedernales Camarico Toplan Aurora PE Piñón Blanco PE Campo Lindo PE Trigales PE San Gabriel PE Malleco Llanquihue PE Starkerwind Neltume 67.4 88 144 24 15 27 100 136 251 267 264 150 144 20 9 20 50 50 40 15 100 100 100 50 50 50 10 100 100 100 200 400 60 100 300 400 300 20 100 400 20 100 250 250 300 100 100 100 61.5 60 196 40 250 150 162 39 144 192 168 145 142 201 270 74 106 490 Cardones 220 Temuco 220 Olmué 220 Charrúa 154 Loma Alta 220 Ancoa 220 Pelicano 220 Ancoa 220 Los Changos 220 Florida 110 Los Almendros 220 Ancoa 220 Ciruelos 220 Ancoa 220 Arauco 66 Ancoa 220 Pan de Azúcar 110 Concepción 220 Calabozo 220 Itahue 154 Cardones 220 Diego de Almagro 220 Cardones 220 Pan de Azúcar 220 Pan de Azúcar 220 Concepción 220 Itahue 154 Diego de Almagro 220 Nueva Charrúa 220 Puerto Montt 220 Carrera Pinto 220 Charrúa 500 Puerto Montt 500 Nueva Charrúa 220 Carrera Pinto 220 Pan de Azúcar 220 Diego de Almagro 220 Charrúa 220 Carrera Pinto 220 Maitencillo 220 Charrúa 220 Nueva Charrúa 220 Diego de Almagro 220 Nueva Charrúa 220 Diego de Almagro 220 Carrera Pinto 220 Puerto Montt 220 Carrera Pinto 220 Maitencillo Maitencillo Pta Colorada Las Palmas Diego de Almagro Carrera Pinto Diego de Almagro Las Palmas Mulchén Rahue Duqueco Charrúa Mulchén Duqueco Mulchén Rahue Rahue Ciruelos ene-16 ene-16 mar-16 mar-16 jun-16 jun-16 jul-16 jul-17 ene-18 feb-18 may-18 dic-18 jul-20 oct-19 jul-21 ene-22 ene-22 jul-22 ene-23 ene-23 ene-24 jul-24 dic-24 dic-24 ene-25 ene-25 ene-25 jul-25 jul-25 jul-25 sep-25 abr-26 ene-27 ene-27 ago-27 ene-28 ene-28 mar-28 mar-28 dic-28 ene-29 ene-29 feb-29 feb-29 oct-29 ene-30 ene-30 dic-30 ene-31 ene-16 ene-16 mar-16 mar-16 jun-16 jun-16 jul-16 jul-17 ene-18 feb-18 may-18 dic-18 jul-20 oct-19 jul-21 ene-22 ene-22 jul-22 ene-23 ene-23 ene-24 jul-24 ene-24 dic-24 ene-25 ene-25 ene-25 jul-25 jul-25 jul-25 sep-25 abr-26 ene-27 ene-27 ago-27 ene-28 mar-28 mar-28 dic-28 ene-29 ene-29 feb-29 feb-29 oct-29 ene-30 dic-30 mar-16 sep-16 sep-16 dic-16 mar-18 jul-18 jul-18 jul-18 ene-31 ene-16 ene-16 mar-16 mar-16 jun-16 jun-16 jul-16 jul-17 ene-18 feb-18 may-18 dic-18 jul-20 oct-19 jul-21 ene-22 ene-22 jul-22 ene-23 ene-23 ene-24 jul-24 ene-24 dic-24 ene-25 ene-25 ene-25 jul-25 sep-25 ene-27 ago-27 ene-28 ene-28 mar-28 mar-28 dic-30 ene-29 feb-29 oct-29 ene-30 dic-30 feb-16 sep-16 oct-16 dic-16 jun-17 jun-17 dic-17 ene-19 feb-19 ene-23 (*) El punto de conexión de las centrales incorporadas en los escenarios alternativos, corresponde a ubicaciones referenciales. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 20 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. De acuerdo a lo indicado en la ley este aumento progresivo se aplicará de tal manera que los retiros afectos a la obligación al año 2015 deberán cumplir con el 5,5%, los del año 2016 con el 6% y así sucesivamente hasta alcanzar el año 2024 el 10%, para los contratos celebrados con posterioridad al 31 agosto de 2007 y con anterioridad al 1 de julio de 2013. Para los contratos firmados con posterioridad al 1 de julio de 2013, la obligación aludida será del 5% al año 2013, con incrementos del 1% a partir del año 2014 hasta llegar al 12% el año 2020, e incrementos del 1,5% a partir del año 2021 hasta llegar al 18% el año 2024, y un incremento del 2% al año 2025 para llegar al 20% el año 2025. Cuadro 8: Estimación % de ERNC requerido 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 5.5% 6.1% 6.8% 7.5% 8.2% 9.5% 11.0% 14.1% 15.9% 17.2% 18.2% 18.3% 18.5% 18.6% Cuadro 9: Obras de Generación incorporadas en el período de relleno SIC Central Solar III 02 Barra Cardones220 Potencia [MW] 196 Escenario Base ene-30 Escenario 1 ene-30 Escenario 2 ene-30 Carbón Maitencillo 03 Hidro VII Región Carbón Ancoa Solar III 03 Eol III 02 Maitencillo 220 Ciruelos 220 Ancoa 220 Maitencil220 PColorada220 370 490 375 114 184.8 abr-30 ene-31 ene-31 abr-31 jul-31 abr-30 ene-31 ene-31 abr-31 jul-31 abr-30 ene-23 ene-31 abr-31 jul-31 Eol III 01 Eol VIII 01 Eol X 01 Solar III 04 Eol III 03 Hidro X Región Carbón Charrúa Maitencil220 Charrua220 NvaPMontt220 Cardones220 Maitencil220 Pichirro 220 Nva_Charrua500 235 266 192 100 204 400 600 oct-31 ene-32 may-32 ago-32 sep-32 ene-33 abr-33 oct-31 ene-32 may-32 ago-32 sep-32 ene-33 abr-33 oct-31 ene-32 may-32 ago-32 sep-32 ene-33 abr-33 Eol VIII 02 Solar V 01 Eol IV 01 Solar III 01 Solar RM 01 Charrua220 Quillota220 PColorada220 CPinto220 Polpaico220 184 100 128 200 120 ago-33 abr-34 ene-35 sep-35 oct-29 ago-33 abr-34 ene-35 sep-35 oct-29 ago-33 abr-34 ene-35 sep-35 oct-29 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 2030. Las centrales en construcción e indicativas modeladas para el SING en todos los escenarios son las siguientes: Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 21 Cuadro 10: Obras de Generación incorporadas SING Proyecto Fecha Inicio Barra Potencia (MW) Jama (ex - San Pedro III) Pular (ex - San Pedro IV) Paruma (ex - San Pedro I) mar-15 oct-15 oct-15 A110 A110 A110 30 24 17 Andes Solar may-15 Andes220 21 Arica Solar 1 (Etapa I) sep-15 Parinacota220 18 Arica Solar 1 (Etapa II) Lascar (ex - San Pedro II) Salín (ex - Calama Sur) sep-15 ene-16 ene-16 Parinacota220 A110 Calama110 22 30 30 Uribe Solar Quillagua I nov-15 dic-15 Esmeralda220 Crucero220 50 23 Atacama I Quillagua II mar-17 abr-16 Encuentro220 Crucero220 100 27 Cochrane U1 may-16 Encuentro220 236 Bolero I (ex - Laberinto I) Finis Terrae may-16 jun-16 Laberinto220 Encuentro220 42 138 Huatacondo Blue Sky 2 Bolero II (ex - Laberinto II) Kelar Cochrane U2 jul-16 ago-16 oct-16 oct-16 oct-16 Lagunas220 Encuentro220 Laberinto220 Kapatur220 Encuentro220 98 51 104 517 236 Blue Sky 1 Quillagua III Cerro Dominador oct-16 feb-17 dic-15 Encuentro220 Crucero220 Encuentro220 34 50 110 Irruputuncu Solar SING I jun-21 mar-22 Collahuasi220 Lagunas220 50 150 Eólico SING I Solar SING IV Solar SING II Eólico SING II Eólico SING IV Tarapacá I Solar SING III ene-23 ene-23 ene-24 sep-24 ene-25 ene-27 jul-27 Laberinto220 Encuentro220 PozoAlmonte220 Lagunas220 ElAbra220 Tarapaca220 Laberinto220 200 150 150 200 200 300 200 Solar SING V Mejillones I Eólico SING III Mejillones III Eólico SING V mar-28 jun-28 jul-28 dic-29 ene-30 Calama110 Chacaya220 ElAbra220 Chacaya220 Encuentro220 75 350 300 380 300 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 7, el Cuadro 9 y el Cuadro 10 han sido consideradas en el análisis. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 22 5 SISTEMA DE TRANSMISIÓN En los análisis realizados se consideraron los proyectos del transmisión en el Sistema Troncal actualmente en construcción, adjudicados y/o por adjudicar, que son modelados en el programa de coordinación hidrotérmica de acuerdo a lo establecido en el Estudio de Transmisión Troncal del cuatrienio 2015-2018, 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, el decreto de expansión N° 201 del 2 de junio de 2014 y el decreto de expansión N°158 de abril de 2015 (desde el Cuadro 12 al Cuadro 17). Las fechas de entrada de estos proyectos corresponden a las mejores estimaciones con que cuenta la DPD abril de 2015 a partir de las respuestas a las solicitudes sobre el estado de avance de las obras de transmisión y la información remitida con motivo del catastro público que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007). 5.1 Obras de transmisión troncal decretadas A continuación se detallan las obras que se encuentran decretadas o bien en construcción. Cuadro 11: Obras de Transmisión Troncal en construcción a agosto de 2014. Fecha de Entrada Obra Capacidad [MVA] jun-2015 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito. 1x1732 (35° C, c/sol) Cuadro 12: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 115 del 2 de mayo de 2011 Fecha estimada Obra Capacidad [MVA] de entrada oct-2015 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I 750 sep-2015 Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV: tendido primer circuito 1 x 290 ene-2018 Nueva Línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV 2 x 1500 ene-2018 Nueva Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV 2 x 1500 ene-2018 Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV 2 x 1500 feb-2018 Nueva Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: tendido primer circuito 1 x1400 may-2018 Nueva Línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV: tendido primer circuito 1 x 290 Cuadro 13: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 116 del 2 de mayo de 2011 Fecha estimada de Obra entrada may-2015 Ampliación de la S/E Ciruelos: Barra de Transferencia y Paño Acoplador 220 kV jun-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Diego de Almagro may-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Los Vilos Cuadro 14: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 82 del 24 de marzo de 2012 Fecha estimada de entrada Obra Capacidad [MVA] jun-2015 Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV 750 oct-2018 Nueva Línea Rapel – A.Melipilla 1x220 kV 1 x290 oct-2018 Nueva Línea Lo Aguirre – A.Melipilla 2x220 kV. Tendido un circuito 1 x 290 Cuadro 15 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 310 del 8 de agosto de 2013 Fecha estimada Obra Capacidad [MVA] de entrada Feb-2016 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: segundo circuito. 1x1732 (35° C, Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 23 c/sol) Ene-2017 Feb-2018 ene-2018 abr-2016 abr-2015 jul-2015 jul-2015 jul-2015 nov-2015 sep-2015 ene-2016 oct-2017 oct-15 oct-15 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 1x750 1x750 Cuadro 16: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 201 del 2 de junio de 2014 Fecha estimada de entrada feb-2017 ene-2017 dic-2016 mar-2017 mar-2017 mar-2017 may-2018 feb-2017 jul-2018 feb-2021 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 Capacidad [MVA] 1x290 1x260 1x290 2x1500 Cuadro 17: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 158 del 22 de abril de 2015 Fecha estimada de entrada oct-17 oct-17 mar-18 abr-17 oct-17 oct-17 oct-17 oct-17 oct-17 oct-17 Jul-17 may-18 Obra Ampliación S.E. Carrera Pinto 220 kV Seccionamiento del circuito 1 Cardones – Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto Aumento de capacidad Línea 1x220 kV Cardones – Carrera Pinto - Diego de Almagro Ampliación S.E. San Andrés 220 kV Ampliación S.E. Cardones 220 kV Cambio de Interruptores 53J y 52J10 en S.E. Alto Jahuel 220 kV Cambio de Interruptores 52JS, 52JCE1,52J6, 52JZ3 y 52J7 en S.E. Alto Jahuel Cambio de Interruptores 52JT5, 52JT6 y 52J15 en S.E. Charrúa 220 kV Cambio de Interruptores 52J23, 52J3 en S.E. Charrúa 220 kV Nueva Subestación seccionadora Puente Negro 220 kV Ampliación S.E. Temuco 220 kV Subestación seccionadora Nueva Diego de Almagro Nueva línea 2x220 kV entre S.E. Nueva Diego de Almagro – Cumbres y Banco de Nov-19 Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV Ene-18 Nueva Línea 2x220 kV, 1500 MW entre S.E. Los Changos y S.E. Kapatur (*) Nueva Línea 2x500 kV, 1500 MW entre S.E. Los Changos y S.E. Nueva Crucero Encuentro, Bancos Ene-20 de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en S.E. Nueva Crucero Encuentro y Banco de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S.E. Los Changos. (*) (*) Estos proyectos corresponden a la denominada “Obra Nueva de Interconexión Troncal SIC-SING” Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión Capacidad [MVA] 400 600,1x750 mayo de 2015 24 Adicionalmente, en el Plan de Expansión correspondiente al decreto 158-2015 se indicó que el proyecto “Sistema de Transmisión 500 kV, Mejillones – Cardones” de la empresa Transmisión Eléctrica del Norte S.A. (TEN) debía cumplir ciertas exigencias para que fuera efectivo el desarrollo de la obra de interconexión entre los sistemas SIC y SING indicada en la tabla anterior. De no cumplirse las condiciones referidas, la obra de interconexión entre los sistemas eléctricos a desarrollar corresponderá a una Nueva Línea de Interconexión Nueva Cardones – Nueva Crucero Encuentro HVDC en ± 500 kV, entre la S.E. Nueva Cardones y la S.E. Nueva Crucero Encuentro, con sus estaciones conversoras correspondientes. De esta forma, al ser la obra de interconexión en HVAC el proyecto por defecto en el plan, se ha considerado pertinente suponer la ejecución de aquel y de la obra de la empresa TEN con las condiciones descritas en el decreto, incluyendo su puesta en servicio de acuerdo a lo indicado en el Cuadro 23. 5.2 Proyectos de transmisión i. Proyectos del Plan Cuadrienal A continuación se describen las obras incorporadas en el Informe del consultor de ETT cuadrienio 2015-2018, las cuales se considerarán preliminarmente 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 y las fechas estimadas de inicio de los procesos de adjudicación (Figura 1) como consecuencia de la presente propuesta. Cuadro 18: Proyectos de transmisión del plan cuadrienal Fecha estimada de puesta en servicio Proyecto Tipo VI ref MUS$ AVI ref MUS$ COMA ref MUS$ Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Cardones 290 Obra 16460 1611 316 [MVA], tendido de un circuito Nueva Rediseño de nueva línea 2x500 [kV] Nueva Cardones – Nueva Maitencillo 809 158 Jun-18 – Nueva Pan de Azúcar – Polpaico para aumentar capacidad a 1700 Ampliación 8276 [MVA](*) Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don 9905 1970 Jun-19 Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar Ampliación 102637 capacidad a 520 [MVA] Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 Obra 126241 12353 2423 Ene-22 [MVA], tendido de un circuito Nueva Seccionamiento segundo circuito línea 2x500 [kV] Polpaico – Alto Jahuel 1309 256 Jun-18 Ampliación 13380 en Lo Aguirre Nuevo banco de autotransformadores 500/220 [kV] 3x250 [MVA] en Obra 25290 2440 485 Jun-18 subestación Lo Aguirre Nueva Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 2500/1500 [MVA], tendido de Obra 115044 11257 2208 Ene-22 dos circuitos energizados en 220 [kV] Nueva Ene-22 Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], tendido de Obra 80404 7760 1543 un circuito energizado en 220 [kV] Nueva Ene-23 Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA], tendido Obra 85744 8390 1646 de un circuito energizado en 220 [kV] Nueva (*) De acuerdo a los señalado en las bases de licitación del proyecto Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Cardones – Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar – Polpaico (Bases R. EXTA. N° 368 01-06-2012) y las respectivas circulares aclaratorias, la capacidad de diseño de las línea y sus compensaciones serie es de 1700 MW, por lo tanto no se considerará esta obra como una ampliación, sino como una condición base de la línea. Ene-21 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 25 ii. Proyectos presentados por empresas promotoras a. Proyectos de expansión En el Cuadro 19 se listan los proyectos presentados a la DPD como propuestas de expansión troncal con motivo de la Revisión 2015 del ETT, En las siguientes versiones del presente estudio, se evaluará la pertinencia de incorporarlos en la recomendación de expansión del STT. Cuadro 19: Proyectos de expansión de transmisión presentados por empresas proponentes Fecha estimada de puesta en servicio Nombre Proyecto S.E. Seccionadora Talinay III Este 220 kV de la línea Las Palmas – Pan de Azúcar S.E. Seccionadora El Romero 220 kV de la línea Maitencillo Jun-16 ProyectoP.E 2 – Pta. Colorada Oct-16 ProyectoP.E 3 S.E. Piñon Verde kV de la línea 220 kV Temuco – Ducqueco S.E. Seccionadora Lastarria 220 kV de la línea Cautín 2017 ProyectoP.E 4 Ciruelos S.E. Seccionadora Santa Isabel 2x220 kV de la línea Ancoa (1) ProyectoP.E 5 Itahue ProyectoP.E 6 Subestación seccionadora Nueva Cautín (1) Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 (1) ProyectoP.E 7 kV Nueva línea 2x500 kV Alto Jahuel – Polpaico, primer (1) ProyectoP.E 8 circuito ProyectoP.E 9 Subestación seccionadora Nueva Las Palmas (1) ProyectoP.E 10 Ampliación S/E Ciruelos 220 kV (1) Seccionamiento línea 1x220 kV Charrúa – Hualpén en S/E ProyectoP.E 11 May-19 Concepción (1) ProyectoP.E 12 Ampliación tramo 220 kV Nogales - Maitencillo (1) En desarrollo por parte de la empresa promotora May-18 ProyectoP.E 1 VI ref MUS$ Proponente 18.66 Enel Green Power 2.09 Acciona Energía 7 RES Chile 12.5 Transnet 12 Transnet (1) (1) Transelec (1) Transelec Transelec (1) (1) Transelec Transelec 11 Transelec (1) Transelec b. Proyectos de normalización A partir de los análisis de requerimientos normativos en las subestaciones, la DPD se encuentra en un proceso de solicitud de proyectos de normalización a las respectivas empresas propietarias de las instalaciones. Producto de lo anterior, en el Cuadro 20 se listan los proyectos presentados a la DPD, los cuales se consideran como propuestas de normalización de instalaciones troncales para ser analizados en la presente revisión del ETT. