Post on 10-Feb-2017
CDEC-SING C0079/2015
Emitido como Informe
Versión: 1
Autor Departamento de Integridad del Sistema
Fecha Creación 14-09-2015
Última Impresión
Correlativo CDEC-SING C0079/2015
Versión Versión 1
INFORME TÉCNICO
“ESTUDIO DE INTEGRIDAD DE
INSTALACIONES DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN 2015”
EVALUACIÓN AÑOS 2018 Y 2021
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 2 de 124
CONTROL DEL DOCUMENTO
APROBADO POR
Versión Aprobado por Cargo
1 Juan Carlos Araneda T. Director de Planificación y Desarrollo
REVISADO POR
Versión Revisado por Cargo
1 Erick Zbinden A. Jefe Departamento de Integridad del Sistema
REALIZADO POR
Versión Realizado por Cargo
1
Constanza Argomedo S. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema
Carla Hernández O’. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema
Patricio Lagos R. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema
Alex Santander G. Ingeniero Departamento de Integridad del Sistema
REGISTRO DE CAMBIOS
Fecha Autor Versión Descripción del Cambio
14-09-2015 Departamento de Integridad del Sistema 1 Confección de versión final que incorpora observaciones de empresas coordinadas
31-07-2015 Departamento de Integridad del Sistema A Confección del documento preliminar
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 3 de 124
CONTENIDO.
1. RESUMEN EJECUTIVO 6
1.1. ZONAS DEL SING 6
1.2. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS 6
1.3. ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO 13
1.4. ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA DE SEVERIDAD 9 15
2. CONTEXTO DEL ESTUDIO 17
3. INTRODUCCIÓN 20
4. OBJETIVOS 21
5. ALCANCE 23
6. ANTECEDENTES 25
7. MARCO NORMATIVO 27
8. METODOLOGÍA DE TRABAJO 28
8.1. BASE DE DATOS (BD) 28
8.1.1. EXPANSIÓN BD SING ............................................................................................................................ 28
8.1.2. INTEGRACIÓN BD SING, SIC, SADI Y LÍNEA INTERCONEXIÓN SIC-SING ................................................ 30
8.1.3. MODELACIÓN DE OBRAS EN BD INTEGRADA ...................................................................................... 32
8.2. DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN 34
8.3. PLAN DE EXPANSIÓN DEL SING 35
8.3.1. DEMANDA ........................................................................................................................................... 35
8.3.2. GENERACIÓN ....................................................................................................................................... 37
8.3.3. TRANSMISIÓN ...................................................................................................................................... 38
8.4. DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN 43
8.5. DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN 45
8.6. DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE ANÁLISIS REALIZADOS 47
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 4 de 124
8.7. DEFINICIÓN DE LAS INSTALACIONES DE INTERÉS PARA LOS ANÁLISIS 49
9. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO 50
9.1. GENERALIDADES 50
9.2. ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER 51
9.2.1. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.1 ................................................................................................................ 53
9.2.2. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.2 ................................................................................................................ 55
9.2.3. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.3 ................................................................................................................ 56
9.2.4. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.4 ................................................................................................................ 58
9.2.5. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.1 ................................................................................................................ 60
9.2.6. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.2 ................................................................................................................ 61
9.2.7. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.3 ................................................................................................................ 63
9.2.8. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.4 ................................................................................................................ 65
9.3. ANÁLISIS DE SATURACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 67
9.3.1. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.2 ................................................................................................................ 71
9.3.2. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.3 ................................................................................................................ 73
9.3.3. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.4 ................................................................................................................ 76
9.3.4. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.2 ................................................................................................................ 79
9.3.5. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.3 ................................................................................................................ 82
9.3.6. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.4 ................................................................................................................ 84
9.4. RESUMEN DE CC EN BARRAS DEL SING 88
10. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO 92
10.1. RESULTADOS AÑO 2018 (TOPOLOGÍA 1) 92
10.2. RESULTADOS AÑO 2021 (TOPOLOGÍA 2) 100
11. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA
DE SEVERIDAD TIPO 9 105
11.1. AÑO 2018 106
11.1.1. SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6) .......................................................... 107
11.1.2. SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6) .................................................................... 108
11.1.3. SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 1.2)............................................................................................. 110
11.1.4. SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 1.2) ....................................................................................... 112
11.2. AÑO 2021 114
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 5 de 124
11.2.1. SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6) .......................................................... 114
11.2.2. SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6) .................................................................... 115
11.2.3. SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 2.2)............................................................................................. 117
11.2.4. SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 2.2). ...................................................................................... 120
12. CONCLUSIONES 123
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 6 de 124
1. RESUMEN EJECUTIVO
1.1. ZONAS DEL SING
Se definen tres distintas zonas geográficas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING),
las que serán utilizadas recurrentemente en el contenido del presente estudio.
Zona norte: Comprende las líneas y subestaciones que se encuentran geográficamente
ubicadas hacia el norte de las subestaciones Crucero y Encuentro.
Zona centro: Comprende las líneas y subestaciones del sector Tocopilla y Chuquicamata,
así como por aquellas instalaciones que conforman el enlace o anillo a través de las
siguientes subestaciones: Crucero, Encuentro, Laberinto, El Tesoro, Esperanza, El Cobre.
Zona sur-cordillera: Comprendida por las instalaciones que permiten el abastecimiento de
las subestaciones Zaldívar, Escondida, Domeyko, O’Higgins y Mejillones, así como de la
ciudad de Antofagasta.
1.2. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS
Equipos primarios sin información técnica
Se cuenta con 22 paños sin información de capacidad de ruptura de sus interruptores y 37 paños
sin información relativa a los Transformadores de Corriente (TT/CC), por lo que no se puede
determinar su condición actual. Estos antecedentes han sido asignados como “S/I”, y se pueden
observar en el Anexo A del presente documento.
Capacidad de ruptura de interruptores de poder
Al año 2018 se estima que los niveles de cortocircuitos en S/E Crucero alcancen cerca de
25 kA, motivo por el cual, se recomienda el cambio de todos los interruptores cuya
capacidad de ruptura sea inferior a dicho valor.
A la fecha, los interruptores presentes en la S/E con capacidad de ruptura de 16 kA ya ven
sobrepasada su capacidad de ruptura, por lo que se recomienda su reemplazo inmediato,
pues están incumpliendo el Artículo 3-3 c) de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 7 de 124
Servicio (NTSyCS). Los interruptores con problema de capacidad de ruptura desde la
actualidad al año 2018, están asociados a los siguientes paños:
o Reemplazo inmediato:
Crucero J6, Línea 1x220 kV Chacaya-Crucero, capacidad de ruptura: 16 kA.
Crucero JT1, Transformador 220/23 kV N°1, capacidad de ruptura: 16 kA.
Crucero JR, Paño Acoplador, capacidad de ruptura: 16 kA.
Mejillones JT, Autotransformador 220/110/13,8 kV, capacidad de ruptura:
16 kA.
o Reemplazo antes del año 2018:
Crucero JRE, Reactor, capacidad de ruptura actual: 25 kA.
Adicionalmente, debe considerarse como caso particular todos aquellos paños que serán
transferidos a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro, con el correspondiente
aumento del estándar de su equipamiento primario, y que presenten problemas con su
capacidad de ruptura antes de que se realice tal obra, éstos son:
o Casos particulares de interés actual:
Crucero J5, Línea 220 kV Crucero-Lagunas, capacidad de ruptura: 16 kA.
Crucero J6A, Línea 220 kV Crucero-Tocopilla 6A, capacidad de ruptura:
16 kA.
Crucero J6B, Línea 220 kV Crucero-Salar 6B, capacidad de ruptura: 16 kA.
o Casos particulares de interés previo al año 2018:
Crucero J10, Línea 220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°2, capacidad de
ruptura: 25 kA.
Crucero J11, Línea 220 kV Crucero-Laberinto Circuito N°1, capacidad de
ruptura: 25 kA.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 8 de 124
Al año 2021 se estima que los niveles de cortocircuitos en S/E Crucero alcancen cerca de
31,5 kA. De esta forma, los interruptores que deben reemplazarse antes de esa fecha,
adicionales a los que deben ser reemplazados antes del año 2018, son:
o Reemplazo antes del año 2021:
Crucero J8, Línea 220 kV Crucero-El Abra, capacidad de ruptura: 31,5 kA.
Crucero J9, Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic, capacidad de ruptura:
31,5 kA.
Crucero J12, Línea 220 kV Norgener-Crucero C1, capacidad de ruptura:
31,5 kA.
Crucero J13, Línea 220 kV Norgener-Crucero C2, capacidad de ruptura:
31,5 kA.
Crucero JS, Paño Seccionador 220 kV, capacidad de ruptura: 31,5 kA.
A modo de resumen, en la Tabla 1.1 se presentan los paños que contienen interruptores de poder
que ven o verán sobrepasada su capacidad de ruptura. Para ello, se ha incorporado con color rojo,
aquellos niveles de cortocircuito que sobrepasan la capacidad de ruptura del interruptor
correspondiente, de manera de poder visualizar de forma rápida, en qué año se hace necesario el
reemplazo.
Los valores de cortocircuito de los años 2015 y 2017 son obtenidos desde el Estudio de Integridad
de Instalaciones del Sistema de Transmisión (EIST) del año 2014, en adelante “EIST 2014”1, y los
valores de cortocircuito de los años 2018 y 2021 se obtienen como parte de los resultados del
presente estudio.
A modo de resumen, se advierten 7 interruptores de poder que a la fecha ya se encuentran
operando con su capacidad de ruptura sobrepasada, paños: Crucero J5, J6, J6A, J6B, JT1 y JR, y
Mejillones JT. De ellos, 3 serán redirigidos a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro, con el
correspondiente cambio de estándar.
1 Publicado en el sitio web del CDEC-SING, ruta Inicio > Informes y Estudios > Estudios CDEC
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 9 de 124
Tabla 1.1: Interruptores de S/E Crucero que deberán ser reemplazados.
Saturación de transformadores de corriente
Son 60 los TT/CC que estarían presentando niveles de saturación frente a máximos niveles de
cortocircuito esperados (escenarios 1.2 y 2.2) al año 2018. A ellos, se les suman 4 TT/CC con la
misma condición para el año 2021.
Es relevante mencionar que una operación saturada de los TT/CC destinados a medir corrientes de
cortocircuito con fines de protección, puede ocasionar descoordinaciones y operaciones erróneas
de los sistemas de protección, por no poder medir correcta y efectiva la corriente de falla que
circula por el equipo de medición.
En la Tabla 1.2 se presentan las distintas subestaciones que evidencian TT/CC con niveles de
saturación, identificando además el número de éstos (agrupados trifásicamente). Destaca una
gran cantidad de TT/CC saturados en las SS/EE Crucero y Encuentro.
2015 2017 2018 2021
Crucero J5 Crucero-Lagunas C1 Troncal 16,0 18,8 23,7 - -
Crucero J6 Chacaya-Crucero Adicional 16,0 17,8 22,7 22,7 30,0
Crucero J6A Tocopilla-Crucero C6A Adicional 16,0 17,2 22,2 - -
Crucero J6B Crucero-Salar C6B Adicional 16,0 18,5 23,0 - -
Crucero J7A Tocopilla-Crucero C7A Adicional 31,5 17,2 22,2 - -
Crucero J7B Crucero-Chuquicamata C7B Adicional 31,5 18,4 23,0 - -
Crucero J8 Crucero-El Abra Adicional 31,5 19,3 24,1 24,3 31,6
Crucero J9 Crucero-Radomiro Tomic Adicional 31,5 19,3 24,1 24,3 31,6
Crucero J10 Crucero-Laberinto C2 Adicional 25,0 17,9 22,8 - -
Crucero J11 Crucero-Laberinto C1 Adicional 25,0 17,9 22,8 - -
Crucero J12 Norgener-Crucero C1 Adicional 31,5 18,4 23,0 23,4 30,6
Crucero J13 Norgener-Crucero C2 Adicional 31,5 18,4 23,1 23,4 30,6
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV Adicional 16,0 19,3 24,1 24,3 31,6
Crucero JRE Reactor Troncal 25,0 19,3 24,1 24,3 31,6
Crucero JR Acoplador Troncal 16,0 19,3 24,1 24,3 31,6
Crucero JS Seccionador Troncal 31,5 19,3 24,1 24,3 31,6
Mejillones JT Autotransformador 220/110/13.8 kV Adicional 16,0 18,7 20,8 21,0 21,1
(2) Los resultados de CC están desarrollados para parque generador completo y criterio favorable.
(1) Los paños J5, J6A, J6B, J7A, J7B, J10 y J11 será redirigidos y traslados a la proyectada S/E Nueva Crucero Encuentro.
Capacidad
ruptura [kA]InstalaciónPañoS/E Clasificación
Máxima corriente de CC por paño [kA]
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 10 de 124
Tabla 1.2: Número de TT/CC saturados (en grupos trifásicos) por subestación.
Para dar solución a esta condición, existen diversas medidas que pueden ser aplicadas para mitigar
la situación, entre ellas:
1. Medición de Burden efectivo en sitio (terreno).
2. Verificar posibilidad de cambiar el tap primario del T/C.
3. Mejorar el calibre del conductor que conecta la salida del secundario del T/C con el relé de
protección.
4. Cambiar el T/C.
Criterio favorable Criterio normal Criterio favorable Criterio normal
Pozo Almonte 1 1 1 1
Lagunas 4 4 4 4
Tarapacá 1 1 1 1
Nueva Victoria 1 1 1 1
Crucero 7 7 7 7
SQM El Loa 1 1 1 1
El Loa 1 1 1 1
Collahuasi 0 0 1 1
Encuentro 10 10 13 13
El Tesoro 2 3 2 3
Fortuna 2 2 2 2
Lomas Bayas 1 1 1 1
Escondida 3 4 3 4
Sulfuros 1 1 1 1
Angamos 1 1 1 1
Chacaya 2 9 3 9
Mejillones 1 1 1 1
Coloso 2 3 2 3
O'Higgins 1 1 1 1
Mantos Blancos 1 1 1 1
Domeyko 2 2 2 2
Molycop 1 1 1 1
Bombeo N°2 MEL 1 1 1 1
Bombeo N°3 MEL 1 1 1 1
Bombeo N°4 MEL 1 1 1 1
Palestina 1 1 1 1
TOTAL 50 60 55 64
Número de TT/CC saturados
Año 2018 - Esc 1.3 Año 2021 - Esc 2.3Subestación
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 11 de 124
Niveles de cortocircuito para determinar especificaciones técnicas de equipos
Se recomienda a aquellos interesados en conectarse al sistema de transmisión del SING en 220 kV,
revisar la Tabla 9.19 del presente documento, en particular la primera columna denominada “Esc
2.1”, la cual contiene los valores de los máximos cortocircuitos esperados al año 2021, de acuerdo
a los criterios establecidos en el Anexo N°1 de la NTSyCS.
A modo de ejemplo, en la Tabla 1.3 se presentan algunas barras de interés con su máximo nivel de
cortocircuito esperado al año 2021, y la capacidad de ruptura mínima recomendada para los
interruptores que se conecten a dicha S/E, basada en la evolución que presentan los niveles de
cortocircuito entre los años 2015 y 2021. Por ejemplo, el cortocircuito en S/E Crucero se ve
incrementado en cerca de 70% entre dichos años, pasando de unos 19 kA en la actualidad a 32 kA
al año 2021, por ende, se recomienda instalar interruptores que presenten, al menos, entre 10 kA
y 20 kA más que el máximo nivel de cortocircuito esperado.
Tabla 1.3: Máximo nivel de cortocircuito y capacidad de ruptura recomendada por S/E.
BarraMáximo CC
[kA]
Cap. de ruptura mínima
recomendada [kA]
Crucero 220 31,6 50
Kapatur 220 39,3 50
Laberinto 220 19,6 40
Los Changos 220 38,7 50
Nueva Crucero-Encuentro 220 35,9 50
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 12 de 124
Disposición física de S/E Crucero
En la Figura 1.1 se presenta la disposición física de los paños incidentes a S/E Crucero, indicando el nombre de cada uno de ellos, su destino y la
capacidad de ruptura de sus interruptores.
A su vez, a la capacidad de ruptura se le asigna un color en función de su estado actual:
Rojo: interruptor que en la actualidad presenta una capacidad de ruptura inferior al máximo nivel de cortocircuito esperado en la S/E. Se
debe reemplazar a la brevedad. Los paños J5, J6A y J6B serán trasladados a la proyectada S/E Nueva crucero encuentro, con un nuevo
estándar, no obstante, se debe tener especial cuidado con su operación previa, por lo que se recomienda analizar cómo actuarían los
sistemas de protecciones de respaldo en caso que dichos interruptores no puedan operar frente a ciertos niveles de cortocircuitos.
Naranjo: interruptor que debe ser reemplazado antes del año 2018 (previo a proyecto de interconexión SIC-SING).
Verde: interruptor que cuenta con holgura suficiente para operar al menos hasta el año 2021.
Figura 1.1: Disposición física de paños en S/E Crucero, identificando interruptores de poder según estado.
B1
B2
J13
BT
Norgener 2
SUBESTACIÓN CRUCERO
J12
Norgener 1
JT1
SS/AA
JR
J5
Lagunas 1
J14
Lagunas 2
J8
El Abra
J7A
Tocopilla 7A
J6A
Tocopilla 6A
J9
R. Tomic
J10
Laberinto 2
J11
Laberinto 1
J6
Chacaya
J7B
Chuqui 7B
J6B
Salar 6B
J16
Encuentro 2
J15
Encuentro 1
JS
JRE
31,5 kA 31,5 kA 16 kA 16 kA 40 kA 31,5 kA 31,5 kA 16 kA 31,5 kA 25 kA 25 kA 16 kA 31,5 kA 16 kA 40 kA
31,5 kA
25 kA
16 kA
40 kA
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 13 de 124
1.3. ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO
Año 2018:
o Para todos los escenarios de operación analizados al año 2018 con interconexión
SING-SADI2, exportando 250 MW desde el SING al SADI, la actual Línea 1x220 kV
O’Higgins-Domeyko ve sobrepasada su capacidad de conductor tras contingencias
en el corredor O’Higgins-Domeyko, destacándose la salida de servicio de la Línea
1x220 kV O’Higgins-Farellón proyectada (actual Línea 1x220 kV Atacama-Domeyko
que será seccionada en la S/E O’Higgins como parte del proyecto EWS de Minera
Escondida o MEL). Cabe destacar que estas líneas serán operadas con un grado de
utilización alto, lo que las transforma en elementos que absorben potencia
reactiva desde el sistema (se comportan como reactores equivalentes).
o Se observa una limitante natural en la máxima transferencia SIC3-SING, explicada
principalmente por la capacidad de los autotransformadores 550/220 kV que se
instalarán en S/E Los Changos. Dado que cada autotransformador es de 750 MVA
nominales, y al 2018 se instalarán sólo dos de estos equipos (de acuerdo a lo
informado en las obras de interconexión), el máximo intercambio entre el SING y
el SIC será igual a la capacidad nominal del autotransformador más su capacidad
de sobrecarga permanente. Si esta capacidad de sobrecarga permanente se
asume de 20%, la máxima transferencia del enlace por concepto N-1 de
transformación sería de 900 MVA, al menos hasta que entre en servicio el tercer
transformador, estimado para el año 2021.
o En los escenarios que presentan un SING excedentario de generación, esto es, con
transferencias desde el SING hacia el SIC (y hacia el SADI), los problemas de
subtensión en la zona sur-cordillera disminuyen debido al mayor número de
2 SADI: Sistema Argentino de Interconexión.
3 SIC: Sistema Interconectado Central.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 14 de 124
máquinas convencionales despachadas y regulando tensión en el SING. Sin
perjuicio de lo anterior, este problema comienza a incrementarse nuevamente
toda vez que las centrales ERNC4 desplacen generación convencional en el SING,
en particular, centrales que suministran potencia a la zona sur-cordillera, por
ejemplo: Kelar y GasAtacama, u otras ubicadas en las subestaciones Angamos y
Chacaya, considerando además que los polos de generación ERNC se encuentran
mayoritariamente en las zonas norte y centro del SING, y en menor medida, en la
zona sur-cordillera.
o En los escenarios que presentan un SING deficitario de generación, esto es, con
inyecciones de potencia desde el SIC hacia el SING, los montos máximos de
transferencia por el enlace SIC-SING se ven restringidos por el bajo nivel de
tensión en barras de la zona sur-cordillera del SING, por ejemplo: Lagunas Seca
220 kV, Escondida 220 kV, Nueva Zaldívar 220 kV, Domeyko 220 kV, OGP1 220 kV,
etc. Esto se explica por el motivo expuesto en el punto anterior.
Año 2021:
o Se evidencian los mismos problemas analizados al 2018, pero con mayor
intensidad:
Problemas de sobrecarga en el corredor O’Higgins-Domeyko frente a la
salida de servicio de una de las líneas que lo conforman, y de otras líneas
presentes en la zona sur-cordillera del SING.
En los escenarios que presentan un SING deficitario de generación, esto
es, con inyecciones de potencia desde el SIC hacia el SING, los montos
máximos de transferencia por el enlace SIC-SING se ven restringidos por el
bajo nivel de tensión en barras de la zona sur-cordillera del SING, por
4 ERNC: Energías Renovables No Convencionales.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 15 de 124
ejemplo: Laguna Seca 220 kV, Escondida 220 kV, Nueva Zaldívar 220 kV,
Domeyko 220 kV, OGP1 220 kV, etc. Estos bajos niveles de tensión se
presentan frente a contingencias en varias líneas de transmisión,
destacándose contingencias en la Línea 1x220 kV O’Higgins-Domeyko y en
la Línea 1x220 kV O’Higgins-Farellón, debido a la falta de potencia reactiva
en la zona sur-cordillera y los altos niveles de demanda en esa misma
zona.
o Se evidencian sobrecargas en uno de los circuitos de la Línea 2x220 kV Encuentro-
Nueva Crucero Encuentro toda vez que el circuito paralelo sale de servicio,
considerando una capacidad térmica de 500 MVA por circuito. De esta forma, este
corredor no estaría cumpliendo criterio N-1 en transmisión cuando las
transferencias por el enlace SIC-SING van en dirección desde SIC hacia el SING. Así,
las transferencias se verían limitadas por esta situación, por lo que se requieren
realizar estudios específicos orientados a reforzar el corredor en comento, o la
aplicación de planes de defensa contra contingencias específicas en él. Esta
situación también es advertida en el Informe “Propuesta de Expansión del Sistema
de Transmisión del SING”, versión de septiembre de 2015, en la cual se
recomiendan ampliaciones para mitigar los efectos nocivos que conlleva.
1.4. ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A CONTINGENCIA DE SEVERIDAD 9
En todas las contingencias en análisis se observa un déficit de potencia reactiva en la zona
sur-cordillera, lo que se evidencia en los valores de tensión que alcanza la barra Laguna
Seca 220 kV frente a una falla de severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Nueva
Zaldívar.
Para contingencias de severidad 9 en S/E Domeyko, se espera una desconexión de
consumo en el SING que puede llegar a casi 400 MW, cuyos efectos en la frecuencia se ven
acotados debido al aporte del SADI y del SIC en el Control Primario de Frecuencia (CPF).
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 16 de 124
Las contingencias de severidad 9 en la barras de S/E Andes, no evidencia problemas
mayores a los detectados en las demás barras en análisis, para una condición de
exportación de 250 MW en dirección SING a SADI, y para transferencias nulas en el enlace.
Si bien la interconexión entre el SING y el SADI permite que este último colabore con el
CPF frente a fallas que ocurran en el SING, se recomienda que se desarrollen análisis que
contemplen el caso inverso, vale decir, cómo actúan las máquinas del SING frente a fallas
en el SADI, específicamente desconexiones de generación o consumo. Cabe señalar que el
presente estudio no contempló limitaciones en las transferencias de la línea de
interconexión SING-SADI adicionales al límite térmico de dicha instalación, tales como
ajustes de protecciones u otros.
Se observan oscilaciones en las frecuencias de los tres sistemas interconectados: SING, SIC
y SADI, tras la ocurrencia de ciertas contingencias al llevar a cabo simulaciones en régimen
transitorio. Por ello, se recomienda realizar un análisis modal de la interconexión SIC-SING,
considerando al SADI en servicio.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 17 de 124
2. CONTEXTO DEL ESTUDIO
El presente informe nace con el propósito de complementar los resultados contenidos en el EIST
2014, incorporando como escenario topológico de interés, la interconexión proyectada para los
años 2018 y 2021 entre el SING y el SIC. Además, y en virtud del Decreto de Exportación de Energía
Eléctrica desde el SING hacia el SADI a través de la Línea 345 kV Andes-Salta existente, publicado el
día 19 de junio de 2015, se considera también la interconexión SING-SADI en cada uno de los
escenarios del presente estudio, cuyos resultados han sido obtenidos para los años de estudio
mencionados, esto es, 2018 y 2021.
La interconexión SIC-SING ha sido materia de estudio por diversos analistas de la industria
eléctrica, cuyo enfoque principal es visualizar el impacto sistémico a nivel de tensiones, nivel de
cargabilidad en líneas de transmisión y transformadores de poder, y comportamiento de la
frecuencia eléctrica, no obstante, es relevante conocer además el estado técnico actual y
proyectado de las instalaciones del SING, y en mayor medida, aquellas que se encuentran
próximas a la zona de impacto de la citada interconexión, para prever con anticipación las medidas
mínimas que deban adoptarse para enfrentar y/o mitigar situaciones inseguras ocasionadas por la
ocurrencia de una condición de falla bajo el escenario topológico de interés.
Bajo este contexto, el presente estudio se orienta al análisis en régimen estático y transitorio del
sistema de transmisión del SING en 220 kV, considerando los escenarios de interconexión ya
indicados, la expansión de la infraestructura eléctrica y la incorporación de nuevos proyectos de
generación y consumo, tanto en el SING como en la zona norte del SIC (entre las subestaciones
Polpaico y Cardones). Para su desarrollo, se ha considerado la metodología de trabajo y criterios
de evaluación presentados en el EIST 2014, y que son presentados resumidamente en el presente
documento, permitiendo identificar, mediante los resultados obtenidos, lo siguiente:
Instalaciones del SING cuyos interruptores de poder y transformadores de corriente
presentan estados subestándares frente a condiciones de falla.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 18 de 124
Factibilidad de operar el enlace de interconexión SIC-SING al año 2018 y 2021 utilizando
las máximas5 transferencias posibles, analizando a su vez los grados de utilización de
elementos serie y el nivel de tensión en instalaciones del SING para escenarios de
operación normal y contingencia N-1. En los casos que se determinen limitaciones en las
transferencias entre los sistemas SIC-SING, se recomiendan posibles soluciones que sirvan
para mitigar estas limitantes.
Factibilidad de operar el enlace de interconexión SING-SADI, considerando exportaciones
de 250 MW en dirección SING a SADI. En los casos que se determinen limitaciones en el
SING para el nivel de transferencia mencionado, se analiza el sistema con transferencias
nulas en el enlace, y se indican posibles soluciones que permitan incrementar los niveles
de transferencia de exportación.
Adicionalmente, se analiza el comportamiento del SING frente a la ocurrencia de una contingencia
de severidad 9 en las barras de 220 kV de las subestaciones Nueva Zaldívar y Laberinto, escogidas
por ser instalaciones que presentaron condiciones de riesgo de cumplimiento del Artículo 3-24 de
la NTSyCS en los análisis desarrollados en el EIST 2014. Además, se incorporan al análisis del
presente estudio, las barras de las subestaciones Andes y Domeyko, por encontrarse
eléctricamente cercanas a la zona de interconexión SIC-SING y SING-SADI, y poseer una gran
incidencia de líneas relevantes para la zona sur-cordillera del SING. El resto de las barras en 220 kV
han sido analizadas en otros estudios CDEC-SING, y seguirán siendo estudiadas conforme sea
necesario.