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 26 Cuadro 20: Proyectos de normalización de subestaciones Troncales Fecha estimada de puesta en servicio Nombre Proyecto VI ref MUS$ Proponente Nov-18 ProyectoP.N 1 Cambio conexión transformación en Alto Jahuel ATR 4 y 5 6.5 Transelec (1) ProyectoP.N 2 (1) Transelec (1) Transelec (1) Transelec 1.6 (1) (1) Chilectra Colbún Colbún Ampliación capacidad de barras y cambio a configuración interruptor y medio S/E Alto Jahuel (1) Ampliación capacidad de barras y cambio a configuración interruptor y ProyectoP.N 3 medio S/E Pan de Azúcar ProyectoP.N 4 (1) Ampliación capacidad de barras y cambio a configuración interruptor y medio S/E Cardones ProyectoP.N 5 Jun-19 Ampliación patio 220 kV SE Chena ProyectoP.N 6 (1) Ampliación SE Los Maquis 220 kV (1) ProyectoP.N 7 Ampliación SE Polpaico 220 kV (1) En desarrollo por parte de la empresa promotora Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 27 5.3 Diagrama unifilar simplificado Obras Decretadas Obras en evaluación Obras de Interconexión SIC - SING Hacia Enlace Kapatur220 NvaCruceroEncu220 LosChangos2200 NvaCruceroEncu500 LosChangos500 d.almag220 cumbres500 Nva.Dalmag220 290MVA 400MVA c.pinto220 cardone500 1x750 MVA 2x1500 MVA s.andres220 1x750 MVA cardone220 maitenc500 maitenc220 1x750 MVA p.colorada220 p.azuca500 1x750 MVA p.azuca220 ElArrayan Talinay220 L.Cururos220 M.Redondo220 2x1500 MVA l.Palmas220 l.vilos220 nogales220 quillot220 polpaic220 S/E Polpaico 500kV lampa__220 melipilla220 aguirre220 c.navia220 rapel220 Los Almendros 500 aguirre500 c.chena220 Los Almendros220 a.jahue500 a.jahue220 maipo__220 candela220 PteNegro 220 ancoa__500 colbun220 ancoa__220 Nv a Charrua 500kV Nv a. Charrúa 500kV itahue_220 charrua500 Nv aCharrúa 220kV Nv aCharrúa 220kV charrua220 Mulchen 220kV Linea de 500 kV Energizada en 220 kV esperan220 temuco_220 lagunil220 cautin_220 hualpen220 Loncoche l.cirue220 Ancoa 500kV Nv a. Charrúa 500kV Charrúa 500kV valdivi220 Pichirropu220 Rahue220 Linea de 500 kV Energizada en 220 kV Nv a.PMontt 220kV p.montt220 Figura 7. Diagrama Unifilar Simplificado Sistema Interconectado Central Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión Nv aCharrúa 220kV Hualpen 220kV Charrúa 220kV Esperanza 220kV Energizada en 220 kV Mulchen 220kV Temuco 220kV Cautín 220kV mayo de 2015 28 5.4 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 para la revisión 2014 del ETT y se encuentran en el ANEXO 1. En las siguientes versiones se presentarán los análisis actualizados, por cuanto los límites utilizados en los capítulos siguientes tanto para los casos con y sin proyecto de expansión se entienden como preliminares. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 29 Cuadro 21: Resumen limitaciones de transmisión. Criterio Instalaciones consideradas Seguridad N L. 1x220 kV, 1x197 MVA N-1/Ajus + Nueva L. 2x220 kV, 2x290 MVA N-1/Ajus + Seccionamiento completo en C. Pinto Tramo Año Mes Desde el Norte a Cardones 2014 2017 2017 Nov Nov Límite MVA 197 290 350 Cardones 500/220 kV 2018 Ene 430 LT N-1/Ajus Transformador 1x750 MVA Maitencillo – Cardones 220 kV 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 Nogales – Quillota 220 kV 2014 - 448 LT-C N-1/Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA Polpaico – Nogales 220 kV Polpaico – Quillota 220 kV 2014 2014 - 1500 1300 LT-C LT-ES N-1 / Est N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x1500 MVA L. 2x220 kV, 2x1440 MVA P. Colorada – P. de Azúcar 220 kV P. Azúcar – Las Palmas 220 kV Los Vilos – Nogales 220 kV 4 Origen de la limitación4 LT-C LT-C LT-C 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 Límite por desconectador en S/E Quillota. Límite actual LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia). Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 30 Año Mes Límite MVA Origen de la limitación4 Criterio Seguridad 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 + 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 21505 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 Ancoa – Colbún 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 Colbún – Candelaria 220 kV 2014 - 900 LT-C N-1 / Ajus + Interconexión Ancoa – Colbún Tramo 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 5 Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión 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 Límite establecido por restricciones en tramos al sur de Ancoa. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 31 - Límite MVA 600 600 400 150 150 549 Origen de la limitación4 LT-C LT-C LT-C LT-C LT-C LT-ES Criterio Seguridad N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Est N-1 / Ajus N-1 / Ajus N-1 / Est 2014 - 457 LT-ES Charrúa - Temuco 2014 - 264 Temuco - Cautín 2014 - 193 Cautín al Sur 2014 - Cautín – Ciruelos 220 kV 2017 Ciruelos al Sur 220 kV Tramo Año Mes 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 Mulchén – Cautín 220 kV Valdivia al Sur Pichirropulli al Sur Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión 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 N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Cautín LT-C N-1 / Est L. 1x220 kV, 1x264 MVA LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x193 MVA 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos - 145 LT-C N-1 / Est L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Seccionamiento completo en Ciruelos 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 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 32 6 DIAGNÓSTICO DE LA TRANSMISIÓN TRONCAL UTILIZACIÓN 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. 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). 6.1 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. El plan de obras de transmisión y los proyectos a considerar para la zona de detallan a continuación: Cuadro 22: Obras Zona Norte Obras Zona Norte Obras construcción en Obras decretadas Proyectos expansión considerar de a Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV, 1x197 MVA a 1x260 MVA Sistema de 500 kV entre las SS.EE. Polpaico y Cardones Seccionamiento del circuito 1 Cardones-Diego de Almagro en S.E. Carrera Pinto Cambio conductor Cardones - Carrera Pinto - Diego de Almagro Subestación seccionadora Nueva Diego de Almagro 220 kV Nueva Línea Diego de Almagro - Cumbres 2x220, 2x600MVA Transformador 1x750, 500/220 kV en S.E. Cumbres ProyectoE. 1- Rediseño de nueva línea 2x500 [kV] Nueva Cardones – Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar – Polpaico para aumentar capacidad a 1700 [MVA] ProyectoE. 2 - Seccionamiento completo S.E. San Andrés ProyectoE. 3 - Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA] ProyectoE. 4 - Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400 MVA ProyectoE. 5 - Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290 [MVA], tendido de un circuito Fecha estimada de PES Sep-2015 Dic-2016 Ene-2018 Oct-2017 Mar-2018 may-2018 Jun-2019 Jun-2019 Jun-2018 Jun-2018 Jun-2019 Jul-2020 Ene-2021 Adicionalmente se considera en la modelación los proyectos de la empresa TEN y las líneas de interconexión SIC - SING: Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 33 Cuadro 23: Obras Zona Norte TEN e interconexión Obras Zona Norte Obras construcción en Obras decretadas Línea Los Changos – Cumbres - Nueva Cardones 2x500 kV, 2x1500 MVA Bancos de Autotransformadores 2x 750 MVA 500/220 kV en Los Changos Nueva Línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 2x500 kV 1500 MVA Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en Nueva Crucero Encuentro Bancos de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en Los Changos Nueva Línea Los Changos – Kapatur 2x220 kV, 1500 MW Fecha estimada de PES Ene-18 Ene-18 Ene-20 Ene-20 Ene-20 Ene-18 Hacia Enlace Kapatur220 NvaCruceroEncu220 LosChangos2200 NvaCruceroEncu500 Existente En Licitación o Construcción LosChangos500 Proyecto d.almag220 cumbres500 Cumbres220 c.pinto220 cardone500 S.Andres220 2x1500 MVA 1x750 MVA cardone220 maitenc500 maitenc220 1x750 MVA p.azuca500 p.colorada220 ElArrayan Talinay220 2x1500 MVA p.azuca220 L.Cebada220 M.Redondo220 L.Palm220 l.vilos220 nogales220 quillot220 polpaic220 Ilustración 1.Diagrama simplificado zona norte Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 34 6.1.1 Tramo Cardones – Diego de Almagro (1) Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras decretadas: Obras a analizar: Abr-15 - Oct-17 (2) Nueva Línea 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC (3) Tendido segundo circuito 1x290 MVA 25ºC, seccionado en S.E. Carrera Pinto (4) Seccionamiento del circuito 1 de la Nueva línea Cardones – Diego de Almagro en Subestación Carrera Pinto (5) Cambio de conductor por uno de alta capacidad Línea Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro 1x220 kV, 1x197 MVA ProyectoE. 2- Seccionamiento completo S.E. San Andrés Sep-15 Feb-17 abr-18 ProyectoE. 3 - Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400 MVA ProyectoE. 4 -Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290 [MVA], tendido de un circuito jul-20 Sep-15 - Ene-17 d.almag220 Feb-17 - Mar-18 d.almag220 Abr-18 - May-18 d.almag220 d.almag220 1x197 MVA 1x197 MVA d.almag220 1x400 MVA 2x290 MVA c.pinto220 Jun-18 - jun-20 2x290 MVA 2x290 MVA jun-18 ene-21 Jul-20 - Mar-35 d.almag220 Nv a.d.almag220 Hacia Cumbres 1x400 MVA 2x290 MVA abr-18 2x290 MVA 1x400 MVA c.pinto220 c.pinto220 c.pinto220 c.pinto220 S.andres220 S.andres220 S.andres220 S.andres220 c.pinto220 S.andres220 Existente En Licitación o Construcción 2x400 MVA Proyecto cardone220 cardone220 cardone220 cardone220 cardone220 1x290 MVAcardone220 Ilustración 2.Diagrama de obras modeladas tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro Fecha Límite Modelado MVA Sin Proyecto Con Proyecto Sep-15 197 290 Oct-17 290 350 Mar-18 350 580 jun-2018 580 580 jul-2020 580 800 ene-2021 580 870 Proyecto Considerado Descripción +Nva línea Cardones – Diego de Almagro 2x290 +Seccionamiento circuito N° 1 Carrera Pinto – Diego de Almagro + Cambio Conductor de 1x197 MVA a 1x400 MVA. +ProyectoE. 2- Seccionamiento completo SE San Andrés +ProyectoE. 4- Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) - Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400 MVA +ProyectoE. 5 -Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290 [MVA], tendido de un circuito Obra en construcción Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión Obra en construcción Obra en construcción Obra en evaluación Obra en evaluación Obra en evaluación mayo de 2015 35 oct-17 oct-18 0% 20% oct-21 oct-22 80% oct-23 100% c+ s+ oct-28 c- s- oct-31 Mes 0% 20% Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión 80% 100% c+ s+ c- oct-31 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-23 oct-24 abr-24 0 -800 oct-15 oct-17 abr-17 abr-33 abr-32 oct-32 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 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 oct-20 abr-21 abr-20 oct-19 abr-19 oct-18 abr-18 oct-33 Escenario N°1 oct-34 Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV (Carrera Pinto - Nva Diego de Almagro 220 kV May-2018) abr-34 Figura 8: Flujos desde el sur a Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia oct-33 s- oct-34 Mes abr-34 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 abr-29 oct-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 c- abr-31 c- oct-30 -800 oct-29 -600 -800 s+ abr-30 -400 -600 s+ abr-29 -200 -400 oct-28 -200 c+ oct-27 200 c+ abr-28 400 200 abr-27 400 100% oct-26 600 oct-25 600 100% abr-26 Escenario Base abr-25 800 80% oct-24 Nueva Diego de Almagro - Cumbres 200 kV 20% oct-23 0% 80% abr-24 s- abr-23 -1000 oct-21 -600 abr-23 -800 abr-21 -400 -600 abr-22 oct-22 Escenario Base oct-22 -400 oct-21 -200 20% abr-22 -200 abr-21 200 oct-20 400 200 oct-20 600 400 abr-20 800 oct-19 0% abr-20 600 abr-19 1000 oct-18 abr-19 oct-19 Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV (Carrera Pinto - Nva Diego de Almagro 220 kV May-2018) oct-17 s- oct-18 Mes -1000 abr-17 Mes oct-16 -600 abr-16 -800 abr-15 -400 -600 abr-18 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 abr-32 oct-32 oct-31 abr-31 oct-30 -400 oct-17 oct-29 abr-29 abr-30 -200 abr-18 oct-27 oct-28 abr-28 -200 abr-17 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 [MW] 200 oct-15 oct-24 abr-25 0 oct-16 oct-23 abr-23 abr-24 400 200 abr-16 oct-21 oct-22 abr-22 600 400 oct-16 0 [MW] oct-19 oct-20 abr-21 abr-20 600 abr-15 oct-17 oct-18 abr-18 abr-19 800 oct-15 oct-33 oct-34 abr-34 oct-16 abr-17 1000 abr-16 0 [MW] oct-31 oct-32 abr-33 abr-32 oct-15 abr-15 abr-16 [MW] Desde el sur a Diego de Almagro 220 kV (Nva Diego de Almagro - Diego de Almagro desde may-18) abr-15 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-31 oct-30 abr-30 c- abr-32 c- abr-31 oct-30 oct-27 oct-28 abr-28 abr-29 oct-29 s+ abr-30 s+ oct-29 abr-29 abr-27 c+ abr-28 c+ oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 100% oct-26 100% abr-26 oct-25 abr-25 oct-23 oct-24 abr-24 80% oct-24 80% abr-24 oct-21 abr-22 