Para efectos del análisis de resultados, no se considera incumplimiento normativo la utilización de
Recursos Adicionales para el Control de Contingencias tras la salida de servicio de barras
existentes del SING tras una contingencia de severidad 9, condición que no aplica para nuevas
subestaciones, esto es, la actuación de esquemas de desprendimiento de carga u otros, tras la
desconexión de la barra en cuestión y sus paños incidentes.
5 Máxima transferencia determinada a partir de los análisis sistémicos estáticos y de severidad 9.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 19 de 124
Una vez obtenidos los resultados de dichos análisis, se realiza un diagnóstico asociado a las
mejoras y/o refuerzos que el sistema de transmisión del SING en 220 kV requiere para los años
2018 y 2021.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 20 de 124
3. INTRODUCCIÓN
La operación de todo sistema eléctrico de potencia depende en gran medida de la condición o
estado de los elementos que lo conforman y de las variaciones topológicas que éste experimenta
como consecuencia del desarrollo eléctrico del país. Esto último está asociado tanto a la
incorporación de nuevas tecnologías de generación, donde ha adquirido relevancia la alta
inserción de ERNC, y la expansión de los sistemas de transmisión producto del ingreso de nuevos
proyectos de generación y de consumo. En virtud de lo expuesto, es fundamental detectar los
componentes existentes en el sistema eléctrico que presenten una degradación de sus
características de diseño debido principalmente a su antigüedad, y cuya obsolescencia se
acrecienta al sobrepasar sus especificaciones de fabricación.
La evaluación de los recursos disponibles en el sistema de transmisión y la previsión del
comportamiento de estos equipos frente a una condición de falla, permiten tomar medidas
oportunas, orientadas a resguardar la integridad de las instalaciones del SING.
El estudio se orienta principalmente a analizar el comportamiento del sistema de transmisión en
220 kV del SING en régimen estático y transitorio, considerando la interconexión con el SIC y el
SADI.
El presente informe entrega un reporte de la condición del sistema de transmisión del SING en
220 kV para los años 2018 y 2021, y las principales medidas para subsanar y/o reforzar las
instalaciones, minimizando las situaciones de vulnerabilidad que sean detectadas.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 21 de 124
4. OBJETIVOS
El informe tiene por objetivo evaluar el desempeño del sistema de transmisión del SING en 220 kV
frente a una condición de falla, desde el punto de vista estático y transitorio, para un escenario de
interconexión SIC – SING – SADI, en un horizonte de análisis que comprende los años 2018 y 2021.
El cálculo de cortocircuitos para el análisis en régimen estático y la definición de criterios
establecidos en función a sus condiciones de operación, permite evaluar si los transformadores de
corriente y los interruptores de poder existentes en las instalaciones de 220 kV del SING pueden
continuar siendo utilizados en forma segura bajo un escenario de interconexión entre el SING y el
SIC, sin transgredir los límites de diseño nominales. Para ello, se realiza un análisis de capacidad de
los interruptores de poder y del límite de saturación en función del burden nominal y conectado,
para los transformadores de corriente que pertenecen a los Sistemas de Protecciones.
Además, se evalúa el comportamiento del SING en condición N y N-1 a través de un análisis de
contingencias simples en cada una de las líneas de transmisión en 220 kV y los proyectados
transformadores con relación 500/220 kV del SING. Se verifica que las tensiones del sistema se
encuentren dentro de los rangos definidos en la NTSyCS y que los elementos series del sistema de
transmisión no sobrepasen sus capacidades nominales tras la ocurrencia de una contingencia
simple, verificando el cumplimiento de los Artículos 5-24, 5-28 y 5-31 de la NTSyCS. En caso de no
cumplir la normativa, el presente documento identifica los problemas y propone soluciones a nivel
general, las que deberán ser determinadas con detalle en estudios específicos que serán
desarrollados posteriormente.
Finalmente, se analiza el impacto en régimen transitorio de una contingencia de severidad 9 y su
posterior despeje en cada una de las barras de las subestaciones Nueva Zaldívar y Laberinto
220 kV, las que representan una condición de riesgo según los resultados del EIST 2014 para los
años 2015 y 2017 que fueron analizados en dicha oportunidad, y se adicionan las barras de las
subestaciones Andes y Domeyko por estar en una vecindad del SING deficitaria en recursos de
reactivos. Luego, se verifica el cumplimiento del Art. 3-24 de la NTSyCS vigente, es decir, garantizar
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 22 de 124
que la configuración de barras permite despejar la ocurrencia de una falla de severidad 9 sin
propagarse, utilizando los Recursos Generales de Control de Contingencias disponibles en el
sistema. Al respecto, es importante mencionar que en virtud del objetivo principal del presente
documento, esto es, evaluar y diagnosticar el estado del equipamiento primario y sistema de
transmisión del SING en 220 kV en el contexto de la interconexión SIC-SING, el análisis de
severidad 9 se remite a las barras antes mencionadas. El mismo análisis para otras barras del SING
que no hayan sido analizadas en el EIST 2014 ni en el presente estudio, se ha desarrollado en parte
en otros estudios CDEC-SING, y las restantes, serán analizadas posteriormente, dejando de
manifiesto que no se considera como incumplimiento normativo que la salida de servicio de una
barra existente junto a sus paños incidentes gatille la operación de automatismos de
desprendimiento de generación o consumo en el sistema, situación que no aplica para nuevas
subestaciones que se pongan en servicio en el futuro.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 23 de 124
5. ALCANCE
Definir la metodología de trabajo, escenarios topológicos de operación, casos de
generación, tipos de falla y contingencias relevantes, criterios de estudio y puntos o líneas
de interés para los diferentes análisis, según los problemas y restricciones operacionales
que se advierten en el SING.
Desarrollar una Base de Datos (BD) para el estudio, considerando que el horizonte de los
análisis corresponde a los años 2018 y 2021. La BD ha sido construida considerando como
referencia la BD Digsilent Power Factory del SING en versión vigente a febrero de 2015, la
que es interconectada con las bases de datos de las instalaciones del sistema eléctrico SIC,
en versión vigente a mayo de 2015, con la BD del SADI proporcionada por AES Gener en
versión marzo del 2015, y con la BD de la Línea de Interconexión SIC-SING que será
desarrollada por GDF Suez.
Realizar un análisis de cortocircuito conforme con el Anexo Técnico N°1: Cálculo del nivel
máximo de cortocircuito, considerando la simulación de cortocircuitos trifásicos,
monofásicos, bifásicos y bifásicos a tierra sobre todas las subestaciones pertenecientes al
sistema de transmisión en 220 kV. Se registran los niveles de corriente de cortocircuito
simétrica inicial, , tanto en las barras de las subestaciones como los aportes efectivos
por cada uno de los paños de línea y de transformador, incidentes a las subestaciones
analizadas.
Determinar si el nivel de saturación de los transformadores de corriente, en función de su
clase de precisión y burden, y la capacidad de ruptura de los interruptores de poder para
la totalidad de las instalaciones en 220 kV del SING, es la adecuada para el nivel de
cortocircuito al que estarán expuestos, considerando el sistema eléctrico proyectado a los
años 2018 y 2021. La misma situación para el sistema eléctrico proyectado a los años 2015
y 2017 fue analizada en el EIST 2014.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 24 de 124
Analizar el comportamiento del SING frente a escenarios que contemplen altos niveles de
utilización del enlace de interconexión SIC-SING en el año 2018 y 2021. En caso que esta
transferencia sea inferior a la potencia nominal de diseño, declarada en 1500 MW, se
identifican las instalaciones que limitan la máxima transferencia a nivel sistémico y el
escenario operacional en el que se presenta. Lo anterior, considerando una condición de
operación normal y tras contingencia simple según criterio N-1.
Realizar un análisis en régimen estático y transitorio para evaluar el comportamiento del
SING tras la ocurrencia de una contingencia de severidad 9, y su posterior despeje, en cada
una de las barras en 220 kV de las subestaciones Laberinto, Nueva Zaldívar, Andes y
Domeyko. Las dos primeras escogidas por presentar condición de riesgo en los análisis
desarrollados en el EIST 2014, y las dos restantes por encontrarse ubicadas aledañas a la
zona de interconexión con el SIC.
Presentar un diagnóstico orientado a mejorar el estado de las instalaciones que presentan
una condición subestándar desde el punto de vista estático y transitorio, incumpliendo las
exigencias dispuestas en la NTSyCS.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 25 de 124
6. ANTECEDENTES
Para el desarrollo de este informe se ha utilizado la siguiente documentación técnica:
Estudio de Integridad 2014, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio >
Informes y Estudios > Estudios CDEC.
Base de datos del SING en formato Digsilent Power Factory, versión vigente a febrero de
2015, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio > Datos del SING >
Instalaciones del SING > Base de Datos del SING.
Base de datos del SIC en formato Digsilent Power Factory, versión vigente a mayo de 2015,
disponible en el sitio web del CDEC-SIC, menú Inicio > Informes y Documentos >
Información Técnica > Base de Datos Digsilent.
Base de datos del SADI en formato Digsilent Power Factory, versión proporcionada por
AES Gener en marzo de 2015.
Base de datos de la Línea de Interconexión SIC-SING en formato Digsilent Power Factory,
versión proporcionada por GDF Suez en abril de 2015.
Proyección de demanda máxima coincidente en el SING y despachos de generación
esperados para los años 2018 y 2021, considerando la previsión de demanda informada
por los Coordinados, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio > Informes y
Estudios > Informes de Planificación > Proyecciones de Largo Plazo.
Plan de Obras del SING 2014-2015, considerado en el Informe CDEC-SING “Propuesta de
Expansión del Sistema de Transmisión del SING”, versión de abril de 2014.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 26 de 124
Plan de Obras del Sistema de Transmisión Troncal (STT) del SING 2014-2015, contenido en
el Informe “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal. Periodo 2014-2015”,
Resolución Exenta N° 96, marzo de 2015.
Información técnica de interruptores de poder y transformadores de corriente, contenida
en el EIST 2014. Además, para el caso de los transformadores de corriente, se actualizó la
información considerando aquella recibida por parte de los Coordinados para la
realización del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones (EVCP) Etapa VI,
CDEC-SING, año 2015.
Información técnica de transformadores de corriente contenida en el Estudio de
Verificación de Coordinación de las Protecciones (EVCP) Etapa VI, CDEC-SING, año 2015.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 27 de 124
7. MARCO NORMATIVO
Para la realización del presente estudio, se ha considerado tanto la normativa nacional vigente,
como también estándares internacionales relacionados, entre los que destacan:
NTSyCS, 2015 : Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, versión
de junio de 2015, emitida mediante Resolución Exenta
N° 297 del 08 de junio de 2015.
ANSI/IEEE C37.2-2008 : Standard for Electrical Power System Device Function
Numbers, Acronyms, and Contact Designations.
ANSI/IEEE C57.-1993 : Standard Requirements for Instrument Transformers.
IEC 60909-0, 2001 : Short-Circuit current in three-phase a.c. systems.
IEC 60044-1, 2003 : Current Transformers.
IEC 60044-6, 1992 : Requirements for protective current transformers for
transient performance.
IEC 62271-100, 2008 : High-voltage switchgear and controlgear.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 28 de 124
8. METODOLOGÍA DE TRABAJO
La metodología se orienta al cumplimiento de los objetivos planteados en la sección 4 del presente
documento.
El marco de trabajo contempla la definición de los escenarios topológicos de operación, casos de
generación, tipos de falla analizadas, contingencias relevantes y las bases generales con las que se
realiza la modelación del sistema eléctrico de interés.
8.1. BASE DE DATOS (BD)
El sistema eléctrico de la interconexión se representa en formato Digsilent Power Factory, en la
cual se integran las bases de datos proyectadas al año 2018 y 2021, citadas en la sección 5 de este
documento. A continuación se presenta el proceso de integración de las Bases de Datos
individuales del SING, del SIC, del SADI y de la Línea de Interconexión SIC-SING que desarrollará
GDF Suez.
8.1.1. EXPANSIÓN BD SING
En primer lugar, se modelan en Digsilent las obras futuras del SING en la BD de este sistema de
transmisión, versión febrero de 2015, disponible en el sitio web del CDEC-SING, menú Inicio >
Datos del SING > Instalaciones del SING > Base de Datos del SING.
Para ello, se crean distintos Casos de Estudio (Study Cases) desde el año 2015 actual, hasta el año
2021, uno por año, lo que corresponde a 7 Casos de Estudio en total. A su vez, a cada Caso de
Estudio se le asocia una Variación Topológica (Variations) que incorpore las nuevas obras que se
espera entren en servicio para cada año y, al menos, un Escenario de Operación (Operation
Scenarios). De esta forma, se genera la estructura de Base de Datos que se presenta en la Figura
8.1.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 29 de 124
Figura 8.1: Estructura BD SING, con expansión desde el 2015 al 2021.
El detalle de cada una de las obras de expansión del SING modeladas de forma explícita en la Base
de Datos, ya sea de generación (convencional y ERNC), de transmisión y de consumo, se presenta
en la sección 8.3 de este documento.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 30 de 124
8.1.2. INTEGRACIÓN BD SING, SIC, SADI Y LÍNEA INTERCONEXIÓN SIC-SING
En la Figura 8.2 se presenta la preparación del proceso de integración de las Bases de Datos. Se
carga por separado cada Base de Datos independiente: SING, SIC, SADI, Línea SIC-SING, y en rojo
se observa la nueva Base de Datos obtenida a través del proceso de integración.
Figura 8.2: BD SING, SIC, SADI y Línea SIC-SING, utilizadas para generar BD integrada.
En primer lugar, se unen las Bases de Datos del SING y del SIC, a las que se le asigna el número “1”
y “2”, respectivamente. A esa Base de Datos resultante, se le une la Base de Datos del SADI, la que
se asigna con número “3”, y finalmente, se une la Base de Datos de la Línea de Interconexión SIC-
SING asignada con el número “4”. La estructura final de la Base de Datos integrada se presenta en
la Figura 8.3.
Posteriormente, se lleva a cabo la interconexión eléctrica de las distintas Bases de Datos,
considerando además los planes de obra futuros de cada sistema.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 31 de 124
Figura 8.3: Estructura de datos de la BD integrada.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 32 de 124
8.1.3. MODELACIÓN DE OBRAS EN BD INTEGRADA
Se modelan explícitamente las siguientes obras:
Obras de interconexión SIC-SING, cuyo detalle se presenta en la sección 8.2 de este
documento.
Figura 8.4: BD integrada, modelación de la interconexión SIC-SING.
Obras de transmisión y generación proyectadas para el SING, cuyo detalle se presenta en
la sección 8.3 de este documento. Se modelan las configuraciones de S/E explícitamente.
Sistema de Transmisión en 500 kV del SIC Norte, comprendido entre las SS/EE Polpaico y
Cardones, y que considera las siguientes líneas (modeladas con sus respectivas
compensaciones serie y paralelo6):
o Línea 2x500 kV Polpaico-Nueva Pan de Azúcar
o Línea 2x500 kV Nueva Pan de Azúcar-Nueva Maitencillo
6 Los valores de los condensadores y reactores que sirven como compensación serie y paralelo, fueron obtenidos desde el Estudio de
Impacto Ambiental del proyecto “Plan de Expansión Chile LT 2x500 kV Cardones - Polpaico":
http://infofirma.sea.gob.cl/DocumentosSEA/MostrarDocumento?docId=8c/f7/dd5ebd993577cc298e47de24fba5021067b3
Los C hangos T1 525 /230 750 MVA(1 )
INTERCONEXIÓN SING-SADI
INTERCONEXIÓN SIC-SING
8007 COBOS
8000 BRACHO
8009 MQUEM-C..
8008 JUANCIT..
8120 COBOS
Andes R eac tor Shunt 345
Andes 220
Andes 345
Andes 23 #1
Andes 23 #2
Andes 23 #3
Salta
K2
K1
K2
K1
J2
J1
J1
J2
Los C hangos 500Los C hangos 220
Kelar 220 - BT Kelar 220 - BP
Kapatur 220 - BP2
Kapatur 220 - BP1
O'H iggins 220 GIS - BT
O'H iggins 220 GIS - BP
Lab
eri
nto
220
kV
B1
Lab
eri
nto
220
kV
B2
An
ga
mo
s B
2
An
ga
mo
s B
1
BB
2
BB
1BB
2
BB
2
BB
1
BB
1
PowerFactory 15.2.2
Project:
Graphic: Interconexion
Date: 8/7/2015
Annex:
Nodes Branches
SA
DI
SIC
Re
ac
tor
Barr
a C
ard
on
es
50
0 k
V 1
x1
55
Re
ac
tor
Barr
a C
han
go
s 5
00 k
V 1
x1
55
trf_
81
20
_86
24
_1
trf_
81
20
_86
24
_1
trf_
81
20
_86
23
_2
trf_
81
20
_86
23
_2
trf_
81
20
_86
22
_1
trf_
81
20
_86
22
_1
shntswt_8007_2shntswt_8007_1
shnt_8007_8009_1
lne
_8
00
0_8
00
7_1
lne
_8
00
0_8
00
7_1
trf_
81
20
_89
34
_2
trf_
81
20
_89
34
_2
trf_
81
20
_89
31
_1
trf_
81
20
_89
31
_1
SG~
sym_8624_1
SG~
sym_8623_2
SG~
sym_8622_1
trf_
80
07
_89
34
_2
trf_
80
07
_89
34
_2
trf_
80
07
_89
31
_1
trf_
80
07
_89
31
_1
lne_8007_8009_1lne_8007_8009_1
lne
_8
00
7_8
00
8_1
lne
_8
00
7_8
00
8_1
shnt_8007_8000_1345 k V C entral Sa lta-Andes345 k V C entral Sa lta-Andes
345 k V R eac to r Sa lta-Salta345 k V R eac to r Sa lta-Salta
I/S C ondens ador AndesI/S C ondens ador Andes
R . Salta 345 kV
Andes 345/220/23 kV N °1Andes 345/220/23 kV N °1Andes 345/220/23 kV N °1
Andes 345/220/23 kV N °2Andes 345/220/23 kV N °2Andes 345/220/23 kV N °2
Andes 345/220/23 kV N °3Andes 345/220/23 kV N °3Andes 345/220/23 kV N °3
R . Andes 345 kV
C ondens ador Ser ie Andes 1 /2C ondens ador Ser ie Andes 1 /2
Mait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
2M
ait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
2
Mait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
1M
ait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
1
Ka
pa
tur-
La
be
rin
to #
2K
ap
atu
r-L
ab
eri
nto
#2
Ka
pa
tur-
La
be
rin
to #
1K
ap
atu
r-L
ab
eri
nto
#1
L os C hangos T1 525 /230 750 MVALos C hangos T1 525 /230 750 MVA
Los C hangos T2 525 /230 750 MVALos C hangos T2 525 /230 750 MVA
22
0 k
V L
os
Ch
an
go
s-K
ap
atu
r C
22
20
kV
Lo
s C
ha
ng
os-
Ka
pa
tur
C2
22
0 k
V L
os
Ch
an
go
s-K
ap
atu
r C
12
20
kV
Lo
s C
ha
ng
os-
Ka
pa
tur
C1
22
0 k
V K
ap
atu
r-O
'Hig
gin
s C
12
20
kV
Ka
pa
tur-
O'H
igg
ins
C1
22
0 k
V K
ap
atu
r-O
'Hig
gin
s C
22
20
kV
Ka
pa
tur-
O'H
igg
ins
C2
2 20 k V Kelar-Kapa tu r C 2220 k V Kelar-Kapa tu r C 2
220 k V Kelar-Kapa tu r C 1220 k V Kelar-Kapa tu r C 1
Angamos -Kapa tu r #2Angamos -Kapa tu r #2
Angamos -Kapa tu r #1Angamos -Kapa tu r #1
220 k V R . Laber in to -Laber into.C 2220 k V R . Laber in to -Laber into.C 2
220 k V R . Laber in to -Laber into.C 1220 k V R . Laber in to -Laber into.C 1
Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 3Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 1
Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 4Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 2
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 33 de 124
o Línea 2x500 kV Nueva Maitencillo-Nueva Cardones
Figura 8.5: BD integrada, modelación del SIC Norte.
Obras de interconexión SING-SADI existentes, a través de la Línea 1x345 kV Andes-Salta.
BB2
BB1
Cumbres 220 kV
BB2
BB1
J1
IB
ZZ Seccionamiento C. PintoJ
J
K2
K1
K2
K1
K1
K2
K1
K2
J1
J2
J2
J1
B0.1
J2
B0.0
J2
J1
J2
J2
J1
J1
J2
Nodes Branches
ZZ Cumbre..
ZZ Cumbre..
Reactor Barra Cardones 500 kV 1x155
ZZ Solar ..
ZZ Solar ..
ZZ Solar ..
ZZ Solar ..
G~
G~
G~
G~
G~
ZZ Guanac..
ZZ Solar ..
ZZ Solar ..
ZZ Solar ..
ZZ Solar ..
ZZ Solar ..
ZZ C
ard
on
..Z
Z C
ard
on
..
ZZ C
ard
on
..Z
Z C
ard
on
..
ZZ C
ard
on
..Z
Z C
ard
on
..
Mait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
2M
ait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
2
Mait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
1M
ait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
1
Pa
n d
e A
zú
ca
r-M
ait
enc
illo
50
0 k
V C
2P
an d
e A
zú
ca
r-M
ait
enc
illo
50
0 k
V C
2
Pa
n d
e A
zú
ca
r-M
ait
enc
illo
50
0 k
V C
1P
an d
e A
zú
ca
r-M
ait
enc
illo
50
0 k
V C
1
Po
lpaic
o-P
an d
e A
zú
car
500
kV
C2
Po
lpaic
o-P
an d
e A
zú
car
500
kV
C2
Po
lpaic
o-P
an d
e A
zú
car
500
kV
C1
Po
lpaic
o-P
an d
e A
zú
car
500
kV
C1
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 34 de 124
Figura 8.6: BD integrada, modelación de la interconexión SING-SADI.
8.2. DEFINICIÓN DE LAS CONDICIONES TOPOLÓGICAS DE OPERACIÓN
La topología de operación considera dos (2) condiciones como base, las que han sido definidas en
función de la puesta en servicio de las obras de transmisión asociadas a la “Interconexión SIC-
SING”; declaradas en el Plan de Expansión 2014-2015, emitido en marzo de 2015 a través de la
Resolución Exenta N° 96, e indicadas a continuación:
Topología 1 – Año 2018: Esta condición topológica, considera las siguientes obras:
o S/E Los Changos 500/220 kV
o S/E Nueva Cardones 500/220 kV
o Línea 2x500 kV Los Changos-Cumbres
o Línea 2x500 kV Cumbres-Nueva Cardones
o Línea 2x220 kV Los Changos-Kapatur
o 2 Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos
Topología 2 – Año 2021: Esta topología contiene las siguientes obras principales:
o Ampliación S/E Nueva Crucero Encuentro 500/220 kV
o Línea 2x500 kV Los Changos - Nueva Crucero Encuentro
o 2 Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Crucero Encuentro
o 1 Autotransformador 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos
Los C hangos T1 525 /230 750 MVA(1 )
INTERCONEXIÓN SING-SADI
INTERCONEXIÓN SIC-SING
8007 COBOS
8000 BRACHO
8009 MQUEM-C..
8008 JUANCIT..
8120 COBOS
Andes R eac tor Shunt 345
Andes 220
Andes 345
Andes 23 #1
Andes 23 #2
Andes 23 #3
Salta
K2
K1
K2
K1
J2
J1
J1
J2
Los C hangos 500Los C hangos 220
Kelar 220 - BT Kelar 220 - BP
Kapatur 220 - BP2
Kapatur 220 - BP1
O'H iggins 220 GIS - BT
O'H iggins 220 GIS - BP
Lab
eri
nto
220
kV
B1
Lab
eri
nto
220
kV
B2
An
ga
mo
s B
2
An
ga
mo
s B
1
BB
2
BB
1BB
2
BB
2
BB
1
BB
1
PowerFactory 15.2.2
Project:
Graphic: Interconexion
Date: 8/7/2015
Annex:
Nodes Branches
SA
DI
SIC
Re
ac
tor
Barr
a C
ard
on
es
50
0 k
V 1
x1
55
Re
ac
tor
Barr
a C
han
go
s 5
00 k
V 1
x1
55
trf_
81
20
_86
24
_1
trf_
81
20
_86
24
_1
trf_
81
20
_86
23
_2
trf_
81
20
_86
23
_2
trf_
81
20
_86
22
_1
trf_
81
20
_86
22
_1
shntswt_8007_2shntswt_8007_1
shnt_8007_8009_1
lne
_8
00
0_8
00
7_1
lne
_8
00
0_8
00
7_1
trf_
81
20
_89
34
_2
trf_
81
20
_89
34
_2
trf_
81
20
_89
31
_1
trf_
81
20
_89
31
_1
SG~
sym_8624_1
SG~
sym_8623_2
SG~
sym_8622_1
trf_
80
07
_89
34
_2
trf_
80
07
_89
34
_2
trf_
80
07
_89
31
_1
trf_
80
07
_89
31
_1
lne_8007_8009_1lne_8007_8009_1
lne
_8
00
7_8
00
8_1
lne
_8
00
7_8
00
8_1
shnt_8007_8000_1345 k V C entral Sa lta-Andes345 k V C entral Sa lta-Andes
345 k V R eac to r Sa lta-Salta345 k V R eac to r Sa lta-Salta
I/S C ondens ador AndesI/S C ondens ador Andes
R . Salta 345 kV
Andes 345/220/23 kV N °1Andes 345/220/23 kV N °1Andes 345/220/23 kV N °1
Andes 345/220/23 kV N °2Andes 345/220/23 kV N °2Andes 345/220/23 kV N °2
Andes 345/220/23 kV N °3Andes 345/220/23 kV N °3Andes 345/220/23 kV N °3
R . Andes 345 kV
C ondens ador Ser ie Andes 1 /2C ondens ador Ser ie Andes 1 /2
Mait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
2M
ait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
2
Mait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
1M
ait
en
cillo
-Card
one
s 5
00 k
V C
1
Ka
pa
tur-
La
be
rin
to #
2K
ap
atu
r-L
ab
eri
nto
#2
Ka
pa
tur-
La
be
rin
to #
1K
ap
atu
r-L
ab
eri
nto
#1
L os C hangos T1 525 /230 750 MVALos C hangos T1 525 /230 750 MVA
Los C hangos T2 525 /230 750 MVALos C hangos T2 525 /230 750 MVA
22
0 k
V L
os
Ch
an
go
s-K
ap
atu
r C
22
20
kV
Lo
s C
ha
ng
os-
Ka
pa
tur
C2
22
0 k
V L
os
Ch
an
go
s-K
ap
atu
r C
12
20
kV
Lo
s C
ha
ng
os-
Ka
pa
tur
C1
22
0 k
V K
ap
atu
r-O
'Hig
gin
s C
12
20
kV
Ka
pa
tur-
O'H
igg
ins
C1
22
0 k
V K
ap
atu
r-O
'Hig
gin
s C
22
20
kV
Ka
pa
tur-
O'H
igg
ins
C2
2 20 k V Kelar-Kapa tu r C 2220 k V Kelar-Kapa tu r C 2
220 k V Kelar-Kapa tu r C 1220 k V Kelar-Kapa tu r C 1
Angamos -Kapa tu r #2Angamos -Kapa tu r #2
Angamos -Kapa tu r #1Angamos -Kapa tu r #1
220 k V R . Laber in to -Laber into.C 2220 k V R . Laber in to -Laber into.C 2
220 k V R . Laber in to -Laber into.C 1220 k V R . Laber in to -Laber into.C 1
Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 3Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 1
Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 4Reactor Chang-Cum 500 kV 1x145 2
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 35 de 124
8.3. PLAN DE EXPANSIÓN DEL SING
8.3.1. DEMANDA
Para efectos del presente estudio, las simulaciones se realizan considerando un nivel de demanda
máxima coincidente del SING, utilizando para ello las previsiones de demanda de los Coordinados.