oct-22 abr-23 20% abr-23 20% abr-22 abr-21 oct-20 abr-20 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-17 abr-17 0% abr-21 0% oct-20 abr-20 oct-19 abr-19 800 abr-18 oct-15 oct-16 800 abr-16 1000 oct-16 [MW] 800 abr-17 -1000 abr-15 1000 abr-16 [MW] -1000 oct-15 abr-15 Escenario Base Escenario N°1 Desde el sur a Diego de Almagro 220 kV (Nva Diego de Almagro - Diego de Almagro desde may-18) 0 -800 Mes Figura 9: Flujos desde Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia s- Nueva Diego de Almagro - Cumbres 200 kV Escenario N°1 0 Mes Figura 10: Flujos Diego de Almagro – Cumbres 220 kV para distintas probabilidades de excedencia s- mayo de 2015 36 Escenario Base Escenario N°1 1000 Desde el norte a Cardones 220 kV 800 600 600 400 400 200 200 [MW] 800 0 0 -200 -200 -400 -400 -600 -600 -800 20% 80% 100% c+ s+ c- oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 abr-22 oct-22 abr-23 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 oct-15 s- oct-16 -1000 abr-16 oct-34 oct-32 oct-33 abr-34 abr-32 abr-33 oct-30 Mes 0% oct-31 abr-30 abr-31 oct-27 oct-28 abr-29 oct-29 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-22 oct-22 abr-23 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 -800 abr-15 -1000 Desde el norte a Cardones 220 kV abr-15 [MW] 1000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 11: Flujos desde el norte a Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia i. Escenario Base La Figura 8 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 Almagro6. Los altos niveles de flujo se ven acentuados para los tramos más cercanos a la S.E. Cardones debido a la adición de generación en Carrera Pinto y San Andrés, que presiona aún más las transferencias hacia el sur, originando restricciones en la suma de flujos en Cardones en caso de no considerar un proyecto para el tramo a partir del año 2025. ii. Escenario Alternativo Norte (Escenario 1) En el Escenario Alternativo Norte el adelanto de generación Solar en la zona se traduce en mayor presencia de congestiones en el sentido Norte – Sur. 6.1.1.1 Necesidades de expansión Tramo Cardones – Diego de Almagro Con los proyectos de expansión que se encuentran actualmente en construcción o bien decretados, la capacidad de transferencia resulta adecuada para los flujos proyectados hasta el año 2025 en el escenario base. No obstante lo anterior en el Escenario Alternativo Norte se podría requerir de la materialización de las obras de expansión cuya recomendación debería llevarse a cabo en la presente revisión. Por consiguiente la recomendación del ProyectoE. 3 y ProyectoE. 4 debe ser evaluada. Respecto del ProyectoE. 2 y de acuerdo a las nuevas exigencias normativas, las conexiones en un punto intermedio de una línea perteneciente al STT, corresponderá construir una subestación que seccione al menos dos circuitos de la línea. En el caso de la S.E. San Andrés, actualmente secciona el circuito de la línea existente de 1x197 MVA que aumentará su capacidad a 400 MVA, por lo que el seccionamiento de este circuito con el paralelo de 290 MVA trae como implicancia una disminución del límite de transferencia para un tramo que se encuentra sin holguras. Por otro lado el seccionamiento de los 3 circuitos no presenta La limitación considerada para el tramo Paposo – Diego de Almagro 220 kV es de 570 MVA debido al supuesto de implementación de automatismos consiste con lo indicado en la carta DO N°1030/2014. 6 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 37 modificaciones en la capacidad máxima de transferencia del tramo pero permite aumentar la confiabilidad del tramo y dar cumplimiento a las exigencias normativas. Por lo anterior se estima preliminarmente conveniente la recomendación del ProyectoE. 2: Seccionamiento completo S.E. San Andrés. 6.1.2 Tramo Maitencillo - Cardones (1) Línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC (2) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC (3) CER en S.E. Cardones (4) Modificación línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC a 1x260 MVA (5) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA (6) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Cardones Ninguna Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: Ene-18 - Mar-18 dic-16 ene-18 ene-18 Jun-18 - Mar-35 cardone500 cardone500 Existente Ene-17 - Dic-17 cardone220 Abr-15 - Dic-16 cardone220 cardone220 2x1500 MVA 2x290 MVA 2x290 MVA 1x197 MVA 1x290 MVA 2x1500 MVA Proyecto 1x750 MVA 1x750 MVA 1x750 MVA maitenc220 maitenc220 En Licitación o Construcción cardone220 1x290 MVA 1x750 MVA maitenc220 1x290 MVA maitenc220 maitenc500 maitenc500 Ilustración 3.Diagrama para el tramo Maitencillo – Cardones Escenario Base Escenario N°1 800 600 400 400 200 200 Mes 0% 20% 80% 100% oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 abr-33 oct-29 oct-30 abr-31 abr-29 abr-30 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-22 oct-19 oct-20 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 abr-17 abr-18 oct-33 oct-34 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 abr-31 abr-32 oct-29 oct-30 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 oct-21 oct-22 abr-23 abr-21 abr-22 oct-19 oct-20 abr-19 abr-20 oct-17 oct-18 abr-17 -800 abr-18 -600 -800 oct-15 -400 -600 oct-16 -400 abr-16 -200 oct-15 0 -200 oct-16 0 abr-16 [MW] 600 Maitencillo - Cardones 220 kV abr-15 Maitencillo - Cardones 220 kV abr-15 [MW] 800 Mes c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 12: Flujos Maitencillo – Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 38 -1000 i. oct-15 abr-15 0% 20% oct-21 80% 100% oct-25 abr-25 c+ s+ c- oct-30 Mes s- oct-32 abr-32 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 -1000 0% 20% Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión 80% 100% c+ s+ c- c- oct-22 c- 0 Mes Figura 14: Flujos Cardones 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia s- Maitencillo 500/220 kV Escenario N°1 0 -800 oct-17 oct-32 abr-33 oct-33 abr-34 oct-34 oct-32 abr-33 oct-33 abr-34 oct-34 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 abr-29 oct-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 abr-22 oct-22 oct-21 abr-21 oct-20 abr-20 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-32 Escenario N°1 abr-32 Cardones 500/220 kV oct-31 s- abr-32 Figura 13: Flujos Maitencillo – Cardones 500 kV para distintas probabilidades de excedencia. oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 Mes abr-32 abr-31 oct-30 s+ abr-29 oct-29 -600 s+ abr-30 -400 -600 oct-27 -400 c+ oct-28 -200 c+ abr-28 -200 100% abr-27 200 oct-25 Mes oct-26 Escenario Base 100% abr-26 400 200 oct-21 Mes abr-25 600 400 80% oct-24 800 600 80% abr-24 1000 20% abr-22 Escenario Base oct-23 800 oct-15 Escenario Base abr-23 0% oct-21 Maitencillo 500/220 kV 20% abr-22 oct-22 s- abr-21 -800 oct-19 -600 -800 oct-20 800 abr-21 -400 -600 abr-19 -200 -400 abr-20 0% oct-20 -200 oct-16 2000 abr-20 200 oct-17 400 200 oct-18 600 400 abr-18 600 oct-17 s- oct-18 abr-19 oct-19 Cardones 500/220 kV abr-18 -800 -2000 abr-16 -1500 abr-17 -1000 -1500 abr-17 -1000 abr-17 -500 oct-15 -500 oct-16 500 abr-16 [MW] 500 abr-15 1000 oct-15 oct-34 abr-34 oct-33 1500 1000 oct-16 0 [MW] oct-32 abr-32 abr-33 0 abr-15 oct-30 oct-31 abr-31 [MW] 1500 abr-16 0 [MW] oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 abr-30 abr-29 oct-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 abr-22 oct-22 oct-21 abr-21 oct-20 abr-20 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 abr-16 oct-15 abr-15 Maitencillo - Cardones 500 kV abr-15 c- oct-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 oct-28 c- abr-31 oct-27 abr-27 abr-28 s+ abr-30 s+ abr-29 oct-29 oct-28 c+ oct-27 abr-27 oct-25 oct-26 abr-26 c+ abr-28 100% oct-26 oct-24 abr-25 100% abr-26 80% oct-24 oct-22 oct-23 abr-23 abr-24 80% abr-24 oct-23 20% abr-23 abr-22 oct-21 abr-21 20% abr-22 oct-22 1000 oct-20 abr-20 oct-19 abr-19 oct-18 abr-18 oct-17 abr-17 800 abr-21 oct-15 oct-16 abr-16 [MW] 0% oct-20 0% abr-20 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 abr-15 -2000 abr-16 [MW] 2000 Maitencillo - Cardones 500 kV Escenario N°1 0 Mes s- Figura 15: Flujos Maitencillo 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia Escenario Base Para el tramo Maitencillo –Cardones 500 kV (Figura 13) se observa un aumento importante de las transferencias en sentido norte y sur a partir de junio de 2019 producto de la conexión de la línea Los Changos – Nueva Crucero Encuentro 500 kV, llevándolo a operar con niveles cercanos a su capacidad máxima N-1. mayo de 2015 39 Para los tramos de transformación se realizó el supuesto de incorporación de las segundas unidades hacia el año 2025 en el caso de Cardones 500/220 y 2023 para el tramo de transformación en Maitencillo 500/220, cuya capacidad podría verse alcanzada. ii. Escenario Alternativo Norte (Escenario 1) En este escenario se aprecia que existe una mayor presión de flujos en los tramos de transformación desde 220 kV hacia 500 kV, que se hace particularmente relevante en el tramo de transformación Maitencillo 550/220 kV, el cual podría requerir de una expansión a partir de la fecha posible más próxima de materialización en jun-19. 6.1.2.1 Necesidades de expansión Tramo Maitencillo - Cardones Respecto de las transferencias esperadas para la línea Maitencillo – Cardones 500 kV se observa que los niveles de flujo se encuentran acorde a la capacidad del tramo tanto en el escenario base como en el a Escenario 1. En cuanto a las necesidades de expansión en trasformación se concluye que considerando un plazo típico de 36 meses de construcción, la recomendación de estas obras en el escenario base puede ser postergada para futuras revisiones del ETT, no obstante considerando el escenario 1 podría requerirse una obra de expansión a recomendar en la presente revisión por lo que se requeriría de una evaluación. 6.1.3 Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA Pan de Azúcar – Maitencillo (3)Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar ProyectoE. 3 - Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA] Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión ene-18 ene-18 Jun-19 mayo de 2015 40 Ene-18 - May-18 Abr-15 - Dic-17 Jun-18 - May-19 maitenc500 Existente Jun-19 - Mar-28 maitenc500 En Licitación o Construcción maitenc500 Proyecto maitenc220 maitenc220 2x197 MVA 2x1500 MVA maitenc220 2x1500 MVA 1x750 MVA p.colorada220 p.colorada220 1x750 MVA p.colorada220 2x197 MVA p.colorada220 2x197 MVA 1x750 MVA p.azuca220 maitenc220 2x1500 MVA 1x750 MVA 2x197 MVA 1x750 MVA p.azuca220 1x750 MVA p.azuca220 p.azuca500 p.azuca220 p.azuca500 p.azuca500 p.azuca500 Ilustración 4.Diagrama de obras modeladas tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo Escenario Base Escenario N°1 600 Punta Colorada - Maitencillo 220 kV 400 200 200 [MW] 400 20% 80% oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 abr-33 oct-29 oct-30 abr-31 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 Mes 0% oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 oct-22 abr-22 oct-19 oct-20 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 abr-17 abr-18 oct-15 abr-15 oct-33 oct-34 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 abr-31 abr-32 oct-29 oct-30 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 oct-21 oct-22 abr-23 abr-21 abr-22 oct-19 oct-20 abr-19 abr-20 oct-18 oct-17 -600 abr-17 -600 abr-18 -400 oct-15 -400 oct-16 -200 oct-16 0 -200 abr-16 Punta Colorada - Maitencillo 220 kV abr-16 0 abr-15 [MW] 600 Mes 100% c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 16: Flujos Punta Colorada – Maitencillo 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. Escenario Base Escenario N°1 500 400 300 300 200 200 100 100 Mes 0% 20% 80% 100% oct-34 oct-33 abr-34 abr-33 oct-32 oct-31 abr-32 abr-31 oct-30 oct-29 abr-30 abr-29 oct-28 oct-27 abr-28 abr-27 oct-26 oct-25 abr-26 abr-25 oct-24 oct-23 abr-24 abr-23 oct-22 oct-21 abr-22 abr-21 oct-20 oct-19 abr-20 abr-19 oct-18 oct-17 abr-18 abr-17 oct-33 oct-34 abr-34 abr-33 oct-31 oct-32 abr-32 abr-31 oct-29 oct-30 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-25 oct-23 oct-24 abr-24 abr-23 oct-21 oct-22 abr-22 abr-21 oct-19 oct-20 abr-19 abr-20 oct-17 oct-18 -500 abr-17 -400 -500 abr-18 -300 -400 oct-15 -200 -300 oct-16 -200 abr-16 -100 oct-16 0 -100 oct-15 0 abr-16 [MW] 400 PAzucar220->PColorada220 abr-15 PAzucar220->PColorada220 abr-15 [MW] 500 Mes c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 17: Flujos Pan de Azúcar – Punta Colorada 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 41 Escenario Base Escenario N°1 2000 Pan de Azúcar - Maitencillo 500 kV 1500 1000 1000 500 500 [MW] 1500 0 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-22 oct-22 abr-23 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 -1000 abr-16 oct-34 oct-32 oct-33 abr-34 abr-32 abr-33 oct-30 -1500 oct-31 abr-30 abr-31 oct-27 oct-28 abr-29 oct-29 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-22 oct-22 abr-23 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 -1000 0 -500 abr-15 -500 Pan de Azúcar - Maitencillo 500 kV abr-15 [MW] 2000 -1500 -2000 -2000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 18: Flujos Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV i. Escenario Base En la Figura 16 se puede apreciar que las transferencias por el tramo Maitencillo – Punta Colorada 220 kV 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, cuya modelación se aprecia en la figura a partir de abril 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. En la Figura 18 se aprecia que las transferencias máximas por el tramo Pan de Azúcar Maitencillo 500 kV alcanzarían los límites de transmisión a partir de comienzos del año 2019 en caso de no considerar algún proyecto de expansión. i. Escenario Alternativo Norte (Escenario 1) En este escenario, la incorporación de consumo en la S.E. Punta Colorada sumado a la mayor inyección ERNC en el sistema de 220 kV se traduce en una mayor presión de los flujos sobre los tramos Maitencillo – Punta Colorada 220 kV de norte a sur y Pan de Azúcar – Punta Colorada 220 kV en ambos sentidos. Al igual que en escenario base se aprecia algún grado de saturación en la línea de 500 kV Pan de Azúcar – Maitencillo. 6.1.3.1 Necesidades de expansión Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo De la Figura 18 se observa que para el tramo en 500 kV se esperan saturaciones. Cabe señalar que existe una relación directa entre las transferencias observadas por el sistema de 220 kV y de 500 kV. Las limitaciones de capacidad en el sistema de 500 kV son absorbidos por el sistema de 220 kV como aumento de flujos esperados por este último y viceversa. Por ende para el tramo se deben analizar como posibles alterativas de expansión la combinación de los Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 42 proyectos propuestos para 220 y 500 kV, los cuales deben ser estudiados tanto desde el punto de vista sistémico eléctrico como económico. Cabe señalar que debido a que los niveles de transferencias esperados para el sistema de 500 kV son superiores a la capacidad máxima alcanzada aun después de materializar la obra de expansión propuesta (ProyectoE. 