Los consumos de mayor relevancia, adicionales a los que se presentan en la actualidad y que se
espera entren en servicio en el SING, son los siguientes:
Minera Chuquicamata Subterránea:
o 28 MW al año 2019, y
o 100 MW al año 2020.
Proyecto EWS (Escondida Water Supply) de MEL:
o 54 MW al año 2016, y
o 200 MW al año 2020.
Minera Esperanza:
o 200 a 350 MW desde el año 2018, y 2021. Al respecto, cabe mencionar que los
consumos de las mineras Esperanza y El Tesoro se modelan anillados, es decir,
alimentados desde las SS/EE Encuentro y El Cobre.
Minera Quebrada Blanca Fase II:
o 15 MW al año 2017 y finaliza su autogeneración, alcanzando cerca de 30 MW, y
o 325 MW al año 2021.
Nueva Concentradora en Minera Radomiro Tomic:
o 110 MW al año 2018, y 2021.
Minera Spence:
o 136 MW entre los años 2019 y 2021.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 36 de 124
Minera Zaldívar:
o 110 MW al año 2019, y 2021
A nivel general, la máxima demanda coincidente del SING, estimada entre los años 2015 y 2021, se
presenta en la Tabla 8.1 y en la Figura 8.7.
Tabla 8.1: Demanda máxima coincidentes proyectada del SING.
Figura 8.7: Evolución de la demanda máxima del SING.
Los datos de proyección de demanda utilizados para los otros sistemas (SIC y SADI), son:
SIC: Proyección de demanda informada en Informe de Precio de Nudo de Corto Plazo de
Abril 2015, CNE.
AñoDemanda
Máxima [MW]
2015 2617
2016 2657
2017 2944
2018 3166
2019 3462
2020 3674
2021 3846
Demanda SING
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Demanda SING - Máxima coincidente
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 37 de 124
SADI: Por el gran tamaño de este sistema (en relación al SING y al SIC), y dado que la zona
cercana a la interconexión con el SING no presenta cambios topológicos sustanciales, no
se consideran crecimientos relevantes en este sistema.
8.3.2. GENERACIÓN
Las centrales generadoras, tanto convencionales como ERNC, consideradas para el desarrollo del
presente estudio, corresponden a aquellas declaradas en construcción de acuerdo a la Resolución
Exenta N° 312 emitida por la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Tabla 8.2: Proyectos de generación del SING.
El despacho de unidades generadoras del SING para cada uno de los escenarios analizados en el
presente estudio, se detalla en el Anexo B.
Nombre Tecnología Barra conexión Potencia máxima [MW] Fecha PES (*)
San Pedro de Atacama III Solar PV Calama 220 30 01-03-2015
La Huayca 2 Solar PV Pozo Almonte 66 21 30-04-2015
Calama Sur Solar PV Calama 220 30 01-05-2015
San Pedro de Atacama II Solar PV Calama 220 50 01-05-2015
Andes Solar Solar PV Andes 220 21 01-06-2015
Pampa Camarones 1 Solar PV Vítor 110 6 01-06-2015
Uribe Solar Solar PV Uribe 110 50 01-07-2015
Quillagua 1 Solar PV Crucero 220 23 30-07-2015
Arica Solar 1 Solar PV Parinacota 220 18 30-09-2015
Arica Solar 2 Solar PV Parinacota 220 22 30-09-2015
San Pedro de Atacama I Solar PV Calama 220 17 30-09-2015
San Pedro de Atacama IV Solar PV Calama 220 24 30-09-2015
Cochrane 1 Carbón Cochrane 220 280 01-05-2016
Quillagua 2 Solar PV Crucero 220 27 01-05-2016
Laberinto Solar Solar PV Laberinto 220 146 30-05-2016
Crucero Oeste Solar PV Encuentro 220 160 30-06-2016
Cochrane 2 Carbón Cochrane 220 280 01-10-2016
Kelar TG1+0.5TV GNL Kapatur 220 258 01-10-2016
Kelar TG2+0.5TV GNL Kapatur 220 258 01-10-2016
Crucero Este Solar PV Encuentro 220 85 30-10-2016
Planta Solar Cerro Dominador Termosolar CSP Encuentro 220 110 30-12-2016
Quillagua 3 Solar PV Crucero 220 50 28-02-2017
IEM 1 Carbón Kapatur 220 375 01-05-2019
(*) PES = Puesta En Servicio
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 38 de 124
8.3.3. TRANSMISIÓN
En la presente sección se mencionan las proyectadas obras de transmisión de mayor relevancia en
el SING, las que además se presentan entre la Figura 8.8 a la Figura 8.11.
Nuevas instalaciones de transmisión
Además de las obras de transmisión asociadas a la interconexión SIC-SING, detalladas en la sección
8.2 del presente documento, destacan las siguientes obras de transmisión proyectadas en el SING:
Línea 2x220 kV Cochrane-Encuentro
Línea 2x220 kV Kelar-Kapatur
Línea 2x220 kV Atacama-Miraje (actual Línea 2x220 kV Atacama-Encuentro seccionada en
S/E Miraje)
Línea 2x220 kV Kapatur-O’Higgins
Línea 2x220 kV Angamos-Kapatur (actual Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto seccionada
en S/E Kapatur)
Línea 2x220 kV Kapatur-Laberinto (actual Línea 2x220 kV Angamos-Laberinto seccionada
en S/E Kapatur)
Línea 2x220 kV Atacama-O’Higgins (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko seccionada
en S/E O’Higgins)
Línea 1x220 kV O’Higgins-Farellón (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)
Línea 1x220 kV Farellón-Chimborazo (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)
Línea 1x220 kV Chimborazo-Domeyko (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)
Línea 1x220 kV O’Higgins-Puri (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)
Línea 1x220 kV Puri-Domeyko (actual Línea 2x220 kV Atacama-Domeyko)
Línea 2x220 kV Encuentro-Lagunas
Los parámetros utilizados en la modelación de las líneas de transmisión listadas se detallan en la
Tabla 8.3.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 39 de 124
Tabla 8.3: Parámetros utilizados para modelar líneas proyectadas del SING.
Cambios topológicos en subestaciones
Adicionalmente, y de acuerdo a lo estipulado en el Decreto Exento N° 201/2014, varios paños
actualmente conectados en S/E Crucero serán redirigidos y conectados a la proyectada S/E Nueva
Crucero Encuentro, de acuerdo a la disposición física que se presenta en la Figura 8.8.
Figura 8.8: Disposición de paños en S/E Nueva Crucero Encuentro.
R1 X1 R0 X0
Cochrane-Encuentro 153 2 1,838 0,0256 0,2868 0,2714 1,0761
Kelar-Kapatur 15 2 1,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853
Atacama-Miraje 133 2 0,645 0,0478 0,3018 0,3089 1,0507
Kapatur-O'Higgins 76 2 1,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853
Angamos-Kapatur 11 2 1,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853
Kapatur-Laberinto 131 2 1,838 0,0256 0,2871 0,2780 1,0853
Atacama-O'Higgins 75 2 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431
O'Higgins-Farellón 35 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431
Farellón-Chimborazo 75 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431
Chimborazo-Domeyko 24 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431
O'Higgins-Puri 85 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431
Puri-Domeyko 49 1 0,645 0,0990 0,4108 0,3720 1,2431
Encuentro-Lagunas 175 2 0,761 0,0994 0,4115 0,2894 1,3066
Parámetros por circuito [Ω/km]Línea de Transmisión
Longitud
[km]
N° de
circuitosInom [kA]
Lagunas C1
Tocopilla C2
Chuquicamata
Salar
Encuentro C1
Encuentro C2 Crucero C1
Crucero C2
Laberinto C1
Laberinto C2
Tocopilla C1 Lagunas C2
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 40 de 124
Figura 8.9: SING zona sur-cordillera, obras existentes y proyectadas (en verde para 220 kV y azul para 500 kV).
Chacaya
Mejillones
Atacama
Domeyko
Zaldívar
Sulfuros
L. Seca
OGP1
Laberinto
Angamos
TermoAndes
Kapatur
32 km 1xAAAC Flint 1x220
Andes
Nueva Zaldívar
O’Higgins
Coloso
15 km
127 km
1 km 2xACAR 1200 MCM 2x220
1 km 2xACAR 1200 MCM 2x220
Escondida
Nueva Crucero Encuentro
Mantos BlancosCapricornio
Miraje
Farellón
Puri
Chimborazo
Óxidos SVC
Bombeo 3
Llanos
Palestina
Bombeo 4
Bombeo 2
77 km
102 km
85 km
49 km
24 km
75 km
35 km
Encuentro
408 km
Enlace133 km
20 km
31 km
75 km
Cochrane
Kelar
2,5 km
133 km
Los Changos
417 km
SADI
SIC
Cumbres
Crucero
2,5 km
Norgener
1.3 km
74 km
35 km
20 km
0.3 km
29 km
24 km
19 km
15 km
3 km
15 km
28 km
153 km
14 km7 km
1 km
13 km
28 km
73 km95 km
63 km
38 km
220 kV
500 kV
345 kV220 kV
50 km 16 km 70 km
153 km
144 km
El Cobre
3 km
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 41 de 124
Figura 8.10: Proyecto de interconexión SIC-SING según Res. Ext N°96.
Los Changos
Kapatur
Cumbres Nueva Cardones
Nueva Crucero Encuentro
1500 MW3 km
1500 MW
417 km
1500 MW208 km
Proyecto Interconexión SING-SIC
220 kV
500 kV
750 MVA
ATR1: 750 MVA+ 1 Unidad reserva
1500 MW140 km
750 MVA
TEN
CS: 32,5% CS: 32,5% CS: 55%
R
R R
R
R
R
R
R
145 MVAr
145 MVAr90 MVAr
90 MVAr 90 MVAr
90 MVAr
145 MVAr
145 MVAr
R R155 MVAr 155 MVAr
ATR1:750
MVA+ 1 unidad de reserva
Nuevas obras previstas 2018-2021
ATR2 : 750 MVA + 1 Unidad reserva
Nueva Diego de Almagro
1200 MVA
Tarapacá Lagunas Crucero Encuentro Miraje Atacama
Pan de AzúcarMaitencillo Polpaico
Diego de Almagro Carrera PintoCardones
Laberinto O’Higgins
500/220 kV
750 MVA
(*) Capacidad de compensación serie y shunt corresponde a lo
informado por TEN a CNE en Enero 2015..
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 42 de 124
Figura 8.11: Ubicación geográfica de la línea de interconexión SIC-SING.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 43 de 124
8.4. DEFINICIÓN DE LOS CASOS DE GENERACIÓN
En conformidad con los análisis que forman parte del alcance de este informe, se han definido tres
(3) casos de generación, considerando como condición base para todos ellos, la operación
interconectada del SING con el SADI, exportando, en primera instancia, 250 MW desde el SING
hacia el SADI, a través de la actual Línea 1x345 kV Andes-Salta.
A continuación se presenta una descripción de cada caso de generación:
Caso 1 - Parque generador completo.
Considera la puesta en servicio de todas las instalaciones de los sistemas interconectados, esto es,
unidades de generación, líneas de transmisión y transformadores de poder, con el objeto de
obtener el mayor enmallamiento del sistema de transmisión. Lo anterior, con el objeto de inducir
la mayor contribución de corriente de cortocircuito que permita verificar y dimensionar la
capacidad de ruptura de interruptores de poder, conforme a lo estipulado en el Anexo Técnico
N°1: Cálculo de nivel máximo de cortocircuito.
Caso 2 – Económico sin ERNC.
Considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING por orden de mérito
según costos variables, sin despachar generación del tipo ERNC (plantas fotovoltaicas y eólicas).
Cabe señalar, que este escenario es el de mayor exigencia para el cálculo de niveles de
cortocircuitos en las barras del sistema.
Caso 3 – Económico con ERNC.
Este caso considera un despacho económico de las unidades generadoras del SING, a través de un
orden de mérito según costos variables, con despacho de generación ERNC a un factor de planta
de 30%.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 44 de 124
A su vez, los casos de generación N°2 y N°3 presentarán las siguientes tres (3) variantes, con
combinaciones que incluso podrán representar despachos no económicos, con la intención de
cubrir una mayor cantidad de situaciones:
Variante 1 – Equilibrio SIC-SING.
Considera transferencias nulas por el enlace de interconexión SIC-SING, es decir, ambos sistemas
se encuentran equilibrados en oferta y demanda.
Variante 2 – SING Excedentario.
Considera máxima transferencia por el enlace de interconexión SIC-SING en dirección SING → SIC,
lo que puede representar una condición de alta penetración ERNC en el SING y baja hidrología en
el SIC.
Variante 3 – SING Deficitario.
Considera máxima transferencia por el enlace de interconexión SIC-SING en dirección SIC → SING,
lo que puede representar una condición de nula penetración ERNC en el SING y alta hidrología en
el SIC.
Para los casos de generación 2 y 3 se considera una exportación SING → SADI de 250 MW, a través
de la Línea 1x345 kV Andes-Salta existente. Sólo en el análisis de comportamiento en régimen
estático se realizan algunas contingencias considerando la interconexión SING-SADI fuera de
servicio.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 45 de 124
8.5. DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN
En función de las condiciones topológicas y casos de generación, se definen los siguientes
escenarios:
Año 2018
Escenario 1.1: Topología 1 / Caso 1.
Año 2018, Parque generador completo
Escenario 1.2: Topología 1 / Caso 2 – Variante 1.
Año 2018, Despacho económico sin ERNC y Equilibrio SIC-SING
Escenario 1.3: Topología 1 / Caso 2 – Variante 2.
Año 2018, Despacho económico sin ERNC y SING Excedentario
Escenario 1.4: Topología 1 / Caso 2 – Variante 3.
Año 2018, Despacho económico sin ERNC y SING Deficitario
Escenario 1.5: Topología 1 / Caso 3 – Variante 1.
Año 2018, Despacho económico con ERNC y Equilibrio SIC-SING
Escenario 1.6: Topología 1 / Caso 3 – Variante 2.
Año 2018, Despacho económico con ERNC y SING Excedentario
Escenario 1.7: Topología 1 / Caso 3 – Variante 3.
Año 2018, Despacho económico con ERNC y SING Deficitario
Año 2021
Escenario 2.1: Topología 2 / Caso 1.
Año 2021, Parque generador completo
Escenario 2.2: Topología 2 / Caso 2 – Variante 1.
Año 2021, Despacho económico sin ERNC y Equilibrio SIC-SING
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 46 de 124
Escenario 2.3: Topología 2 / Caso 2 – Variante 2.
Año 2021, Despacho económico sin ERNC y SING Excedentario
Escenario 2.4: Topología 2 / Caso 2 – Variante 3.
Año 2021, Despacho económico sin ERNC y SING Deficitario
Escenario 2.5: Topología 2 / Caso 3 – Variante 1.
Año 2021, Despacho económico con ERNC y Equilibrio SIC-SING
Escenario 2.6: Topología 2 / Caso 3 – Variante 2.
Año 2021, Despacho económico con ERNC y SING Excedentario
Escenario 2.7: Topología 2 / Caso 3 – Variante 3.
Año 2021, Despacho económico con ERNC y SING Deficitario
Todos los escenarios indicados se realizan considerando una demanda máxima coincidente del
SING, cuyos valores se pueden observar en la sección 8.3.1 del presente documento. Además, para
los sistemas SIC y SADI se utiliza la máxima demanda existente, y en el caso particular del SIC, ésta
se incrementa de acuerdo a los factores de crecimiento estimados por la CNE.
En la Tabla 8.4 se presentan los escenarios considerados para cada uno de los análisis
desarrollados en este Informe.
Tabla 8.4: Escenarios de Operación según el tipo de análisis efectuado.
Escenarios de Operación
Descripción del Análisis 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7
Cap. de ruptura de interruptores en 220 kV
Saturación de TT/CC en 220kV
Comportamiento en régimen estático N-1 Cumplimiento frente a contingencia Sev. 9
Escenario considerado en el análisis.
Escenario no considerado en el análisis.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 47 de 124
8.6. DEFINICIÓN DE LOS TIPOS DE ANÁLISIS REALIZADOS
a) Análisis de cortocircuito.
El cálculo de cortocircuitos incluye la asimetría producto de la componente unidireccional (o
continua) de la corriente de cortocircuito. Posteriormente, los resultados de este cálculo se
utilizan para determinar si los interruptores de poder en 220 kV poseen suficiente capacidad de
ruptura, y si los transformadores de corriente presentan niveles de saturación aceptables, de
acuerdo a los criterios establecidos en el EIST 2014 y presentados resumidamente en el presente
documento.
Los escenarios sometidos al cálculo de cortocircuitos, han sido seleccionados en función del
análisis que será realizado, conforme se indica en la Tabla 8.4.
b) Análisis de comportamiento del sistema en régimen estático.
Se realiza un análisis del comportamiento sistémico en régimen estático, con especial foco en las
instalaciones que se conecten cercanas a la línea de interconexión SIC-SING. Bajo este contexto, se
analiza:
Comportamiento de tensión y análisis de capacidad de elementos serie de los sistemas,
considerando operación normal (Caso Base), verificando el cumplimiento para estándares de
Estado Normal, según lo indicado en la NTSyCS vigente.
Comportamiento de tensión y análisis de capacidad de los elementos serie de los sistemas,
considerando operación con contingencia simple (Condición N-1), verificando el
cumplimiento de los Artículos 5-24, 5-28 y 5-31 de la NTSyCS vigente.
c) Análisis de cumplimiento frente a contingencias de severidad tipo 9.
El análisis completo realizado en el EIST 2014, estableció que una contingencia de severidad 9 en
las barras de 220 kV en las SS/EE Nueva Zaldívar y Laberinto dejaban al SING en condición de
riesgo por problemas de subtensión, luego éstas son analizadas en los escenarios de interconexión
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 48 de 124
para los años 2018 (Topología 1) y 2021 (Topología 2), de manera de clarificar si cambian o no su
condición de riesgo.
Además, dado que las interconexiones no incorporan grandes cambios topológicos en el SING,
salvo en la zona sur-cordillera, el comportamiento del resto de las barras en 220 kV de las
subestaciones analizadas en el EIST 2014, no presentan cambios significativos (por ejemplo, barras
en las zonas norte y centro del SING), no obstante, en el presente documento, se adiciona el
análisis para las barras en 220 kV de otras dos subestaciones: Andes y Domeyko, por la gran
cantidad de paños de líneas de transmisión incidentes a ellas, y por encontrarse en una zona con
déficit de reactivos y cercanas a las zonas de interconexión SIC-SING y SING-SADI.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 49 de 124
8.7. DEFINICIÓN DE LAS INSTALACIONES DE INTERÉS PARA LOS ANÁLISIS
a) Para el análisis de cortocircuito.
El estudio de cortocircuito se desarrolla sobre todas las barras en 220 kV del SING, y considera la
contribución de todos los paños incidentes a ellas, ya sean líneas de transmisión o
transformadores de poder.
Los resultados del cálculo de cortocircuito en cada una de las barras consideradas, se presentan en
el Anexo C, y los resultados de capacidad de ruptura de interruptores de poder y saturación de
transformadores de corriente se presentan en el Anexo D.
b) Para el análisis de comportamiento en régimen estático.
Se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de contingencias simples en
cada una de las líneas y transformadores del SING, energizados en 220 kV. Los resultados de
simulación se guardan en las planillas que conforman el Anexo E.
c) Para el análisis transitorio de cumplimiento frente a contingencias de severidad tipo 9.
Las secciones de barra de interés para el análisis transitorio de cumplimiento frente a
contingencias de severidad tipo 9 en línea con los objetivos del presente estudio, son:
S/E Nueza Zaldívar 220 kV : Barra 1 y Barra 2.
S/E Laberinto 220 kV : Barra A y Barra B.
S/E Andes 220 kV : Barra 1 y Barra 2.
S/E Domeyko : Barra 1 y Barra 2.
La totalidad de los resultados de simulación transitoria se pueden observar en el Anexo F, y la
topología y disposición física de las subestaciones analizadas se presentan en el Anexo G.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 50 de 124
9. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO
9.1. GENERALIDADES
Los resultados obtenidos de cada análisis se presentan mediante tablas que contienen los
siguientes campos de interés:
Capacidad de interruptores de poder
S/E Nombre de la subestación.
Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda.
Nomenclatura Interruptor 52 (según ANSI/IEEE) más una referencia adicional (según diseño).
Capacidad 52 Definido según el dato de placa del equipo, expresado en kA.
Estado 52 Definido según criterios presentados en la sección 9.2. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 9.1.
Capacidad Disponible Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en %.
Límite de saturación en transformadores de corriente
S/E Nombre de la Subestación.
Nombre del Paño Paño de línea, transformador o reactor, según corresponda.
Razón de Transformación T/C Definido según diseño.
Clase de Precisión Definido según diseño.
Estado T/C Definido según criterios presentados en la sección 9.3. Se utiliza la nomenclatura de colores y descripciones citadas en la Tabla 9.1.
Capacidad Disponible Holgura disponible, calculada en función de la capacidad nominal del equipo y de la corriente inicial simétrica máxima, expresada en %.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 51 de 124
Para facilitar la interpretación de los resultados expuestos a continuación, se utiliza una
nomenclatura de colores que represente el estado en el que se encuentra el equipo y la posible
acción que debiese ser tomada para minimizar sus efectos sobre la red frente a una eventual falla.
Estas definiciones se indican en la Tabla 9.1.
Tabla 9.1: Nomenclatura utilizada para el análisis de capacidades de interruptores de poder y análisis del
límite de saturación de transformadores de corriente.
Nomenclatura Estado Acciones
Normal El equipo cuenta con holgura suficiente.
Alerta El equipo cuenta con holgura limitada.
Crítico El equipo no cuenta con holgura suficiente.
9.2. ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE INTERRUPTORES DE PODER
A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kV para los distintos
escenarios de operación definidos en la sección 8.5, se determina el estado de los interruptores de
poder existentes en el SING y en instalaciones adyacentes a la interconexión.
Es importante mencionar que de acuerdo con el Plan de Expansión del STT en curso, los paños de
la Línea 2x220 kV Crucero-Encuentro serán adecuados para soportar 1000 MVA, capacidad que
finalmente debería quedar en 500 MVA tras su seccionamiento en la proyectada S/E Nueva
Crucero Encuentro, por ende, eventuales restricciones operacionales en dichas instalaciones,
distintas a las mencionadas, debiesen normalizarse una vez que las obras entren en servicio. Estas
obras se encuentran definidas en el DS 310/2013 y en el DS 201/2014.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 52 de 124
Criterio de evaluación
El criterio para evaluar la capacidad de los interruptores de poder que se encuentran actualmente
en operación para cada instalación en 220 kV, se define en función de la capacidad de ruptura
nominal bajo el que fue diseñado, conforme a lo que indica el fabricante. Lo anterior se presenta
en la Tabla 9.2.
Para aquellos casos en que no fue posible determinar la capacidad de ruptura nominal definida
por el fabricante, el paño es identificado con la sigla S/I.
Tabla 9.2: Criterio para evaluar capacidad de ruptura de interruptores a partir de datos de placa.
Criterio Descripción Nomenclatura
Se entiende que el interruptor de poder se
encuentra en estado normal siempre que la
corriente , que circula por él, sea
igual o inferior a un 60% de la corriente de
ruptura indicada por el fabricante.
Se entiende que el interruptor de poder se
encuentra en estado alerta cuando la
corriente , que circula por él, se
encuentre en un rango del 60% al 90% de la
corriente de ruptura indicada por el
fabricante.
Se entiende que el interruptor de poder se
encuentra en estado crítico cuando la
corriente , que circula por él, es igual
o superior a un 90% la corriente de ruptura
indicada por el fabricante.
Donde:
: Corriente de cortocircuito simétrica inicial (
) máxima que circula por el
interruptor de poder en cada escenario de operación.
: Corriente de ruptura indicada por el fabricante del interruptor de poder.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 53 de 124
9.2.1. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.1
Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en
220 kV a 71 subestaciones, considerando la topología proyectada al año 2018, parque generador
completo y sistema de transmisión enmallado, tanto en el SING como en el SIC y en el SADI
(conforme al criterio dispuesto en el Anexo Técnico N°1: Cálculo de nivel máximo de cortocircuito).
A continuación, se presentan los resultados generales para cada uno de los dos (2) criterios
definidos para el cálculo de cortocircuitos en la sección 8.8 del EIST 2014: Favorable y Normal. A
modo de resumen, el criterio Favorable representa el máximo nivel de cortocircuito que circula
por el paño bajo análisis, esto es, el cortocircuito en barra menos la contribución propia del paño,
y el criterio Normal representa simplemente el cortocircuito en barra.
Figura 9.1: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2018, escenario 1.1.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22
paños, los que han sido designados como “S/I”, y se encuentran identificados en el Anexo A del
presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 5 interruptores en estado
crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero.
237
80%
3311%
52%
227%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2018 - Escenario 1.1
Normal Alerta Crítico S/I
22776%
4315%
52%
227%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2018 - Escenario 1.1
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 54 de 124
El detalle de todos los interruptores que presentan condición crítica, los cuales coinciden con
aquellos presentados en el EIST 2014, se presentan a continuación:
Tabla 9.3: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.1.
Es relevante mencionar que el reemplazo de estos 5 interruptores es requerido en la actualidad,
pues a la fecha ya ven sobrepasada su capacidad de ruptura nominal. Por tal motivo, se solicitará a
las empresas Coordinadas propietarias de dichas instalaciones, que presenten a este CDEC un Plan
de Reemplazo de dichos equipos, ya que actualmente no están cumpliendo el Artículo 3-3 literal c)
de la NTSyCS vigente.
Adicionalmente, los interruptores asociados a los paños J5, J6A y J6B de S/E Crucero, esto es, la
Línea Crucero-Lagunas Circuito N°1, Línea Crucero-Tocopilla Circuito 6A y Línea Crucero-Salar,
respectivamente, también presentan su capacidad de ruptura –de 16 kA– actualmente
sobrepasada, no obstante, estos paños serán transferidos a la proyectada S/E Nueva Crucero
Encuentro previo al año 2018 analizado, con el reemplazo de equipamiento primario tal que le
permita cumplir con el estándar de dicha S/E.
Sin perjuicio de lo anterior, se debe tener especial atención con los paños en comento hasta que
entre en servicio la nueva S/E, y éstos sean transferidos, por lo que se debe realizar un análisis en
detalle para analizar la operación de las protecciones de respaldo a estos interruptores en caso de
incapacidad para interrumpir la corriente de cortocircuito. Por tal motivo, se solicitará a las
empresas Coordinadas propietarias de dichas instalaciones, que presenten a este CDEC un Plan de
Normalización de dichos equipos, desde la actualidad hasta que entre en operación la nueva S/E
I'kss [kA] EstadoCapacidad
disponibleI'kss [kA] Estado
Capacidad
disponible
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 22,679 3 -41,7% 24,337 3 -52,1%
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 16,0 24,337 3 -52,1% 24,337 3 -52,1%
Crucero JRE Reactor 25,0 24,337 3 2,7% 24,337 3 2,7%
Crucero JR Acoplador 16,0 24,337 3 -52,1% 24,337 3 -52,1%
Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 21,024 3 -31,4% 21,751 3 -35,9%
(*) El interruptor del paño J5 Crucero-Lagunas C1, de 16 kA, también ve sobrepasada su capacidad de ruptura. Sin
embargo, este paño será transferido a la futura S/E Nueva Crucero-Encuentro.
Capacidad de interruptores de poder - Año 2018 - Escenario 1.1
Criterio NormalCriterio FavorableCap.
Ruptura
[kA]
InstalaciónPañoS/E
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 55 de 124
Nueva Crucero Encuentro, y en caso que no se puedan poner en implementación medidas que
mitiguen la condición actual de riesgo, será solicitado el reemplazo inmediato de dichos equipos.