3), se requeriría como posible alternativa un aumento de capacidad del sistema de 220 kV que se acompañe de una disminución de su reactancia equivalente de modo que la redistribución de flujos por este tramo sea superior. 6.1.4 Tramo Nogales – Pan de Azúcar - Polpaico (1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C (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 (3) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar ProyectoE. 3- Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA] Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: Existente Jun-18 - May-19 Ene-18 - May-18 ene-18 ene-18 Jun-19 Jun-19 - Mar-35 p.azuca500 En Licitación o Construcción Proyecto * p.azuca220 L.Cebada220 Talinay220 Abr-15 - Dic-17 p.azuca220 L.Cebada220 Talinay220 DonGoyo220 M.Redondo2202x1500 MVA 2x1500 MVA p.azuca220 L.Cebada220 DonGoyo220 M.Redondo220 2x224 MVA l.palmas220 2x224 MVA 2x224 MVA l.vilos220 2x1500 2x1500 MVA MVA 2x1500 2x1500 MVA MVA quillot220 quillot220 2x1500 2x1500 MVA MVA quillot220 2x224 MVA quillot220 2x1090 MVA polpaic220 2x224 MVA l.vilos220 nogales220 2x224 MVA 2x1090 MVA 2x1500 2x1500 MVA MVA l.palmas220 nogales220 2x224 MVA nogales220 DonGoyo220 M.Redondo220 2x520 MVA l.vilos220 nogales220 l.vilos220 Talinay220 DonGoyo220 M.Redondo220 2x1500 MVA l.palmas220 l.palmas220 Talinay220 p.azuca220 L.Cebada220 2x1090 MVA polpaic220 polpaic220 2x1090 MVA polpaic220 polpaic500 polpaic500 polpaic500 Ilustración 5.Diagrama de obras modeladas tramo Polpaico - Pan de Azúcar Escenario Base Escenario N°1 800 600 400 400 200 200 20% 80% 100% oct-34 oct-33 abr-34 oct-32 abr-33 oct-31 oct-30 abr-32 abr-31 oct-29 oct-28 abr-30 abr-29 oct-27 abr-28 oct-26 oct-25 abr-27 abr-26 oct-24 oct-23 Mes 0% abr-25 abr-24 oct-22 oct-21 abr-23 abr-22 oct-20 abr-21 oct-19 oct-18 abr-20 abr-19 oct-17 oct-16 abr-18 oct-34 oct-33 oct-32 abr-34 abr-33 oct-31 abr-32 oct-30 oct-29 abr-31 abr-30 oct-28 oct-27 abr-29 abr-28 oct-26 abr-27 oct-25 abr-26 oct-24 abr-25 oct-23 oct-22 abr-24 abr-23 oct-21 oct-20 abr-22 abr-21 oct-19 abr-20 oct-18 oct-17 abr-19 abr-18 -800 oct-16 -600 -800 oct-15 -400 -600 abr-17 -400 abr-16 -200 abr-17 0 -200 oct-15 0 abr-16 [MW] 600 Pan de Azúcar 500/220 kV abr-15 Pan de Azúcar 500/220 kV abr-15 [MW] 800 Mes c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 19: Flujos transformación Pan de Azúcar 500/220 kV Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 43 oct-15 abr-15 oct-16 oct-17 abr-17 oct-18 0% 20% oct-22 abr-22 80% oct-23 oct-24 100% c+ oct-26 s+ oct-29 abr-29 c- s- oct-31 Mes 0% 20% Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión 80% 100% c+ oct-26 s+ c- oct-30 oct-31 oct-32 abr-32 oct-34 abr-34 oct-33 c- abr-33 oct-23 Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV Escenario N°1 0 oct-17 abr-17 abr-31 oct-30 abr-30 abr-29 oct-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 abr-22 oct-22 oct-21 abr-21 oct-20 abr-20 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-32 oct-33 oct-34 abr-34 oct-34 abr-34 oct-33 oct-32 abr-33 abr-33 abr-32 abr-32 s- oct-31 Figura 20: Flujos Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, para distintas probabilidades de excedencia oct-31 Mes abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 c- abr-31 s+ oct-29 abr-29 oct-21 oct-22 abr-22 abr-23 s+ abr-30 c+ oct-28 -600 oct-27 -600 100% abr-27 -400 c+ abr-28 -400 80% oct-25 Mes abr-25 Escenario Base 100% abr-26 -200 20% oct-23 -200 abr-21 Mes oct-24 200 80% abr-24 200 oct-20 Escenario Base oct-22 600 abr-22 400 oct-15 Escenario Base abr-23 400 20% oct-21 Los Vilos - Las Palmas 220 kV oct-20 0% abr-21 s- oct-18 -600 oct-19 -600 abr-19 -400 abr-20 -400 oct-19 -200 abr-19 0% abr-20 -200 oct-16 2000 oct-18 200 oct-16 200 oct-17 400 abr-17 600 abr-18 400 oct-17 Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV abr-17 s- abr-18 -2000 abr-16 -1500 oct-15 -500 abr-15 500 abr-16 0 [MW] 500 oct-15 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 1000 abr-15 oct-30 abr-30 abr-31 1500 1000 oct-16 0 [MW] oct-27 abr-29 oct-29 oct-28 abr-28 [MW] 1500 abr-16 0 [MW] oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 oct-28 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 abr-22 oct-22 oct-21 abr-21 oct-20 abr-20 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 abr-16 oct-15 abr-15 Polpaico - Pan de Azúcar 500 kV abr-15 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 c- abr-31 oct-26 oct-27 abr-27 abr-28 c- oct-30 s+ abr-30 oct-24 oct-25 abr-25 abr-26 s+ oct-28 abr-28 c+ oct-27 oct-23 c+ abr-27 100% abr-26 80% abr-24 100% oct-25 oct-21 oct-22 abr-22 abr-23 -2000 abr-25 oct-20 abr-21 80% abr-24 20% abr-23 oct-19 abr-19 abr-20 20% oct-21 abr-21 0% oct-20 600 oct-19 abr-19 0% abr-20 oct-18 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 600 abr-18 oct-15 abr-15 abr-16 [MW] -1000 abr-16 [MW] 2000 Polpaico - Pan de Azúcar 500 kV Escenario N°1 0 -500 -1000 -1500 Mes Figura 21: Flujos desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia. s- Los Vilos - Las Palmas 220 kV Escenario N°1 0 Mes s- Figura 22: Flujos Los Vilos -Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia. mayo de 2015 44 Escenario Base Escenario N°1 600 400 200 200 20% 80% 100% oct-33 oct-34 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 abr-31 abr-32 oct-29 oct-30 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 oct-21 oct-22 Mes 0% abr-23 abr-21 abr-22 oct-19 oct-20 abr-19 abr-20 oct-17 oct-18 abr-17 abr-18 oct-33 oct-34 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 oct-29 oct-30 abr-30 abr-31 oct-27 oct-28 abr-29 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-20 oct-17 oct-18 abr-18 -600 abr-19 -600 oct-15 -400 oct-16 -400 abr-16 -200 abr-17 -200 oct-15 0 oct-16 0 abr-16 [MW] 400 Nogales - Los Vilos 220 kV abr-15 Nogales - Los Vilos 220 kV abr-15 [MW] 600 Mes c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 23: Flujos Nogales – Los Vilos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia i. Escenario Base En los tramos en 220 kV se esperan saturaciones en el sentido sur – norte desde la S.E. Las Palmas hacia a la S.E. Pan de Azúcar tanto en el escenario base como en el escenario 1, mientras que desde la S.E. Nogales hacia Las Palmas las saturaciones se originan en sentido norte – sur. En la Figura 20 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV las cuales presentarían saturaciones en caso de no considerar algún proyecto de expansión. ii. Escenario Alternativo Norte (Escenario 1) Para el Escenario 1 se aprecia un incremento importante en las transferencias sur – norte para el tramo desde el sur a Pan de Azúcar, y por ende un aumento de los niveles esperados de congestión los cuales se originarían por la incorporación de consumo en Punta Colorada y la mayor disponibilidad de energía de bajo costo en las Palmas 220 kV. 6.1.4.1 Necesidades de expansión Tramo Nogales – Pan de Azúcar Para el tramo Nogales – Pan de Azúcar 220 kV y Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV se presentarían saturaciones aún en caso de considerar el proyecto propuesto (ProyectoE. 3) por lo que al igual que en el tramo Maitencillo – Pan de Azúcar se requeriría como posible alternativa un aumento de capacidad del sistema de 220 kV que se acompañe de una disminución de su reactancia equivalente de modo que la redistribución de flujos por este tramo sea superior. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 45 -1000 oct-15 0% 20% 80% -2000 100% oct-25 c+ s+ -1500 Mes c- s- oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 -1000 -2000 0% 20% 80% Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión 100% c+ s+ c- c- s- Quillota - Nogales 220 kV Escenario N°2 0 -500 Mes Figura 25: Flujos Quillota – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia s- Escenario N°2 220 kV 0 -500 oct-17 abr-17 abr-31 oct-30 abr-30 abr-29 oct-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 abr-22 oct-22 oct-21 abr-21 oct-20 abr-20 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 abr-32 oct-32 abr-33 oct-33 abr-34 oct-34 abr-32 oct-32 abr-33 oct-33 abr-34 oct-34 oct-32 abr-33 oct-33 abr-34 oct-34 abr-32 Figura 24: Flujos Polpaico – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia oct-31 Mes oct-31 -1500 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 c- abr-31 s+ oct-30 oct-22 oct-23 s+ abr-30 abr-29 oct-29 c+ oct-28 500 Polpaico - Quillota oct-27 500 c+ abr-28 1000 oct-15 (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 (4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de Azúcar (5) Reemplazo de desconectadores SS.EE. Quillota y Polpaico Ninguna abr-27 1000 100% oct-26 1500 80% oct-25 Escenario Base 100% abr-26 1500 abr-22 -2000 abr-25 Mes oct-24 2000 20% abr-23 Escenario Base oct-23 0% 80% abr-24 220 kV oct-16 Escenario Base abr-23 s- 20% abr-22 oct-22 -400 oct-21 -500 oct-21 -300 -400 abr-21 -200 -300 oct-19 -200 oct-20 -100 abr-20 500 abr-21 0% oct-20 -100 abr-16 2000 abr-20 100 abr-19 200 100 oct-18 abr-19 oct-19 300 200 oct-17 s- oct-18 400 300 abr-17 400 abr-18 Quillota - Nogales 220 kV oct-17 Mes abr-18 -500 -1000 abr-17 -1500 oct-15 -500 oct-16 500 abr-16 [MW] 500 abr-15 1000 oct-16 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 abr-29 oct-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 1500 1000 oct-15 0 [MW] oct-25 abr-25 abr-26 0 abr-15 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 oct-23 oct-24 abr-24 1500 abr-16 0 [MW] oct-29 oct-30 abr-30 abr-31 abr-22 oct-22 abr-23 Polpaico - Nogales 220 kV abr-15 c- oct-31 s+ oct-30 c- abr-31 abr-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 s+ abr-30 abr-29 oct-29 oct-28 c+ oct-27 oct-25 abr-25 abr-26 c+ abr-28 Polpaico - Quillota abr-27 100% oct-26 100% abr-26 oct-24 abr-24 -2000 abr-25 80% oct-24 80% abr-24 oct-22 oct-23 oct-21 Obras a analizar: abr-23 oct-20 abr-20 abr-21 [MW] Obras en construcción oct-23 20% abr-22 oct-21 abr-21 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 abr-16 oct-15 abr-15 Instalaciones existentes: abr-23 oct-19 20% abr-22 oct-22 oct-21 2000 abr-21 0% oct-20 500 abr-20 [MW] 0% oct-20 abr-19 oct-18 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 abr-16 oct-15 abr-15 2000 abr-20 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 abr-16 [MW] -1000 abr-15 6.1.5 Tramos Polpaico – Nogales - Quillota ene-18 oct-15 jun-18 Polpaico - Nogales 220 kV Escenario N°2 0 -500 -1500 Mes s- Figura 26: Flujos Polpaico – Quillota 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia mayo de 2015 46 i. Escenario Base La Figura 25 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 2028. A partir de esta fecha, en algunas ocasiones puntuales se alcanzaría el límite para el tramo, situación que podría ser resuelta mediante medidas operativas tales como 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). 6.1.5.1 Necesidades de expansión Tramo Polpaico – Nogales - Quillota Los tramos en 220 kV entre la S.E. Polpaico y la S.E. Nogales presentan holguras de capacidad, de modo que no se considera necesaria la evaluación de alguna obra de expansión. 6.1.6 Resumen análisis zona norte A partir de los análisis realizados para la zona norte se presenta el Cuadro 24, en él se muestran los tramos que presentarían algún grado de saturación y los niveles de congestión esperada, y a continuación en el Cuadro 25 se identifican las posibles obras de expansión de que darían solución. Cuadro 24: Niveles de congestión esperada zona norte Escenario Base Escenario 1 Cardones – Diego de Almagro 220 kV Maitencillo 500/220 kV Punta Colorada - Pelicano220 kV Pan de Azúcar - Maiten500 kV Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV Polpaico –Pan de Azúcar 500 kV Cardones – Diego de Almagro 220 kV Maitencillo 500/220 kV Punta Colorada - Pelicano220 kV Pan de Azúcar - Maiten500 kV Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV Polpaico –Pan de Azúcar 500 kV 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2% 0% 4% 2% 4% 1% 11% 0% 15% 5% 7% 3% 3% 0% 5% 3% 4% 1% 14% 0% 17% 5% 7% 4% 4% 0% 6% 3% 3% 2% 14% 0% 19% 6% 6% 4% 4% 0% 3% 5% 2% 2% 15% 5% 17% 8% 6% 4% 4% 1% 6% 8% 3% 3% 16% 7% 19% 11% 5% 5% 9% 1% 6% 10% 4% 4% 18% 6% 18% 12% 7% 6% 13% 3% 6% 9% 4% 4% 21% 7% 19% 11% 7% 5% 16% 2% 7% 11% 4% 5% 23% 7% 22% 12% 7% 5% 25% 7% 1% 13% 2% 15% 25% 10% 9% 13% 3% 14% 33% 33% 9% 26% 1% 28% 33% 34% 20% 17% 3% 20% 35% 71% 22% 35% 0% 38% 34% 58% 37% 22% 2% 24% En general para el escenario base se observa que los niveles de congestión antes del año 2025 no serían relevantes, por lo que es de esperar que las evaluaciones económicas respectivas indiquen la conveniencia de postergación de las obras. No obstante lo anterior, se observa que bajo los supuestos de del escenario 1 existiría una mayor presión de flujos sobre algunos de los tramos, encontrando niveles de congestión por sobre el 10% para el tramo Cardones – Diego de Almagro y Pan de Azúcar – Maitencillo 220 y 500 kV a partir del año 2020, que podrían indicar la conveniencia económica de ejecución de proyectos de expansión en este escenario, en cuyo caso la decisión de recomendación se efectuaría mediante una análisis de mínimo arrepentimiento. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 47 Cuadro 25: Resumen de requerimientos de expansión zona norte Tramo Troncal Cardones – Diego de Almagro 220 kV Proyectos Diagnóstico Escenarios requirentes ProyectoE. 2- Seccionamiento completo S.E. San Andrés Cumplimiento NTSyCS Base y 1 Sobrecarga norte – sur 1 Sobrecarga norte – sur 1 Sobrecarga norte – sur 1 Sobrecarga sur – norte Base y 1 Sobrecarga norte – sur Base y 1 ProyectoE. 4- Cambio de Conductor Cardones - (Carrera Pinto) Diego de Almagro 2x220 kV, 2x290 MVA a 2x400 MVA ProyectoE. 5 -Nueva línea 2x220 [kV] Carrera Pinto – San Andrés – Nueva Cardones 290 [MVA], tendido de un circuito Pan de Azúcar – Punta Colorada -Maitencillo 220 kV Las Palmas – Pan de Azúcar 220 kV ProyectoE. 3 - Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA] ProyectoE. 3 - Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA] ProyectoE. 3 Los Vilos – Las Palmas 220 kV Cambio de conductor línea 2x220 [kV] Maitencillo – Pan de Azúcar – Don Goyo – La Cebada – Las Palmas – Los Vilos – Nogales para aumentar capacidad a 520 [MVA] Cabe señalar que se encuentran en análisis los estudios que determinaran la factibilidad de operar eléctricamente el sistema dentro de los márgenes de seguridad requeridos por la normativa, considerando las capacidades adicionadas por los proyectos propuestos con sus respectivas características. La determinación de la conveniencia de ejecución de los proyectos señalados o nuevos que se incorporasen en la siguiente versión del informe dependerá de la evaluación económica correspondiente. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 48 6.2 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. El plan de obras de transmisión y los proyectos a considerar para la zona se detallan a continuación: Cuadro 26: Obras Zona Centro Obras Zona Centro Obras en construcción Obras decretadas Proyectos de expansión a considerar Subestación seccionado Lo Aguirre Etapa 1 y nuevo transformador Lo Aguirre 500/220 kV Tendido primer circuito Nueva Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV Segundo transformador Ancoa 500/220 kV Tendido segundo circuito Nueva Línea Ancoa – Alto Jahuel 2x500 kV Línea Rapel – Alto Melipilla 1x220 kV Nueva Línea A. Melipilla - Lo Aguirre 1(de 2)x220 kV Aumento de capacidad Línea Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV Nueva subestación Puente Negro 220 [kV] Seccionamiento línea 2x220 [kV] Colbún - Candelaria en Puente Negro ProyectoE. 6- Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA], tendido de un circuito ProyectoE. 7- Nuevo banco de autotransformadores 500/220 [kV], 750 [MVA] en subestación Lo Aguirre Fecha estimada de PES Oct-2015 Jun-2015 Jul-2015 Feb-2016 Oct-2018 Oct-2018 Ene-2019 Oct-2017 Oct-2017 Ene-2022 Jun-2018 Polpaico 220kV Existente En Licitación o Construcción S/E Polpaico 500kV Proyecto Lampa 220 L.Aguirre220 Rapel220 A.Melipilla220 C.Nav ia220 LosAlmendros500 L.Aguirre500 Chena 220 LosAlmendros220 S/E A.Jahuel 500kV A.Jahuel 220 Maipo 220 Candelaria 220 PteNegro 220 Ancoa 500kV Colbún 220 Ancoa 220 Itahue 220 Ilustración 6.Diagrama simplificado zona centro Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 49 6.2.1 Tramo Lampa – Polpaico Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (1) Línea 2x220 kV, 2x310 MVA 25ºC Ninguna Ninguna 600 Lampa - Polpaico 220 kV 400 200 [MW] 0 -200 -400 -600 oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-33 abr-31 s- abr-32 oct-29 c- oct-30 abr-29 s+ abr-30 oct-26 oct-27 abr-28 oct-28 abr-26 c+ abr-27 oct-24 Mes oct-25 abr-24 100% abr-25 oct-22 oct-23 80% abr-23 abr-21 oct-21 abr-22 oct-19 20% oct-20 abr-19 0% abr-20 oct-17 oct-18 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-15 -800 Figura 27: Flujos Lampa – Polpaico 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia. 6.2.2 Tramo Chena - Cerro Navia Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC Ninguna Ninguna 600 Chena - Cerro Navia 220 kV 400 [MW] 200 0 -200 -400 oct-33 oct-34 abr-34 abr-33 oct-31 oct-32 abr-31 s- abr-32 oct-29 oct-30 abr-29 c- abr-30 s+ abr-28 oct-28 oct-26 oct-27 abr-26 c+ abr-27 oct-24 Mes oct-25 abr-24 100% abr-25 oct-23 abr-23 80% oct-22 abr-21 oct-21 abr-22 oct-19 20% oct-20 abr-19 0% abr-20 oct-18 oct-17 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-15 -600 Figura 28: Flujos Chena – Cerro Navia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 6.2.3 Tramo Alto Jahuel – Chena Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (1) Línea 2x220 kV, 2x350 MVA 30ºC (A.Jahuel-Rodeo-Chena) (2) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC Ninguna Ninguna Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión - mayo de 2015 50 1500 Alto Jahuel - Chena 220 kV 1000 [MW] 500 0 oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-33 abr-31 abr-32 oct-29 oct-30 abr-29 abr-30 oct-26 oct-27 abr-28 oct-28 abr-26 abr-27 oct-24 oct-25 abr-24 -1500 abr-25 oct-22 oct-23 abr-23 abr-21 oct-21 abr-22 oct-19 oct-20 abr-19 abr-20 oct-17 oct-18 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 -1000 abr-15 -500 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 29: Flujos Alto Jahuel – Chena 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 6.2.4 Tramos Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (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 (3) Línea 1x220 kV, 1x290 MVA 25ºC, Rapel – A. Melipilla (4) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC, A. Melipilla – Lo Aguirre, 1 circuito (5) Aumento de capacidad línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia ProyectoE. 7- Nuevo banco de autotransformadores 500/220 [kV], 750 [MVA] en subestación Lo Aguirre Abr-15 - Sep-15 Rapel220 Jun 18- Sep-18 Oct-15 - May-18 Rapel220 Oct-18 - Dic-18 Rapel220 Rapel220 Ene-19 - Mar-35 Rapel220 Oct-15 Oct-18 Oct-18 Ene-19 Jun-18 Existente En Licitación o Construcción Proyecto A.Melipilla220 A.Melipilla220 A.Melipilla220 L.Aguirre220 L.Aguirre220 C.Nav ia220 C.Nav ia220 A.Melipilla220 C.Nav ia220 A.Melipilla220 L.Aguirre220 C.Nav ia220 L.Aguirre220 C.Nav ia220 Ilustración 7.Diagrama de obras modeladas tramo Rapel - Cerro Navia 500 Rapel - Alto Melipilla 220 kV 400 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 -400 Mes oct-34 oct-33 abr-34 abr-33 oct-32 oct-31 abr-32 s- abr-31 oct-30 oct-29 c- abr-30 abr-29 s+ abr-28 oct-28 oct-27 oct-26 c+ abr-27 abr-26 oct-25 oct-24 100% abr-25 abr-24 oct-23 abr-23 80% oct-22 abr-21 oct-21 abr-22 20% oct-20 oct-19 abr-20 0% abr-19 oct-18 oct-17 abr-18 abr-17 oct-16 oct-15 abr-16 abr-15 -500 Figura 30: Flujos Rapel – Alto Melipilla 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 51 500 Alto Melipilla - Cerro Navia 220 kV (A. Melipilla - Lo Aguirre desde oct-15) 400 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 -400 oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-33 abr-31 s- abr-32 oct-29 c- oct-30 abr-29 s+ abr-30 oct-26 oct-27 abr-28 oct-28 abr-26 c+ abr-27 oct-24 Mes oct-25 abr-24 100% abr-25 oct-22 oct-23 80% abr-23 abr-21 oct-21 abr-22 oct-19 20% oct-20 abr-19 0% abr-20 oct-17 oct-18 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-15 -500 Figura 31: Flujos Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia 2000 Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV 1500 1000 [MW] 500 0 oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 abr-33 abr-31 oct-30 oct-28 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 abr-27 abr-28 oct-24 oct-25 abr-26 oct-26 abr-25 oct-23 abr-23 abr-24 oct-21 abr-22 oct-22 abr-21 oct-20 abr-20 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-17 abr-15 -500 -1000 -1500 -2000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 32: Flujos tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 220 kV para distintas prob. de excedencia 2000 Lo Aguirre 500/220 kV 1500 1000 [MW] 500 0 oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 abr-33 abr-31 oct-30 oct-28 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 abr-27 abr-28 oct-24 oct-25 abr-26 oct-26 abr-25 oct-23 abr-23 abr-24 oct-21 abr-22 oct-22 abr-21 oct-20 abr-20 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-17 -1000 abr-15 -500 -1500 -2000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 33: Flujos Lo Aguirre 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia. De la Figura 30 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 31) y la respectiva nueva obra (4) que aumenta su capacidad de transferencia. Como se puede apreciar de la Figura 32, la línea existente (1) se considera operando abierta en el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia desde la puesta en servicio de la subestación Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 52 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 Informe “Propuesta de Expansión Troncal 2014” se describen los análisis eléctricos que justifican esta posibilidad de operación para los efectos de su incorporación en el modelo de coordinación hidrotérmica7. 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 33, 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. 6.2.4.1 Necesidades de expansión Tramo Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia Para el tramo se presenta como propuesta el ProyectoE. 7 cuya finalidad es refuerzo al primer transformador en la S.E. Lo Aguirre, de acuerdo a las transferencias esperadas en la Figura 33 y con los límites preliminares, no se requeriría llevar a cabo la evaluación económica del proyecto. Lo anterior será reevaluado cuando se disponga de los límites por el tramo actualizados. 6.2.5 Sistema de 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (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 (5) Seccionamiento de un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV en S.E. Lo Aguirre. (6) Tercer transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, A. Jahuel ProyectoE. 6 - Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA], tendido de un circuito oct-15 feb-18 ene-22 7 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. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 53 Abr-15 - Sep-15 Oct-15 - Abr-17 S/E Polpaico 500kV Sep-17 - May-18 S/E Polpaico 500kV Jun-18 - dic-19 S/E Polpaico 500kV Existente Ene-20 - Mar-29 S/E Polpaico 500kV En Licitación o Construcción S/E Polpaico 500kV Proyecto S/E Lo Aguirre 500kV S/E A.Jahuel 500kV Hacia S/E Ancoa 500kV S/E Lo Aguirre 500kV S/E A.Jahuel 500kV S/E A.Jahuel 500kV Hacia S/E Ancoa 500kV S/E Lo Aguirre 500kV S/E Lo Aguirre 500kV LosAlmendros 500kV S/E A.Jahuel 500kV Hacia S/E Ancoa 500kV S/E A.Jahuel 500kV Hacia S/E Ancoa 500kV Hacia S/E Ancoa 500kV Ilustración 8.Diagrama de obras modeladas Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico 500 kV 2000 Polpaico 500/220 kV 1500 1000 [MW] 500 0 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 oct-23 oct-24 abr-25 abr-23 abr-24 oct-20 oct-21 abr-22 oct-22 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-17 -1000 abr-15 -500 -1500 -2000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 34: Flujos Polpaico 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 2500 Alto Jahuel 500/220 kV 2000 1500 1000 [MW] 500 0 oct-34 abr-34 oct-33 oct-32 abr-32 abr-33 oct-31 abr-31 oct-30 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 abr-25 oct-23 oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 abr-22 oct-22 oct-20 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-17 abr-15 -500 -1000 -1500 -2000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 35: Flujos Alto Jahuel 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 54 4000 Alto Jahuel al Norte 500 kV 3000 2000 [MW] 1000 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 oct-23 oct-24 abr-25 abr-23 abr-24 oct-20 oct-21 abr-22 oct-22 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-17 -1000 abr-15 0 -2000 -3000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 36: Flujos Alto Jahuel – al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia. 2000 1000 Los Almendros - Polpaico 500 kV Los Almendros 500/220 kV 800 1500 600 1000 400 200 [MW] [MW] 500 0 0 -200 -500 oct-33 oct-34 abr-34 oct-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 -1500 abr-32 oct-28 abr-29 oct-29 abr-30 abr-28 oct-26 oct-27 abr-27 oct-25 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 abr-21 abr-22 oct-22 oct-19 oct-20 abr-20 -600 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-24 oct-23 abr-23 abr-24 oct-21 abr-21 abr-22 oct-22 oct-19 oct-20 abr-20 oct-18 abr-18 abr-19 oct-16 oct-17 abr-16 abr-17 -1000 Mes oct-15 -800 -2000 abr-15 oct-17 oct-18 abr-18 abr-19 oct-15 oct-16 abr-17 abr-15 abr-16 -400 -1000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 37: Flujos Los Almendros – Polpaico 500 kV y Los Almendros 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia. El gráfico de la Figura 36 muestra los flujos y los límites de transmisión con criterio N-1 de la S.E. Alto Jahuel al norte. En línea roja se presenta la capacidad máxima de transferencia entre la S.E. Alto Jahuel y la S.E. Polpaico en caso de considerar el ProyectoE. 6 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 hacia fines del año 2019. 6.2.5.1 Necesidades de expansión Sistema de 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico De acuerdo al análisis de transferencias esperadas, en caso de no contar con el proyecto de expansión para el tramo se presentarían saturaciones, por lo que se realizará una evaluación económica para determinar la pertinencia de incorporar el ProyectoE. 6. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 55 6.2.6 Sistema Ancoa al Norte 500 kV Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (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 (4) Línea 2x500 kV, 1x1732 MVA 35°C, Ancoa – Alto Jahuel (5) Tendido del segundo circuito Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV, 1x1732 MVA 35°C Ninguna oct-15 feb-16 ene-22 Feb-16 - Mar-35 oct-15 - Ene-16 A.Jahuel 500kV A.Jahuel 500kV Abr-15 - 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 kV 4000 Ancoa - Alto Jahuel 500 kV 3000 2000 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 oct-23 oct-24 abr-25 abr-23 abr-24 oct-20 oct-21 abr-22 oct-22 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 -1000 abr-17 0 abr-15 [MW] 1000 -2000 -3000 -4000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 38: Flujos Ancoa al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, con 4to Transf. Charrúa 500/220 kV. 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 a su máxima capacidad para algunas hidrologías extremas hacia comienzos del año 2021. 6.2.7 Tramo Ancoa 500/220 kV Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (1) Transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA (2) Nuevo transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA Ninguna Jun-15 Ene-22 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 56 2000 Ancoa 500/220 kV 1500 1000 [MW] 500 0 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 oct-23 oct-24 abr-25 abr-23 abr-24 oct-20 oct-21 abr-22 oct-22 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-17 -1000 abr-15 -500 -1500 -2000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 39: Flujos Ancoa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia. En la Figura 39 se observa que luego de la materialización de la obra (2), la capacidad de transmisión es suficiente para los flujos proyectados. 