9.2.2. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.2
Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en
220 kV a 71 subestaciones, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico
sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa entre el SING y el SIC nulas, aunque los
sistemas se encuentran galvánicamente interconectados.
Figura 9.2: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2018, escenario 1.2.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22
paños, los que han sido designados como “S/I”, y se encuentran identificados en el Anexo A del
presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 4 interruptores en estado
crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero.
25386%
176%
41%
227%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2018 - Escenario 1.2
Normal Alerta Crítico S/I
25386%
176%
41%
227%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2018 - Escenario 1.2
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 56 de 124
Este escenario presenta un interruptor menos en estado crítico, en relación al escenario 1.1
analizado en la sección anterior: Crucero JRE, Reactor, con una capacidad de ruptura de 25 kA, sin
embargo, se deja manifiesto que este interruptor deberá ser reemplazado, al menos, antes del
año 2021.
Tabla 9.4: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.2.
9.2.3. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.3
Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kV, tanto existentes como
proyectados, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de
las ERNC y transferencia de potencia activa máxima desde el SING al SIC, esto es, 350 MW. No se
puede incrementar la transferencia hacia el SIC, ya que este escenario sólo contempla el despacho
de generadores convencionales, lo que unido a la exportación de 250 MW desde el SING al SADI,
deja estos 350 MW de remanencia para exportar al SIC. En caso de querer exportar más, se
deberían comenzar a despachar unidades con combustible diesel, situación que presenta una muy
baja probabilidad de ocurrencia por razones económicas.
I'kss [kA] EstadoCapacidad
disponibleI'kss [kA] Estado
Capacidad
disponible
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 19,759 3 -23,5% 21,045 3 -31,5%
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 16,0 21,045 3 -31,5% 21,045 3 -31,5%
Crucero JR Acoplador 16,0 21,045 3 -31,5% 21,045 3 -31,5%
Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 20,355 3 -27,2% 20,958 3 -31,0%
(*) El interruptor del paño J5 Crucero-Lagunas C1, de 16 kA, también ve sobrepasada su capacidad de ruptura. Sin
embargo, este paño será transferido a la futura S/E Nueva Crucero-Encuentro.
Capacidad de interruptores de poder - Año 2018 - Escenario 1.2
S/E Paño Instalación
Cap.
Ruptura
[kA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 57 de 124
Figura 9.3: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2018, escenario 1.3.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22
paños, los que han sido designados como “S/I”, y se encuentran identificados en el Anexo A del
presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 4 interruptores en estado
crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero.
Este escenario presenta un interruptor menos en estado crítico, en relación al escenario 1.1
analizado en la sección anterior: Crucero JRE, Reactor, con una capacidad de ruptura de 25 kA, sin
embargo, se deja manifiesto que este interruptor deberá ser reemplazado, de todas maneras,
antes del año 2021.
24483%
269%
41%
227%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2018 - Escenario 1.3
Normal Alerta Crítico S/I
237
80%
33
11%
41%
228%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2018 - Escenario 1.3
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 58 de 124
Tabla 9.5: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.3
9.2.4. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.4
Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kV, tanto existentes como
proyectados, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de
las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 1025 MW. No
se puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia
reactiva en el SING, particularmente en la zona sur-cordillera, aun cuando se sacan de servicio los
reactores de barra de la línea de interconexión en 500 kV. Al incrementar las transferencias desde
el SIC, se desplazan unidades generadoras convencionales del SING, por lo que la distribución de
potencia activa y reactiva comienza a acumularse en un solo punto del SING: S/E Los Changos.
Dado que este escenario posee una alta probabilidad de ocurrencia en escenarios de hidrología
húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se recomienda
realizar un análisis detallado de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las
transferencias SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente.
I'kss [kA] EstadoCapacidad
disponibleI'kss [kA] Estado
Capacidad
disponible
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 20,301 3 -26,9% 21,598 3 -35,0%
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 16,0 21,598 3 -35,0% 21,598 3 -35,0%
Crucero JR Acoplador 16,0 21,598 3 -35,0% 21,598 3 -35,0%
Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 20,583 3 -28,6% 21,191 3 -32,4%
(*) El interruptor del paño J5 Crucero-Lagunas C1, de 16 kA, también ve sobrepasada su capacidad de ruptura. Sin
embargo, este paño será transferido a la futura S/E Nueva Crucero-Encuentro.
Capacidad de interruptores de poder - Año 2018 - Escenario 1.3
S/E Paño Instalación
Cap.
Ruptura
[kA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 59 de 124
Figura 9.4: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2018, escenario 1.4.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22
paños, los que han sido designados como “S/I”, y se encuentran identificados en el Anexo A del
presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 4 interruptores en estado
crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero.
Este escenario presenta un interruptor menos en estado crítico, en relación al escenario 1.1
analizado en la sección anterior: Crucero JRE, Reactor, con una capacidad de ruptura de 25 kA, sin
embargo, este interruptor deberá ser reemplazado antes del año 2021.
Tabla 9.6: Interruptores en condición crítica para el año 2018, escenario 1.4.
26590%
52%
41%
227%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2018 - Escenario 1.4
Normal Alerta Crítico S/I
25887%
12
4%
41%
228%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2018 - Escenario 1.4
Normal Alerta Crítico S/I
I'kss [kA] EstadoCapacidad
disponibleI'kss [kA] Estado
Capacidad
disponible
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 17,668 3 -10,4% 18,855 3 -17,8%
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 16,0 18,855 3 -17,8% 18,855 3 -17,8%
Crucero JR Acoplador 16,0 18,855 3 -17,8% 18,855 3 -17,8%
Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 17,103 3 -6,9% 17,494 3 -9,3%
(*) El interruptor del paño J5 Crucero-Lagunas C1, de 16 kA, también ve sobrepasada su capacidad de ruptura. Sin
embargo, este paño será transferido a la futura S/E Nueva Crucero-Encuentro.
Capacidad de interruptores de poder - Año 2018 - Escenario 1.4
S/E Paño Instalación
Cap.
Ruptura
[kA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 60 de 124
9.2.5. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.1
Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en
220 kV a 71 subestaciones, considerando la topología proyectada al año 2021, parque generador
completo y sistema de transmisión enmallado, tanto en el SING como en el SIC y en el SADI
(conforme al criterio dispuesto en el Anexo Técnico N°1: Cálculo de nivel máximo de cortocircuito).
Figura 9.5: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2021, escenario 2.1.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22
paños, los que han sido designados como “S/I”, y se encuentran identificados en el Anexo A del
presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 10 interruptores en estado
crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero (9 interruptores).
235
79%
30
10%
103%
228%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2021 - Escenario 2.1
Normal Alerta Crítico S/I
22676%
3913%
103%
228%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2021 - Escenario 2.1
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 61 de 124
Tabla 9.7: Interruptores en condición crítica para el año 2021, escenario 2.1.
En comparación al escenario símil del año 2018, escenario 1.1, se adicionan los siguientes 5 paños
con interruptores que ven sobrepasada su capacidad de ruptura para los niveles de cortocircuito al
2021, con despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias
de potencia activa nulas. Éstos son:
Crucero J8: Línea Crucero-El Abra.
Crucero J9: Línea Crucero-Radomiro Tomic.
Crucero J12: Línea Norgener-Crucero Circuito N°1.
Crucero J13: Línea Norgener-Crucero Circuito N°2.
Crucero JS: Seccionador.
9.2.6. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.2
Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en
220 kV a 71 subestaciones, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico
sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa entre el SING y el SIC nulas, aunque los
sistemas se encuentran galvánicamente interconectados.
I'kss [kA] EstadoCapacidad
disponibleI'kss [kA] Estado
Capacidad
disponible
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 30,045 3 -87,8% 31,614 3 -97,6%
Crucero J8 Línea Crucero - El Abra 31,5 31,614 3 -0,4% 31,614 3 -0,4%
Crucero J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 31,5 31,614 3 -0,4% 31,614 3 -0,4%
Crucero J12 Línea Norgener - Crucero C1 31,5 30,634 3 2,7% 31,614 3 -0,4%
Crucero J13 Línea Norgener - Crucero C2 31,5 30,634 3 2,7% 31,614 3 -0,4%
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 16,0 31,614 3 -97,6% 31,614 3 -97,6%
Crucero JRE Reactor 25,0 31,614 3 -26,5% 31,614 3 -26,5%
Crucero JR Acoplador 16,0 31,614 3 -97,6% 31,614 3 -97,6%
Crucero JS Seccionador 31,5 31,614 3 -0,4% 31,614 3 -0,4%
Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 21,105 3 -31,9% 21,787 3 -36,2%
Capacidad de interruptores de poder - Año 2021 - Escenario 2.1
S/E Paño Instalación
Cap.
Ruptura
[kA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 62 de 124
Figura 9.6: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2021, escenario 2.2.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22
paños, los que han sido designados como “S/I”, y se encuentran identificados en el Anexo A del
presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 10 interruptores en estado
crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero (9 interruptores).
235
79%
3111%
8
3%
227%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2021 - Escenario 2.2
Normal Alerta Crítico S/I
22676%
3813%
103%
228%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2021 - Escenario 2.2
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 63 de 124
Tabla 9.8: Interruptores en condición crítica para el año 2021, escenario 2.2.
9.2.7. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.3
Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kV, tanto existentes como
proyectados, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de
las ERNC y transferencia de potencia activa máxima desde el SING al SIC, esto es, 120 MW. No se
puede incrementar la transferencia hacia el SIC, ya que este escenario sólo contempla el despacho
de generadores convencionales, lo que unido a la exportación de 250 MW desde el SING al SADI,
deja estos 120 MW de remanencia para exportar al SIC. En caso de querer exportar más, se
deberían comenzar a despachar unidades con combustible diesel, situación que presenta una muy
baja probabilidad de ocurrencia por razones económicas.
I'kss [kA] EstadoCapacidad
disponibleI'kss [kA] Estado
Capacidad
disponible
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 27,760 3 -73,5% 29,177 3 -82,4%
Crucero J8 Línea Crucero - El Abra 31,5 29,169 3 7,4% 29,177 3 7,4%
Crucero J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 31,5 29,171 3 7,4% 29,177 3 7,4%
Crucero J12 Línea Norgener - Crucero C1 31,5 28,188 2 10,5% 29,177 3 7,4%
Crucero J13 Línea Norgener - Crucero C2 31,5 28,188 2 10,5% 29,177 3 7,4%
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 16,0 29,177 3 -82,4% 29,177 3 -82,4%
Crucero JRE Reactor 25,0 29,177 3 -16,7% 29,177 3 -16,7%
Crucero JR Acoplador 16,0 29,177 3 -82,4% 29,177 3 -82,4%
Crucero JS Seccionador 31,5 29,177 3 7,4% 29,177 3 7,4%
Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 20,753 3 -29,7% 21,365 3 -33,5%
Capacidad de interruptores de poder - Año 2021 - Escenario 2.2
S/E Paño Instalación
Cap.
Ruptura
[kA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 64 de 124
Figura 9.7: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2021, escenario 2.3.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22
paños, los que han sido designados como “S/I”, y se encuentran identificados en el Anexo A del
presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 10 interruptores en estado
crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero (9 interruptores).
235
79%
2910%
103%
228%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2021 - Escenario 2.3
Normal Alerta Crítico S/I
22676%
3813%
103%
228%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2021 - Escenario 2.3
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 65 de 124
Tabla 9.9: Interruptores en condición crítica para el año 2021, escenario 2.3.
9.2.8. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.4
Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kV, tanto existentes como
proyectados, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de
las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 850 MW. No se
puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia
reactiva en el SING, particularmente en la zona sur-cordillera, aun cuando se sacan de servicio los
reactores de barra de la línea de interconexión en 500 kV. Al incrementar las transferencias desde
el SIC, se desplazan unidades generadoras convencionales del SING, por lo que la distribución de
potencia activa y reactiva comienza a acumularse en un solo punto del SING: S/E Los Changos.
Dado que este escenario posee una alta probabilidad de ocurrencia en escenarios de hidrología
húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se recomienda
realizar un análisis de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las transferencias
SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente.
I'kss [kA] EstadoCapacidad
disponibleI'kss [kA] Estado
Capacidad
disponible
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 28,318 3 -77,0% 29,812 3 -86,3%
Crucero J8 Línea Crucero - El Abra 31,5 29,812 3 5,4% 29,812 3 5,4%
Crucero J9 Línea Crucero - Radomiro Tomic 31,5 29,812 3 5,4% 29,812 3 5,4%
Crucero J12 Línea Norgener - Crucero C1 31,5 28,861 3 8,4% 29,812 3 5,4%
Crucero J13 Línea Norgener - Crucero C2 31,5 28,861 3 8,4% 29,812 3 5,4%
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 16,0 29,812 3 -86,3% 29,812 3 -86,3%
Crucero JRE Reactor 25,0 29,812 3 -19,2% 29,812 3 -19,2%
Crucero JR Acoplador 16,0 29,812 3 -86,3% 29,812 3 -86,3%
Crucero JS Seccionador 31,5 29,812 3 5,4% 29,812 3 5,4%
Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 20,774 3 -29,8% 21,386 3 -33,7%
Capacidad de interruptores de poder - Año 2021 - Escenario 2.3
S/E Paño Instalación
Cap.
Ruptura
[kA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 66 de 124
Figura 9.8: Resultados generales del análisis de capacidad de interruptores año 2021, escenario 2.4.
No se cuenta con la información para validar la capacidad de ruptura de los interruptores de 22
paños, los que han sido designados como “S/I”, y se encuentran identificados en el Anexo A del
presente documento. Por otra parte, en este escenario se presentan 5 interruptores en estado
crítico, encontrándose la mayoría de ellos en S/E Crucero (4 interruptores).
Tabla 9.10: Interruptores en condición crítica para el año 2021, escenario 2.4.