6.2.8 Tramo Ancoa – Colbún 220 kV Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (1) Cable 1x220 kV, 1x600 MVA - Ninguna Ninguna - 1000 Ancoa - Colbun 220 kV 800 600 400 [MW] 200 0 -200 -400 -600 oct-34 abr-34 oct-33 oct-32 abr-32 abr-33 oct-31 abr-31 oct-30 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 abr-25 oct-23 oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 abr-22 oct-22 oct-20 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-17 abr-15 -800 -1000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 40: Flujos Ancoa - Colbún 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 6.2.9 Tramo Colbún – Candelaria – Maipo – Alto Jahuel 220 kV Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (1) Línea Colbún – Candelaria 2x220 kV, 2x600 MVA (2) Línea Candelaria – Alto Jahuel 2x220 kV, 2x600 MVA Nueva subestación Puente Negro 220 [kV] Ninguna Oct-17 - Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 57 Colbún - Puente Negro 220 kV 600 600 400 400 200 200 [MW] 800 0 0 -200 -200 -400 -400 -600 -600 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-32 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 oct-23 oct-24 abr-25 abr-23 abr-24 oct-20 oct-21 abr-22 oct-22 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 -1000 Mes abr-17 -800 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 abr-22 oct-22 abr-23 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-15 -800 -1000 Puente Negro - Candelaria 220 kV 1000 800 abr-15 [MW] 1000 Mes 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 41: Flujos Colbún – Puente Negro – Candelaria 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.8 800 Candelaria - Alto Jahuel 220 kV 600 400 [MW] 200 0 -200 -400 -600 oct-33 oct-34 abr-34 abr-33 oct-32 abr-32 oct-30 oct-31 abr-31 oct-28 oct-29 abr-29 abr-30 oct-26 oct-27 abr-27 abr-28 oct-25 abr-25 abr-26 oct-24 oct-23 abr-23 abr-24 oct-22 oct-21 abr-21 abr-22 oct-19 oct-20 abr-20 oct-18 abr-18 abr-19 oct-17 oct-16 abr-16 abr-17 oct-15 abr-15 -800 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 42: Flujos Candelaria – Alto Jahuel 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 6.2.10 Tramo Ancoa – Itahue Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 25ºC Ninguna Ninguna 500 Ancoa - Itahue 220 kV 400 300 200 [MW] 100 0 -100 -200 -300 -400 oct-34 oct-33 abr-34 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 oct-30 abr-31 oct-29 oct-28 abr-30 abr-29 oct-27 oct-26 abr-28 abr-27 oct-25 abr-26 abr-25 oct-24 oct-23 abr-24 abr-23 oct-22 oct-21 abr-22 abr-21 oct-20 oct-19 abr-20 oct-18 abr-19 abr-18 oct-17 oct-16 abr-17 abr-16 oct-15 abr-15 -500 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 43: Flujos Ancoa – Itahue 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. En la simulación presentada se ha considerado la modelación del seccionamiento de la línea 2x154 [kV] La Higuera – Tinguiririca en Puente Negro y un transformador 220/154 kV. 8 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 58 6.2.11 Resumen análisis zona centro A partir de los análisis realizados para la zona centro se presenta el Cuadro 27, en él se muestra el nivel de congestión esperada para el tramo Alto Jahuel – Polpaico 500 kV, que presentaría algún grado de saturación y a continuación en el Cuadro 28 se identifican las posibles obras de expansión de que darían solución. Cuadro 27: Niveles de congestión esperada zona centro Escenario Base Alto Jahuel al Norte 500 kV 2020 3% 2021 4% 2022 4% 2023 4% 2024 3% 2025 3% 2026 4% 2027 4% 2028 2% 2029 1% 2030 1% Cuadro 28: Resumen de requerimientos de expansión zona centro Tramo Troncal Proyectos Diagnostico Escenarios requirente Tramo 500 kV entre S.E. Alto Jahuel y S.E. Polpaico ProyectoE. 6- Nueva línea 2x500 [kV] Polpaico – Lo Almendros – Alto Jahuel 1800 [MVA], tendido de un circuito Sobrecarga desde A.Jahuel al norte Base Cabe señalar que se encuentran en análisis los estudios que determinaran la factibilidad de operar eléctricamente el sistema dentro de los márgenes de seguridad requeridos por la normativa considerando las capacidades adicionadas por los proyectos propuestos con sus respectivas características. La determinación de la conveniencia de ejecución de los proyectos señalados o nuevos que se incorporasen en la siguiente versión del informe dependerá de la evaluación económica correspondiente. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 59 6.3 Zona sur En la zona sur se analizan los flujos esperados para los tramos comprendidos entre Charrúa y Puerto Montt. Los proyectos propuestos por el consultor del ETT para la zona sur se dividen en dos etapas: en la primera, las líneas se construyen en torres para 500 kV pero se energizan en 220 kV de acuerdo al esquema presentado en la Ilustración 10 y posteriormente en una segunda etapa, cuya fecha se encuentra fuera del horizonte de decisión del presente cuatrienio, se lleva acabo el tendido de los segundos circuitos, la energización en 500 kV y los transformadores de enlace 220/500 kV. Cuadro 29: Obras Zona Sur Obras Zona Sur Obras en construcción Obras decretadas Proyectos de expansión a considerar Ampliación y seccionamiento completo en S.E. Ciruelos Seccionamiento completo en S.E. Rahue Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 Tendido segundo circuito 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV Línea 2x500 kV Pichirropulli – Nueva Puerto Montt, energizada en 220 kV Fecha estimada de PES Ene-2017 Feb-2017 Jul-2017 May-2018 Jul-2018 Feb-2021 ProyectoE. 8- Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 2500/1500 [MVA], tendido de dos circuitos energizada en 220 [kV] Ene-2022(*) ProyectoE. 9 - Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], tendido de un circuito energizado en 220 [kV] ProyectoE. 10 - Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA], tendido de un circuito energizado en 220 [kV] Ene-2022(*) Ene-2023(*) (*) La fecha estimada de PES se ha considerado como la más próxima en caso de que el proyecto sea recomendado en la presente revisión. Existente En Licitación o Construcción Proyecto Ancoa 500kV Nv a. Charrúa 500kV Charrúa 500kV Nv aCharrúa 220kV Hualpen 220kV Charrúa 220kV Linea de 500 kV Energizada en 220 kV Mulchen 220kV Esperanza 220kV Temuco 220kV Cautín 220kV S.E.Loncoche S.E.Lastarria Ciruelos 220kV Valdiv ia 220kV Pichirropulli 220kV Linea de 500 kV Energizada en 220 kV Rahue 220kV Nv a.PMontt 220kV P. Montt 220kV Ilustración 10.Diagrama simplificado zona sur Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 60 6.3.1 Tramo Charrúa – Ancoa (1) Línea Charrúa –Ancoa 2x500 kV, 2x1766 MVA 25º. (2) Transformadores 3x500/220 kV, 3 x 750 MVA S.E. Charrúa (3) Nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV, 1x1766 MVA 25ºC (4) Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 (5) Nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV, 750 MVA Ninguna Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: Abr-15 - Jun-17 Jul-17 - Ene-18 Ancoa 500kV Ancoa 500kV Feb-18 - Jun-18 feb-18 jul-17 jul-18 - Jul-18 - mar-35 Ancoa 500kV Ancoa 500kV Existente Nv a Charrua 500kV Nv a Charrua 500kV En Licitación o Construcción Nv a Charrua 500kV Nv a Charrua 500kV Proyecto Charrua 500kV Charrua 500kV Charrua 220kV Charrua 500kV Charrua 220kV Charrua 500kV Charrua 220kV Charrua 220kV Ilustración 11.Diagrama de obras modeladas tramo Charrúa – Ancoa 500 kV Escenario Base Escenario 2 4000 3000 2000 2000 1000 1000 abr-34 oct-34 oct-34 oct-30 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 abr-22 oct-22 abr-23 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 abr-34 c- oct-32 s+ oct-33 c+ abr-32 100% abr-33 80% oct-33 20% oct-15 -4000 Mes 0% oct-32 -4000 abr-33 -3000 abr-32 -3000 oct-31 -2000 oct-31 -2000 oct-16 0 -1000 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-32 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-27 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 abr-21 abr-22 oct-22 oct-19 oct-20 abr-20 oct-17 oct-18 abr-18 abr-19 oct-15 oct-16 abr-17 -1000 abr-15 0 abr-16 [MW] 3000 Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV abr-15 Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV abr-16 [MW] 4000 Mes 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 44: Flujos Desde el sur a S/E Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia Escenario Base Escenario 2 2000 Charrua500- kV - Nueva Charrua 500 kV 1500 1000 1000 500 500 [MW] 1500 0 -500 0 abr-31 oct-30 abr-30 abr-29 oct-29 oct-28 oct-27 abr-28 abr-27 oct-26 oct-25 abr-26 oct-24 oct-23 abr-25 abr-24 abr-23 abr-22 oct-22 oct-21 oct-20 abr-21 abr-20 oct-18 abr-19 oct-19 oct-17 abr-18 abr-17 oct-16 oct-15 -1000 abr-16 oct-34 abr-34 oct-33 oct-32 abr-33 oct-31 oct-30 abr-32 abr-31 abr-30 abr-29 oct-29 oct-28 oct-27 abr-28 abr-27 oct-26 oct-25 abr-26 abr-25 oct-24 oct-23 abr-24 abr-23 oct-21 abr-22 oct-22 abr-21 oct-20 oct-19 abr-20 oct-18 oct-17 abr-19 abr-18 abr-17 oct-16 oct-15 abr-16 -500 abr-15 -1000 Charrua500- kV - Nueva Charrua 500 kV abr-15 [MW] 2000 -1500 -1500 -2000 -2000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 45: Flujos Charrúa – Nueva Charrúa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 61 Escenario Base 2000 Escenario 2 2000 Nueva Charrúa 500 kV - Ancoa 500 kV 1000 1000 500 500 [MW] 1500 0 -500 oct-32 oct-33 abr-34 oct-34 abr-34 oct-34 abr-32 abr-33 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 oct-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 abr-22 oct-22 abr-23 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 -1000 abr-16 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 abr-32 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-27 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 abr-21 abr-22 oct-22 oct-19 oct-20 abr-20 oct-17 oct-18 abr-18 abr-19 oct-15 oct-16 abr-17 abr-15 -500 abr-16 -1000 0 abr-15 [MW] 1500 Nueva Charrúa 500 kV - Ancoa 500 kV -1500 -1500 -2000 -2000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- Mes 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 46: Flujos Nueva Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia Escenario Base 2000 Escenario 2 2000 Nueva Línea Charrúa - Ancoa 500 kV 1000 1000 500 500 [MW] 1500 0 abr-31 oct-30 abr-29 oct-29 abr-30 oct-28 oct-27 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 abr-22 oct-22 abr-23 oct-21 oct-20 abr-20 abr-21 oct-18 abr-19 oct-19 oct-17 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 -1000 abr-16 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-33 oct-30 oct-31 abr-31 -1500 abr-32 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 abr-27 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 abr-21 abr-22 oct-22 oct-19 oct-20 abr-20 oct-17 oct-18 abr-18 abr-19 abr-17 oct-15 oct-16 abr-15 -1000 0 -500 abr-16 -500 abr-15 [MW] 1500 Nueva Línea Charrúa - Ancoa 500 kV -1500 -2000 -2000 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 47: Flujos Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia i. Escenario Base Debido a que las mayores transferencias se dan en el sentido sur – norte y que la Subestación Nueva Charrúa 500 kV permitirá adicionar flujos al tramo Charrúa -Ancoa, la limitación se ha modelado como la suma de flujos que llegan desde el sur a la S.E. Ancoa 500 kV. La Figura 44 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). Con la entrada en servicio de la nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV (3) en febrero de 2018, la máxima transferencia se ve 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 desde 220 kV hacia 500 kV, siendo la compensación serie de la línea la que impone nuevamente la limitación en 2860 MVA para el tramo, la cual se vería alcanzada a partir del año 2027. ii. Escenario Alternativo Sur (Escenario 2) La incorporación de generación de bajo costo al sur de Charrúa se traduce en una mayor presión de las trasferencias en los tramos de 500 kV desde el sur a la S.E. Ancoa. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 62 6.3.1.1 Necesidades de expansión Tramo Charrúa – Ancoa Para el tramo Charrúa – Ancoa 500 kV se esperan transferencias que bordean la capacidad máxima del tramo. En el Escenario 2 podrían originarse saturaciones en algunas hidrologías extremas a partir del año 2022, para lo cual se podría tomar como medida en las futuras revisiones del ETT un cambio en la compensación serie que impone la limitación para el tramo. Tramo Charrúa 500/200 Escenario Base Escenario 2 4000 3000 2000 2000 1000 1000 abr-34 oct-34 abr-34 oct-34 oct-30 abr-31 abr-29 oct-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 abr-22 oct-22 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 oct-32 c- oct-33 s+ abr-32 c+ abr-33 100% oct-32 80% oct-33 20% oct-15 -4000 Mes 0% abr-32 -4000 abr-33 -3000 oct-31 -2000 -3000 oct-31 -2000 oct-16 0 -1000 oct-34 oct-32 oct-33 abr-34 abr-32 abr-33 oct-30 oct-31 abr-30 abr-31 oct-27 oct-28 abr-29 oct-29 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-22 oct-22 abr-23 oct-20 oct-21 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 0 -1000 abr-16 [MW] 3000 Charrúa 220/500 kV (suma Charrúa 220/500 kV y Nva Charrúa 220/500 kV desde jul-2018) abr-15 Charrúa 220/500 kV (suma Charrúa 220/500 kV y Nva Charrúa 220/500 kV desde jul-2018) abr-15 [MW] 4000 abr-23 6.3.2 Mes 0% s- 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 48: Flujos Charrúa 220 kV al norte para distintas probabilidades de excedencia. Escenario Base Escenario 2 1500 Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV 1000 500 500 [MW] 1000 0 -1500 20% 80% 100% c+ s+ c- s- abr-31 oct-30 abr-29 oct-29 abr-30 oct-28 oct-27 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 abr-22 oct-22 abr-23 oct-21 oct-20 abr-20 abr-21 oct-18 abr-19 oct-19 oct-17 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 oct-34 abr-34 oct-32 oct-33 abr-32 abr-33 oct-30 -1000 -1500 Mes 0% oct-31 abr-30 abr-31 abr-29 oct-29 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-24 abr-24 oct-23 abr-22 oct-22 abr-23 oct-21 oct-20 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 oct-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 -1000 0 -500 abr-15 -500 Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV abr-15 [MW] 1500 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 49: Flujos Nueva Charrúa 220 kV - Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. i. Escenario Base La Figura 48 muestra los flujos proyectados que llegan a Charrúa 220 kV con dirección hacia Charrúa 500 kV. De acuerdo a los criterios utilizados en la planificación del sistema de transmisión, para mantener la operación con criterio N-1 en la línea Charrúa – Ancoa, durante los primeros años de análisis, el flujo no puede sobrepasar los 1500 MVA, por lo que a pesar de contar con un tercer transformador no se permiten mayores niveles de transmisión. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 63 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. i. Escenario Alternativo Sur (Escenario 2) La conclusiones derivadas del escenario base son igualmente válidas para el escenario alternativo, observando un incremento en los niveles de flujo. 6.3.3 Tramos Charrúa - Lagunillas 220 kV y Charrúa - Hualpén 220 kV (1) Línea Charrúa – Lagunillas 1x220 kV, 1x366VA (2) Línea Charrúa – Hualpén 1x220 kV, 1x227 MVA (3) Línea Hualpén - Lagunillas 1x220 kV, 1x276 MVA9 Ninguna Ninguna Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: - - Escenario Base Escenario 2 200 Charrúa - Hualpén 220 kV 150 150 100 100 50 50 [MW] 0 0 -50 -50 -100 -100 -150 -150 oct-33 abr-34 oct-34 oct-33 abr-34 oct-34 oct-31 oct-32 abr-32 abr-33 oct-32 oct-31 abr-33 s- abr-32 oct-29 oct-30 abr-31 abr-31 abr-29 abr-30 oct-30 c- oct-29 s+ abr-30 oct-26 abr-27 c+ oct-27 abr-28 oct-28 oct-25 oct-24 Mes abr-26 abr-24 100% abr-25 oct-22 oct-23 80% abr-23 oct-19 20% oct-20 abr-21 oct-21 abr-22 abr-19 0% abr-20 oct-17 oct-18 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-15 oct-33 oct-34 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 s- abr-32 oct-29 oct-30 abr-30 c- abr-31 abr-28 oct-28 s+ abr-29 oct-26 oct-27 c+ abr-27 oct-24 Mes oct-25 abr-25 100% abr-26 oct-22 oct-23 abr-23 80% abr-24 oct-19 abr-20 20% oct-20 abr-21 oct-21 abr-22 oct-17 oct-18 0% abr-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 -200 abr-15 -200 Charrúa - Hualpén 220 kV abr-16 [MW] 200 Figura 50: Flujos Charrúa – Hualpén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. Escenario Base Escenario 2 200 Charrúa - Lagunillas 220 kV 150 100 100 50 50 [MW] 150 0 Charrúa - Lagunillas 220 kV 0 -50 -50 -100 -100 -150 -150 Mes s+ abr-29 oct-26 oct-27 abr-28 oct-28 c+ abr-27 abr-26 oct-25 oct-24 100% abr-25 abr-24 oct-23 oct-22 80% abr-23 abr-21 oct-21 abr-22 20% oct-20 oct-19 abr-20 0% abr-19 oct-18 oct-17 abr-18 abr-17 oct-16 oct-15 oct-34 oct-33 abr-34 abr-33 oct-32 oct-31 abr-32 oct-30 oct-29 s- abr-31 c- abr-30 abr-29 s+ abr-28 oct-28 oct-27 oct-26 c+ abr-27 oct-25 oct-24 Mes abr-26 100% abr-25 oct-23 oct-22 abr-24 80% abr-23 oct-19 20% oct-20 abr-21 oct-21 abr-22 abr-20 abr-19 oct-18 oct-17 abr-18 abr-17 oct-16 oct-15 abr-16 abr-15 0% abr-16 -200 -200 abr-15 [MW] 200 c- s- Figura 51: Flujos Charrúa – Lagunillas 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. 9 Instalación no troncal Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 64 En la Figura 50 y la Figura 51 se observa que los flujos proyectados no presentarían saturaciones en todo el horizonte de planificación. 6.3.4 Tramo Cautín – Mulchén - Charrúa 220 kV (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 Ninguna ProyectoE. 10 - Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA], tendido de un circuito energizado en 220 [kV]. Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: Abr-15 - Sep-15 - Ene-23 Ene-22 - Sep-15 Charrúa220 Charrúa220 Existente En Licitación o Construcción Mulchén220 Mulchén220 Temuco220 Proyecto Temuco220 Cautín220 Cautín220 Ilustración 12.Diagrama de obras modeladas tramo Cautín – Charrúa 220 kV Escenario Base 600 Escenario 2 1500 Mulchén - Charrúa 220 kV 400 Mulchén - Charrúa 220 kV 1000 200 [MW] [MW] 500 0 0 -200 -500 oct-34 oct-32 oct-33 abr-33 abr-34 oct-30 oct-31 abr-32 abr-30 abr-31 oct-27 oct-28 abr-29 oct-29 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 abr-24 oct-21 abr-22 oct-22 oct-19 oct-20 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-15 -1000 abr-16 -400 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- oct-33 oct-34 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 oct-29 oct-30 abr-30 abr-31 oct-27 oct-28 abr-29 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-20 oct-17 oct-18 abr-18 abr-19 oct-15 oct-16 abr-16 abr-17 abr-15 -600 -1500 Mes 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 52: Flujos Mulchén – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 65 0% 20% Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión 80% 100% Mes oct-24 c+ s+ s+ abr-28 oct-28 oct-27 abr-27 oct-26 abr-26 oct-25 abr-25 c+ abr-28 oct-28 Mes oct-27 100% oct-26 80% abr-26 20% 0 -100 -200 -300 c- oct-30 abr-31 oct-31 abr-32 oct-32 abr-33 oct-33 abr-34 oct-34 oct-30 oct-31 abr-32 oct-32 abr-33 oct-33 abr-34 oct-34 c- abr-31 abr-30 100 abr-30 200 oct-29 c- abr-29 Duqueco - Charrua 220 kV oct-29 s+ abr-29 c+ abr-27 0% oct-24 300 oct-25 -300 100% abr-25 Escenario Base oct-22 -200 80% oct-23 -200 20% abr-23 Mes abr-24 -100 abr-20 -100 oct-20 abr-21 oct-21 abr-22 100 oct-18 300 oct-19 0% abr-19 s- oct-17 abr-18 100 oct-16 200 abr-16 200 abr-17 Temuco - Charrúa 220 kV oct-15 [MW] 0 abr-15 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 oct-29 oct-30 s- s- oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 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-16 abr-16 oct-15 abr-15 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 -600 oct-22 oct-31 abr-31 s- abr-32 c- oct-30 abr-29 abr-30 -600 oct-23 oct-29 -400 abr-23 c- abr-29 s+ abr-30 oct-28 [MW] Escenario Base abr-24 s+ abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 -400 abr-20 abr-27 c+ oct-27 abr-28 oct-28 oct-25 abr-25 abr-26 -200 oct-20 abr-21 oct-21 abr-22 c+ oct-26 100% abr-26 oct-23 oct-24 abr-24 -200 oct-18 Mes oct-25 oct-24 abr-25 oct-21 oct-22 abr-22 abr-23 0 oct-19 oct-23 abr-23 100% abr-24 80% 600 abr-19 80% oct-22 200 oct-17 abr-18 abr-21 oct-21 20% abr-22 abr-21 oct-20 abr-20 oct-19 abr-19 oct-18 200 oct-16 20% oct-20 300 oct-19 abr-19 0% abr-20 oct-17 abr-17 abr-18 400 abr-16 0% oct-18 oct-15 oct-16 abr-16 [MW] 400 abr-17 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 abr-15 Cautín - Mulchén 220 kV oct-15 abr-15 [MW] oct-15 abr-15 abr-16 [MW] 600 Cautín - Mulchén 220 kV Escenario 2 0 Mes s- Figura 53: Flujos Cautín – Mulchén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. Temuco - Duqueco 220 kV Escenario 2 0 -300 Figura 54: Flujos Temuco – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. mayo de 2015 66 Escenario Base 300 Escenario 2 400 Cautín - Temuco 220 kV Cautín - Temuco 220 kV 300 200 200 100 [MW] [MW] 100 0 0 -100 -100 -200 -200 -300 20% 80% 100% oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 abr-33 oct-29 oct-30 abr-31 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 Mes Mes 0% abr-24 oct-21 oct-22 abr-22 oct-19 oct-20 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 oct-33 oct-34 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 oct-29 oct-30 abr-30 abr-31 oct-27 oct-28 abr-29 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-20 oct-17 oct-18 abr-18 abr-19 oct-15 oct-16 abr-16 abr-17 abr-15 abr-15 -400 -300 c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 55: Flujos Cautín - Temuco 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. i. Escenario Base En el escenario base los niveles de trasferencia esperados para los tramos entre la S.E. Cautín y S.E. Charrúa se encontrarían por debajo de las capacidades máximas de las líneas a excepción del tramo Cautín –Temuco 220 kV el cual presentaría saturaciones a partir del año 2023.10 i. Escenario Alternativo Sur (Escenario 2) En el escenario 2, la incorporación de las centrales ERNC eólicas entre Cautín y Charrúa se traducen en mayores niveles de transferencia en el sentido sur – norte, dando origen a congestiones para los tramos Mulchén – Charrúa 220 kV (Figura 52) y Temuco –Charrúa 220 kV (Figura 54). Cabe señalar que los tramos en los cuales se presentarían saturaciones dependen de los puntos de conexión de las centrales modeladas. 6.3.4.1 Necesidades de expansión Tramo Cautín –Mulchén – Charrúa El análisis de utilización esperada para el escenario base indica que no resultaría pertinente llevar a cabo una evaluación económica del proyecto propuesto para el tramo. No obstante lo anterior, en el escenario 2 las saturaciones esperadas en el tramo Mulchén – Charrúa muestran que se deberá definir mediante una evaluación económica la pertinencia de la recomendación del ProyectoE. 10. Adicionalmente se podría requerir de obras de expansión para el tramo Temuco - Charrúa 220 kV. En la simulación se ha modelado una elevación de la capacidad máxima mediante el supuesto de una obra que deberá ser definida en los procesos de revisión troncal futuros. 10 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 67 6.3.5 Tramo Cautín – Valdivia (1) Circuito N°1 Línea Valdivia – Cautín 2x220 kV • Tramo Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA. • Tramo Ciruelos - Cautín 1x220 kV, 1x193 MVA. (2) Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV: • Tramo Cautín – Loncoche 1x220, 1x193 MVA • Tramo Loncoche – Valdivia 1x220, 1x145 MVA. (3) Seccionamiento del circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos ProyectoE. 8- Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 2500/1500 [MVA], tendido dos circuitos energizados en 220 [kV] Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: Ene-17 - Abr-18 Cautin220 Abr-15 - Dic-16 Cautin220 May-18 - Dic-21 Cautin220 Loncoche Ciruelos220 Ene-22 - Mar-35 Cautin220 Existente Loncoche Loncoche Ciruelos220 Ene-17 Ene-22 Ciruelos220 En Licitación o Construcción Ciruelos220 Proyecto Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220 Hacia Pichirropulli220 Hacia Pichirropulli220 Ilustración 13.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Cautín Límite Modelado MVA Fecha Sin Proyecto Proyecto Considerado Con Proyecto Descripción +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín Obra en Construcción en S.E. Ciruelos 145 500 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x500 kV (220) Obra Propuesta Cuadro 30: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Cautín al Sur Ene-17 145 Ene-22 145 Escenario Base 800 Escenario 2 800 Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220 kV desde ene-17) 600 400 400 200 200 [MW] [MW] 600 Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220 kV desde ene-17) 0 0 -200 -200 -400 -400 20% 80% 100% oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 abr-33 oct-29 oct-30 abr-31 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 Mes Mes 0% abr-24 oct-21 oct-22 abr-22 oct-19 oct-20 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 oct-33 oct-34 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 abr-31 abr-32 oct-29 oct-30 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 oct-21 oct-22 abr-23 abr-21 abr-22 oct-19 oct-20 abr-19 abr-20 oct-17 oct-18 abr-17 abr-18 oct-15 oct-16 abr-16 abr-15 abr-15 -600 -600 c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 56: Flujos desde el sur a S.E. Cautín para distintas probabilidades de excedencia. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 68 i. Escenario Base La Figura 56 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. Se observa que las transferencias esperadas dan origen a saturaciones en ambos sentidos, las cuales se incrementan a partir del año 2020. i. Escenario Alternativo Sur (Escenario 2) En el escenario 2, la incorporación de centrales al norte de Cautín y al sur de Ciruelos se traducen en mayores niveles de flujo en ambos sentidos, siendo relevante las magnitudes esperadas hacia el norte debido principalmente a que los requerimientos de demanda neta al sur de Ciruelos se ven disminuidos por la generación incorporada en la zona, y a su vez aumentan los requerimientos de energía al norte de la S.E Cautín. 6.3.5.1 Necesidades de expansión Tramo Cautín –Valdivia Se observa que en caso de no considerar la obra de expansión se presentaría un alto grado de saturación en el tramo tanto en escenario base como en el alternativo por lo que se evaluará económicamente el proyecto propuesto ProyectoE. 8. 6.3.6 Tramo Ciruelos – Pichirropulli Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (1) Circuito Nº1 Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA. Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV, 1x145 MV (2) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC (3) Seccionamiento del circuito Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos (4)Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA, (tendido segundo circuito) ProyectoE. 9 - Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], tendido de un circuito energizado en 220 [kV] Abr-15 -Dic-16 Hacia S/E Cautin220 Ene-17-Abr-18 Hacia S/E Cautin220 May-18 -Mar-29 Hacia S/E Cautin220 Ene-22 -Mar-35 Hacia S/E Cautin220 may-18 Ene-17 may-18 Ene-22 Existente En Licitación o Construcción Proyecto Ciruelos220 Valdiv ia220 Hacia S/E Rahue220 Ciruelos220 Ciruelos220 Ciruelos220 Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220 Pichirropulli220 Pichirropulli220 Hacia S/E Rahue220 Hacia S/E Rahue220 Hacia S/E Rahue220 Linea (1) 2x500 kV (energizada en 220) Ilustración 14.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Ciruelos Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 69 oct-15 abr-15 0% 20% oct-22 80% 100% oct-24 oct-25 abr-25 c+ oct-26 oct-27 s+ oct-29 abr-29 c- s- oct-31 abr-31 oct-32 Mes 0% 20% Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión 80% 100% c+ s+ oct-29 c- oct-30 oct-31 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 c- abr-31 oct-29 abr-29 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 c- abr-32 s+ abr-29 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 s+ abr-30 oct-21 abr-21 oct-17 oct-19 abr-19 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 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 Proyecto Considerado oct-28 c+ oct-27 -800 100% abr-27 -600 c+ abr-28 -400 -600 100% oct-26 -400 80% oct-25 Mes abr-25 -200 80% abr-26 -200 abr-22 Mes oct-24 200 oct-23 400 200 oct-20 Escenario Base abr-23 600 400 oct-18 Escenario Base abr-24 600 20% oct-22 800 oct-21 0% abr-21 Nueva Pichirropulli - Ciruelos 220 kV 20% abr-22 s- oct-20 -400 oct-19 -300 -400 abr-19 0% abr-20 -200 -300 oct-18 -100 -200 oct-19 400 abr-19 -100 abr-18 600 abr-20 100 oct-17 s- oct-18 200 100 abr-17 300 200 abr-18 300 oct-17 Pichirropulli - Ciruelos 220 kV abr-17 -600 abr-18 -600 oct-15 -400 oct-16 -400 abr-16 -200 abr-17 -200 oct-15 200 oct-16 [MW] 200 oct-16 abr-15 400 abr-16 0 [MW] oct-33 oct-34 0 abr-15 oct-34 abr-34 abr-33 abr-34 400 oct-15 oct-32 oct-33 abr-33 oct-31 oct-32 abr-32 Desde el Sur S/E Ciruelos abr-16 0 [MW] oct-30 oct-31 abr-31 abr-32 abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 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 Límite Modelado MVA Sin Proyecto Con Proyecto abr-15 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 c- abr-32 oct-28 oct-29 abr-29 abr-30 c- oct-30 s+ abr-30 c+ abr-28 s+ oct-28 oct-26 oct-27 abr-27 c+ abr-27 oct-21 abr-21 abr-22 145 abr-28 100% abr-26 oct-25 abr-25 oct-24 abr-24 100% abr-26 80% abr-24 oct-23 abr-23 oct-22 abr-22 80% oct-23 20% abr-23 oct-20 oct-21 abr-21 20% abr-22 0% oct-20 oct-19 oct-20 abr-20 may-18 Ene-22 oct-21 oct-17 oct-18 abr-18 abr-19 [MW] ene-17 abr-21 oct-18 oct-19 abr-19 abr-20 0% oct-19 oct-16 oct-17 abr-17 abr-18 abr-17 oct-16 abr-16 oct-15 abr-15 600 abr-20 oct-15 abr-15 abr-16 [MW] 400 abr-19 oct-18 abr-18 800 oct-17 abr-17 oct-16 abr-16 [MW] Fecha Descripción +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín Obra en Construcción en S.E. Ciruelos 145 325 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV Obra en Construcción 325 500 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x500 kV Obra Propuesta Cuadro 31: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Desde Ciruelos al Sur 145 Desde el Sur S/E Ciruelos Escenario 2 0 Mes Figura 57: Suma de flujos desde S.E. Ciruelos al sur s- Pichirropulli - Ciruelos 220 kV Escenario 2 0 Mes Nueva Pichirropulli - Ciruelos 220 kV s- 0 -800 Mes s- Figura 58: Flujos Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia mayo de 2015 70 Escenario Base Escenario 2 400 200 100 100 20% 80% 100% oct-33 oct-34 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 abr-33 oct-29 oct-30 abr-31 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-27 abr-28 oct-25 oct-26 abr-25 abr-26 oct-23 oct-24 abr-23 Mes Mes 0% abr-24 oct-21 oct-22 abr-22 oct-19 oct-20 abr-20 abr-21 oct-17 oct-18 abr-19 abr-17 oct-33 oct-34 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 abr-31 abr-32 oct-29 oct-30 abr-29 abr-30 oct-27 oct-28 abr-28 oct-25 oct-26 abr-26 abr-27 oct-23 oct-24 abr-24 abr-25 oct-21 oct-22 abr-23 abr-21 abr-22 oct-19 oct-20 abr-19 abr-20 oct-17 oct-18 abr-17 abr-18 -400 oct-15 -300 -400 oct-16 -200 -300 abr-16 -100 -200 abr-15 -100 abr-18 0 oct-15 0 oct-16 [MW] 300 200 [MW] 300 Rahue - Valdivia 220 kV (Pichirropulli - Valdivia desde may-18) abr-16 Rahue - Valdivia 220 kV (Pichirropulli - Valdivia desde may-18) abr-15 400 c+ s+ c- s- 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- s- Figura 59: Flujos Barro Blanco – Valdivia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia. i. Escenario Base La Figura 57 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). A comienzo del año 2021, el aumento progresivo de los flujos hacia el sur, promovidos por la liberación de limitaciones en los tramos Puerto Montt – Pichirropulli 220 kV conllevaría a sobrepasar nuevamente el límite con criterio N-1 en el tramo Ciruelos – Pichirropulli para lo cual se ha modelado el ProyectoE. 9 propuesto. ii. Escenario Alternativo Sur (Escenario 2) Para el escenario 2 igualmente se presentan saturaciones hacia el sur, aumentando los niveles de transferencia hacia norte, los cuales alcanzarían en algunas condiciones la capacidad máxima de transferencia en caso de no considerar el proyecto de expansión. 6.3.6.1 Necesidades de expansión Tramo Ciruelos - Pichirropulli Las transferencias esperadas para el tramo dan cuanta de la necesidad de evaluación de una obra de expansión a partir del año 2021. Considerando los plazos involucrados de la obra expansión propuesta (ProyectoE. 9) se realizará la respectiva evaluación económica. 6.3.7 Sistema al sur de S.E. Pichirropulli Instalaciones existentes: Obras en construcción Obras a analizar: (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 (4) Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500(290) MVA (5) Seccionamiento completo S.E. Rahue Ninguna Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión - feb-21 feb-17 - mayo de 2015 71 i. 0% 20% 80% 100% c+ s+ c- oct-30 s- oct-31 Mes 0% 20% Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión 80% 100% c+ s+ c- oct-31 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 c- abr-32 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 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 c- abr-31 oct-30 s+ abr-30 oct-21 s+ oct-29 abr-29 -400 oct-27 -400 c+ oct-28 0 -200 c+ abr-28 0 -200 100% abr-27 200 80% oct-25 Escenario Base 100% oct-26 Mes abr-25 200 abr-21 Mes abr-26 400 abr-22 Escenario Base oct-23 400 80% oct-24 600 20% abr-23 600 oct-17 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 oct-31 abr-31 oct-30 abr-30 oct-29 abr-29 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 Escenario Base abr-24 800 oct-21 Puerto Montt - Rahue 220 kV (Puerto Montt - Nueva Puerto Montt 220 kV desde febrero 2021) 20% oct-22 0% abr-21 s- abr-22 -300 oct-20 0% oct-20 -400 oct-19 -200 -300 abr-19 -200 abr-20 -100 oct-19 -100 abr-19 400 abr-20 100 oct-17 s- oct-18 200 100 abr-17 200 abr-18 300 oct-17 300 oct-18 [MW] 800 abr-18 Puerto Montt - Rahue 220 kV oct-15 -800 oct-16 -600 abr-16 -400 -600 abr-17 -400 oct-15 -200 oct-16 -200 abr-17 -600 abr-15 200 abr-16 0 [MW] oct-33 oct-34 0 abr-15 oct-34 abr-33 abr-34 400 200 oct-15 oct-33 abr-33 abr-34 oct-31 oct-32 abr-32 600 400 oct-16 oct-31 oct-32 abr-32 oct-29 oct-30 abr-30 abr-31 [MW] 600 abr-16 [MW] oct-29 oct-30 abr-30 abr-29 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-16 abr-16 oct-15 abr-15 Nva Puerto Montt - Pichirropulli 220 kV abr-15 oct-34 abr-34 oct-33 abr-33 oct-32 abr-32 c- abr-31 c- abr-31 s+ abr-30 abr-29 oct-28 abr-28 oct-27 abr-27 oct-26 s+ oct-29 abr-29 oct-28 c+ abr-28 oct-25 abr-25 abr-26 c+ oct-27 abr-27 100% oct-26 oct-24 abr-24 oct-23 abr-23 oct-22 100% abr-26 oct-25 abr-25 80% oct-24 oct-21 abr-21 abr-22 80% abr-24 oct-23 abr-23 20% oct-22 oct-19 20% abr-22 oct-21 abr-21 0% oct-20 abr-20 [MW] 0% oct-20 abr-20 abr-19 oct-18 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 abr-16 oct-15 abr-15 400 oct-19 abr-19 oct-18 abr-18 oct-17 abr-17 oct-16 abr-16 [MW] 800 oct-15 abr-15 800 Nva Puerto Montt - Pichirropulli 220 kV Escenario 2 0 -800 Mes Figura 60: Flujos Nueva Puerto Montt –Pichirropulli 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia s- Puerto Montt - Rahue 220 kV Escenario 2 0 -400 Mes s- Figura 61: Flujos Nueva Puerto Montt –Rahue 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia Puerto Montt - Rahue 220 kV (Puerto Montt - Nueva Puerto Montt 220 kV desde febrero 2021) Escenario 2 -600 Mes s- Figura 62: Flujos Puerto Montt - Nueva Puerto Montt 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia Escenario Base 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 mayo de 2015 72 (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. i. Escenario Alternativo Sur (Escenario 2) Las conclusiones presentadas para el escenario bases son equivalentes a las del escenario 2. 6.3.8 Resumen análisis zona sur A partir de los análisis realizados para la zona sur se presenta el Cuadro 32, en el cual se muestran los tramos que presentarían algún grado de saturación y los niveles de congestión esperada, y a continuación en el Cuadro 33 se identifican las posibles obras de expansión de que darían solución. Cuadro 32: Niveles de congestión esperada zona Sur Escenario Base Escenario 2 Mulchén – Charrúa 220 kV Temuco – Charrúa 220 kV Desde el sur a Cautín 220 kV Desde el sur a Ciruelos 220 kV Mulchén – Charrúa 220 kV Temuco – Charrúa 220 kV Desde el sur a Cautín 220 kV Desde el sur a Ciruelos 220 kV 2020 0% 0% 26% 0% 21% 8% 38% 0% 2021 0% 0% 35% 0% 23% 9% 48% 0% 2022 0% 0% 40% 2% 27% 5% 50% 2% 2023 0% 0% 38% 3% 26% 6% 49% 2% 2024 0% 0% 36% 4% 25% 4% 47% 2% 2025 0% 0% 38% 5% 25% 5% 45% 4% 2026 0% 0% 35% 5% 24% 4% 45% 4% 2027 0% 0% 34% 7% 23% 5% 42% 5% 2028 0% 0% 28% 7% 20% 4% 37% 5% 2029 0% 0% 29% 12% 20% 5% 34% 8% 2030 0% 0% 30% 11% 19% 5% 35% 11% Cuadro 33: Resumen de requerimientos de expansión zona sur Tramo Troncal Mulchén – Charrúa 220 kV Temuco – Charrúa 220 kV Cautín – Ciruelos 220 kV Ciruelos – Pichirropulli 220 kV Proyectos Diagnostico Escenarios requirentes ProyectoE. 10 - Nueva línea 2x500 [kV] Nueva Charrúa – Mulchén 2500 [MVA], tendido de un circuito energizado en 220 [kV]. Ninguno Sobrecarga sur – norte Centrales ERNC Escenario 2 Sobrecarga por Centrales ERNC Escenario 2 Sobrecarga ambos sentidos Escenario base y Escenario 2 Sobrecarga norte -sur Escenario base y Escenario 2 ProyectoE. 8- Nueva línea 2x500 [kV] Cautín - Ciruelos 2500/1500 [MVA], tendido dos circuitos energizados en 220 [kV] ProyectoE. 9 - Nueva línea 2x500 [kV] Ciruelos - Pichirropulli 1500 [MVA], tendido de un circuito energizado en 220 [kV] Cabe señalar que se encuentran en análisis los estudios que determinaran la factibilidad de operar eléctricamente el sistema dentro de los márgenes de seguridad requeridos por la normativa considerando las capacidades adicionadas por los proyectos propuestos con sus respectivas características. La determinación de la conveniencia de ejecución de los proyectos señalados o nuevos que se incorporasen en la siguiente versión del informe dependerá de la evaluación económica correspondiente. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 73 7 ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO EN S.E. TRONCALES En virtud a la revisión y análisis desarrollados en cada subestación del STT, se presenta a continuación una tabla resumen que contiene los requerimientos preliminares de cada una de éstas, y sobre los cuales la DPD está analizando recomendar ampliaciones ANEXO 4. S/E TRONCAL INCUMPLIMIENTO S/E DIEGO DE ALMAGRO 220 kV 1. Falla de severidad 9 se propaga 2. Posible sobrecarga esperada del 20% en barras 3. Falla de severidad 8 se propagaría a los sistemas de subtransmisión 1. Conexión del paño del primer circuito nueva Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV, con flexibilidad de conectarse a ambas secciones. 2. Posible repotenciamiento de barras 1. Posible propagación ante falla de severidad 9 2. Incumplimiento en criterio de conexión, no se admite el seccionamiento de un solo circuito en el STT Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto que contemple soluciones a los dos incumplimientos. Desarrollo de una nueva subestación que seccione los tres circuitos y de configuración de doble barra o interruptor y medio se aprecian preliminarmente como las más convenientes. S/E SAN ANDRÉS 220 kV 1. S/E MAITENCILLO 220 kV 2. Falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de subtransmisión Posible sobrecarga esperada del 150% 1. S/E PAN DE AZÚCAR 220 kV S/E LOS MAQUIS 220 kV S/E QUILLOTA 220 kV S/E POLPAICO 220 kV No existe posibilidad de mantenimiento de Interruptores JT5(CER 1), JT6(CER 2) y JCE5(CCEE) 2. Falla de severidad 8 y 9 se propagaría a los sistemas de subtransmisión 1. Falla de severidad 9 se propaga. 2. No existe posibilidad de mantenimiento de interruptores, ya que S/E posee configuración de barra simple sin barra de transferencia. 3. Falla de severidad 8 se propagaría. 4. Transformador 220/100 kV está conectado a barra principal directamente, sin interruptor. Falla de severidad 9 se propagaría provocando sobrecargas 1. No existe posibilidad de mantenimiento de interruptor J12, Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión REQUERIMIENTO PRELIMINAR 3. Proyecto para cumplimiento ante falla de severidad 8, se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente. 1. Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente. 2. Posible repotenciamiento de barras 1. Se debe normalizar conexión de interruptores JT5(CER 1), JT6(CER 2) y JCE5(CCEE) 2. Proyecto para cumplimiento ante falla de severidad 8 y 9, se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente. Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal en la subestación que permita el mantenimiento de los interruptores y que evite la propagación de la falla de severidad 9. Respecto de falla de severidad 8, se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente. Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación en la S/E que evite la propagación de la falla para los escenarios estudiados. 1. Se debe normalizar conexión de interruptor J12. 2. Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación en la S/E que evite la mayo de 2015 74 S/E CHENA 220 kV S/E CERRO NAVIA 220 kV S/E ALTO JAHUEL 220 kV S/E COLBÚN 220 kV S/E CANDELARIA 220 kV S/E ANCOA 220 kV S/E CHARRÚA 220 kV S/E VALDIVIA 220 kV S/E RAHUE 220 kV S/E PUERTO MONTT 220 kV perteneciente a línea Polpaico-Los Maquis. Falla de severidad 9 se propagaría provocando sobrecargas Falla de severidad 9 se propagaría. No existe posibilidad de mantenimiento de los interruptores J3 y J4 (pertenecientes a L3 y L4 Alto Jahuel-Chena). 1. No existe posibilidad de mantenimiento de Interruptores JCE1 banco condensador 50 MVAr. 2. Falla de severidad 9 se propagaría provocando sobrecargas en tramo Polpaico - Cerro Navia 2x220 kV 1. No existe posibilidad de mantenimiento de Interruptores CE1 (CCEE 65 MVAr), JCE2 (CCEE 50 MVAr), JZ3 (Reactor 90 MVAr), J3 (línea 2 Maipo-Alto Jahuel) y J10 (línea 1 MaipoAlto Jahuel). 2. Posible sobrecarga esperada del 120% en 220 kV y 80% en 500 kV 2. 1. 2. propagación de la falla para los escenarios estudiados. Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal en la subestación que permita mantenimiento de los interruptores y que evite la propagación de la falla de severidad 9. 1. 2. Se debe normalizar conexión de interruptor JCE1. Se debería estudiar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal en subestación que permita mantenimiento de interruptores y que evite la propagación de falla de severidad 9 para los escenarios estudiados. 1. Se debe normalizar conexión de interruptores CE1 (CCEE 65 MVAr), JCE2 (CCEE 50 MVAr), JZ3 (Reactor 90 MVAr), J3 (línea 2 Maipo-Alto Jahuel) y J10 (línea 1 MaipoAlto Jahuel). 2. Posible repotenciamiento de barras No existe posibilidad de mantenimiento del interruptor J7, perteneciente a la línea (2) de Candelaria-Maipo 2x220 kV La subestación no posee barra de transferencia, interruptores J1 (Maipo-Candelaria 1x220 kV), J2 (A.Jahuel-Candelaria 1x220 kV), J3 (C1 Candelaria-Colbún 2x220 kV), J4 (C1 CandelariaColbún 2x220 kV), J5 (C1 Candelaria-Minero 2x220 kV) y J6(C2 Candelaria - Colbún 2x220 kV) no cumplen con criterio de mantenimiento de interruptores. No existe posibilidad de mantenimiento de interruptor J9, perteneciente a la línea 1x220 [kV] Ancoa – Colbún Se debe analizar la normalización de la conexión de interruptor J7. La falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de subtransmisión La falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de subtransmisión La falla de severidad 9 se propagaría a los sistemas de subtransmisión 1. No existe posibilidad de mantenimiento de interruptor JT4, perteneciente al CER. 2. Falla de severidad 9 se propagaría al SIC, provocando disminuciones en los niveles de tensión producto de la desconexión del CER. Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente. Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión Se debe analizar el desarrollo de un proyecto de ampliación troncal que permita el mantenimiento de todos los interruptores troncales. Se debe analizar el desarrollo de un proyecto de normalización de la conexión de interruptor J9. Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente. Proyecto se analizará en los estudios de expansión de la subtransmisión a realizar posteriormente. Se debe analizar el desarrollo de un proyecto para dar cumplimiento a la mantención del interruptor JT4 y adicionalmente evitar la propagación de la falla de severidad 9 que se observa en los escenarios estudiados, mediante la conexión del CER en esquema de interruptor y medio o doble interruptor. mayo de 2015 75 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 76 ANEXO 1 ANEXO 1 ESTUDIO DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN Revisión ETT 2014 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 77 ANEXO 2 ANEXO 2 ESTUDIO DE LA OPERACIÓN DE LA ZONA NORTE DEL SIC PERÍODO 2014-2017 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 78 ANEXO 3 ANEXO 3 METOLOGÍA DE INCORPORACIÓN DE LA GENERACION SOLAR FOTOVOLTAICA Y EÓLICA AL MODELO PLP PERÍODO 2014-2017 Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 79 ANEXO 4 ANEXO 4 REVISIÓN GENERAL DEL CUMPLIMIENTO DE ESTÁNADES DE SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO EN SUBESTACIONES CON INSTALACIONES TRONCALES Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 80 ANEXO 5 ANEXO 5 CURVA DE DURACIÓN DE FLUJOS ANUALES Diagnóstico de utilización esperada del STT y requerimientos de expansión mayo de 2015 81
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