239
81%
3010%
52%
227%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Favorable
Año 2021 - Escenario 2.4
Normal Alerta Crítico S/I
23078%
3913%
52%
227%
Capacidad de
InterruptoresCriterio Normal
Año 2021 - Escenario 2.4
Normal Alerta Crítico S/I
I'kss [kA] EstadoCapacidad
disponibleI'kss [kA] Estado
Capacidad
disponible
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 16,0 24,684 3 -54,3% 25,868 3 -61,7%
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 16,0 25,868 3 -61,7% 25,868 3 -61,7%
Crucero JRE Reactor 25,0 25,868 3 -3,5% 25,868 3 -3,5%
Crucero JR Acoplador 16,0 25,868 3 -61,7% 25,868 3 -61,7%
Mejillones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 16,0 20,165 3 -26,0% 20,764 3 -29,8%
Capacidad de interruptores de poder - Año 2021 - Escenario 2.4
S/E Paño Instalación
Cap.
Ruptura
[kA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 67 de 124
Este escenario presenta 5 interruptores menos en estado crítico, en relación al escenario 2.1, lo
que se explica por la baja cantidad de máquinas convencionales despachadas en el SING para un
escenario de alta transferencia en dirección SIC a SING.
9.3. ANÁLISIS DE SATURACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
A través del cálculo de cortocircuitos en cada una de las subestaciones de 220 kV para los distintos
escenarios de operación definidos en la sección 8.5, se determina el límite de saturación de los
transformadores de corriente existentes en el SING e instalaciones adyacentes a la interconexión.
Criterio de evaluación
La exactitud de medición en los T/C depende principalmente de la sección transversal, tipo de
núcleo, y del número de vueltas del devanado secundario del transformador, los que repercuten
de forma directa sobre los flujos magnéticos que circulan a través de él, por lo tanto, el error de
medición en el T/C se incrementa si se satura el material ferromagnético que lo compone.
En virtud de lo anterior, la determinación de la saturación de los T/C adquiere una gran relevancia
al momento de garantizar la correcta actuación de los relés en los sistemas de protecciones y, de
esta manera, mantener una alta confiabilidad en el sistema de transmisión.
Para evaluar esta situación, se determina el Burden Total Máximo de cada T/C, en función de su
burden nominal y de la máxima corriente de cortocircuito que circule a través de él, utilizando las
relaciones del Factor Límite de Precisión (ALF: Accuracy Limit Factor).
Dentro de sus especificaciones técnicas, los transformadores de corriente detallan el valor del
factor límite de precisión (ALF) a burden nominal y la clase de precisión que poseen. Este factor de
precisión define la magnitud de la corriente máxima a la que el transformador de corriente cumple
con la precisión especificada. Si el transformador de corriente es sometido a un cortocircuito que
supere el umbral definido por el ALF, la corriente secundaria del T/C se mide con distorsión, lo que
puede conllevar a un error en la medición de la corriente de cortocircuito por los sistemas de
protección asociados.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 68 de 124
Los análisis se realizan de acuerdo a lo indicado por la norma IEC 60044, o bien bajo ANSI/IEEE
C57.13, dependiendo del estándar de diseño con que hayan sido fabricados los transformadores
bajo análisis.
Factor límite de precisión real (ALF’) para burden distinto al nominal
Para calcular el factor límite de precisión real (ALF’) en función de un burden de servicio distinto al
nominal, tanto para T/C construidos bajo Estándar IEC60044-1 (Clase P) y Estándar ANSI/IEEE
C57.13 (Clase C), se utiliza la siguiente expresión:
Donde:
ALF’ : Límite de precisión real del transformador de a burden operativo.
: Límite de precisión nominal del transformador de corriente a burden nominal.
: Burden interno del secundario del T/C, expresado en [VA].
: Burden total conectado al T/C, expresado en [VA].
: Burden nominal del T/C, expresado en [VA].
Factor límite de precisión real (ALF’) para dimensionamiento en función de la corriente de
cortocircuito.
Se puede calcular el ALF’ en función de la corriente de cortocircuito circulante por el equipo, de la
corriente nominal del devanado primario y de un factor de sobredimensionamiento, de acuerdo a
la siguiente relación:
Donde:
: Corresponde al factor de sobredimensionamiento del T/C.
: Máxima corriente de cortocircuito a la que está expuesto el T/C en [kA].
: Corriente nominal primaria del T/C en [kA].
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 69 de 124
Obtención del Burden Total Máximo.
A partir de las expresiones definidas anteriormente, se define el Burden Total Máximo en [VA] que
puede ser conectado al T/C de acuerdo al máximo nivel de cortocircuito al que está sometido en
cada escenario de operación:
Finalmente, para evaluar el estado de cada instalación, se realiza una comparación entre el Burden
Total Máximo determinado con la ecuación anterior, y el Burden Real conectado, o de servicio. El
Burden Real conectado se calcula a través de la siguiente expresión:
El Burden Cable presenta la siguiente expresión:
Donde:
: Resistividad del cobre.
: Longitud del cable en [m]. Su forma de estimación se indica con mayor detalle en
la sección 9.1.2 del EIST 2014.
: Área del conductor en [mm2]. Su forma de estimación se indica con mayor detalle
en la sección 9.1.2 del EIST 2014.
: Corriente nominal primaria del T/C en [A].
En caso que se requiera conocer los valores considerados para el Burden Protección y el Burden
Interno, éstos fueron definidos en la sección 9.1.2 del EIST 2014.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 70 de 124
Criterio utilizado para el Análisis.
El criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de corriente que se
encuentran actualmente en operación para cada instalación en 220 kV, se define en función de la
comparación entre el Burden Total Máximo (BTM) del T/C y el Burden Real calculado (BR), y se
presenta en la Tabla 9.11.
Para aquellos casos en que no fue posible obtener datos de los TT/CC existentes, el paño se
identifica con la sigla S/I.
Tabla 9.11: Criterio para evaluar el límite de saturación de los transformadores de corriente.
Criterio Descripción Nomenclatura
Se entiende que el transformador de
corriente se encuentra en estado normal
siempre que el Burden Real ( ) sea igual o
inferior al 60% de Burden Total Máximo
( ).
Se entiende que el transformador de
corriente se encuentra en estado alerta
cuando el Burden Real ( se encuentre en
un rango ubicado entre el 60% y el 90% del
Burden Total Máximo ( ).
Se entiende que el transformador de
corriente se encuentra en estado crítico
cuando el Burden Real ( ) es igual o
superior a un 90% del Burden Total Máximo
( ).
Es relevante mencionar que una operación saturada de los TT/CC destinados a medir corrientes de
cortocircuito con fines de protección, puede ocasionar descoordinaciones y operaciones erróneas
de los sistemas de protección por no poder medir correcta y efectivamente la corriente de falla
que circula por el equipo de medición.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 71 de 124
9.3.1. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.2
Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en
220 kV a 71 subestaciones, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico
sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa entre el SING y el SIC nulas, aunque los
sistemas se encuentran galvánicamente interconectados.
Figura 9.9: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2018, escenario 1.2.
De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 60 de ellos
presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2018, con despacho de
generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia activa nulas.
El listado se presenta en las siguientes tablas:
19565%
103%
6020%
3712%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Normal
Año 2018 - Escenario 1.2
Normal Alerta Crítico S/I
19265%
19
6%
4716%
3713%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Favorable
Año 2018 - Escenario 1.2
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 72 de 124
Tabla 9.12: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2018, escenario 1.2.
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,113 15,03 3 3,113 15,03 3
Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 7,527 14,39 2 8,240 12,89 3
Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 7,514 14,42 2 8,240 12,89 3
Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 8,240 4,94 3 8,240 4,94 3
Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 8,240 -0,68 3 8,240 -0,68 3
Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 10,53 6,540 7,51 3 6,789 7,05 3
Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kV 5,32 6,587 1,45 3 6,587 1,45 3
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 19,759 20,50 3 21,045 18,88 3
Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 21,038 6,45 3 21,045 6,44 3
Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 21,039 6,44 3 21,045 6,44 3
Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 20,003 20,18 3 21,045 18,88 3
Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 20,068 20,09 3 21,045 18,88 3
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 19,00 21,045 -4,44 3 21,045 -4,44 3
Crucero JRE Reactor 19,00 21,045 -4,82 3 21,045 -4,82 3
SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kV 5,59 10,728 4,55 3 10,728 4,55 3
El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 14,782 2,86 3 14,782 2,86 3
Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 18,509 14,68 3 23,951 10,66 3
Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 18,509 14,68 3 23,951 10,66 3
Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 22,815 2,74 3 23,951 2,47 3
Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 23,776 8,01 3 23,951 7,93 3
Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 23,775 8,01 3 23,951 7,93 3
Encuentro JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 16,01 23,951 -0,27 3 23,951 -0,27 3
Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 23,947 10,58 3 23,951 10,58 3
Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 23,948 15,87 3 23,951 15,86 3
Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 23,948 15,87 3 23,951 15,86 3
Encuentro JS Seccionador 16,01 23,951 -0,27 3 23,951 -0,27 3
El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kV N°1 8,38 7,039 3,15 3 7,039 3,15 3
El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kV N°2 8,38 7,039 3,15 3 7,039 3,15 3
El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,181 14,16 1 7,039 7,80 3
Saturación de transformadores de corriente - Año 2018 - Escenario 1.2 (Parte 1 de 2)
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 73 de 124
9.3.2. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.3
Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kV, tanto existentes como
proyectados, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de
las ERNC y transferencia de potencia activa máxima desde el SING al SIC, esto es, 350 MW. No se
puede incrementar la transferencia hacia el SIC, ya que este escenario sólo contempla el despacho
de generadores convencionales, lo que unido a la exportación de 250 MW desde el SING al SADI,
deja estos 350 MW de remanencia para exportar al SIC. En caso de querer exportar más, se
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 9,71 9,320 0,51 3 9,320 0,51 3
Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 9,71 9,320 0,51 3 9,320 0,51 3
Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,491 2,70 3 11,491 2,70 3
Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 5,974 27,74 1 10,381 14,10 3
Escondida JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 14,59 10,381 9,70 3 10,381 9,70 3
Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,381 -2,85 3 10,381 -2,85 3
Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,381 -2,85 3 10,381 -2,85 3
Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kV N°3 11,58 11,203 5,69 3 11,203 5,69 3
Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N°1 1,30 22,541 1,36 3 22,604 1,34 3
Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejil lones 15,43 20,075 20,08 2 23,535 16,25 3
Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,324 17,46 2 23,535 16,25 3
Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 22,188 17,60 2 23,535 16,25 3
Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 15,43 23,317 16,46 3 23,535 16,25 3
Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 23,535 -0,44 3 23,535 -0,44 3
Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 21,802 18,02 2 23,535 16,25 3
Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,264 18,63 2 23,535 16,25 3
Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 20,779 19,20 2 23,535 16,25 3
Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,386 18,49 2 23,535 16,25 3
Mejil lones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 9,85 20,355 6,86 3 20,958 6,49 3
Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,443 17,21 1 9,302 5,92 3
Coloso JT1 Transformador 220/13.8 kV N°1 6,58 9,302 6,68 3 9,302 6,68 3
Coloso JT2 Transformador 220/13.8 kV N°2 6,58 9,302 6,68 3 9,302 6,68 3
O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 17,974 6,28 3 17,974 6,28 3
Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kV 12,50 7,371 7,32 3 7,371 7,32 3
Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,360 8,52 3 11,360 8,52 3
Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,202 11,23 2 11,360 8,52 3
Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,293 -7,44 3 21,293 -7,44 3
Bombeo N°2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 9,634 -1,24 3 9,634 -1,24 3
Bombeo N°3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 8,211 -0,42 3 8,211 -0,42 3
Bombeo N°4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 9,239 -1,04 3 9,239 -1,04 3
Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,425 1,77 3 8,425 1,77 3
Criterio Normal
Saturación de transformadores de corriente - Año 2018 - Escenario 1.2 (Parte 2 de 2)
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 74 de 124
deberían comenzar a despachar unidades con combustible diesel, situación que presenta una muy
baja probabilidad de ocurrencia por razones económicas.
Figura 9.10: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2018, escenario 1.3.
De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 60 de ellos
presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2018, con despacho de
generadores convencionales e interconexión SIC-SING con máximas transferencias de potencia
desde el SING al SIC. Se observan unas leves diferencias entre los escenarios 1.2 y 1.3,
específicamente para el criterio favorable: el escenario 1.3 presenta 3 interruptores más en estado
de emergencia que el escenario 1.2. Sin embargo, a nivel de criterio normal, ambos escenarios son
totalmente coincidentes.
El listado de transformadores de corriente en estado crítico para el criterio normal de
cortocircuitos se presenta en las siguientes tablas:
19464%
114%
6020%
3712%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Normal
Año 2018 - Escenario 1.3
Normal Alerta Crítico S/I
19265%16
5%
50
17%
3713%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Favorable
Año 2018 - Escenario 1.3
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 75 de 124
Tabla 9.13: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2018, escenario 1.3.
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,346 13,56 3 3,346 13,56 3
Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 7,848 13,68 3 8,570 12,28 3
Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 7,835 13,71 3 8,570 12,28 3
Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 8,570 4,64 3 8,570 4,64 3
Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 8,570 -0,73 3 8,570 -0,73 3
Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 10,53 6,652 7,30 3 6,903 6,85 3
Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kV 5,32 6,778 1,24 3 6,778 1,24 3
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 20,301 19,79 3 21,598 18,24 3
Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 21,591 6,13 3 21,598 6,12 3
Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 21,592 6,13 3 21,598 6,12 3
Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 20,553 19,48 3 21,598 18,24 3
Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 20,621 19,39 3 21,598 18,24 3
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 19,00 21,598 -4,48 3 21,598 -4,48 3
Crucero JRE Reactor 19,00 21,598 -4,95 3 21,598 -4,95 3
SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kV 5,59 10,924 4,39 3 10,924 4,39 3
El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 15,158 2,64 3 15,158 2,64 3
Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 19,217 14,03 3 24,723 10,24 3
Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 19,217 14,03 3 24,723 10,24 3
Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 23,564 2,56 3 24,723 2,30 3
Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 24,533 7,67 3 24,723 7,59 3
Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 24,532 7,67 3 24,723 7,59 3
Encuentro JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 16,01 24,723 -0,35 3 24,723 -0,35 3
Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 24,719 10,12 3 24,723 10,12 3
Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 24,720 15,18 3 24,723 15,18 3
Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 24,720 15,18 3 24,723 15,18 3
Encuentro JS Seccionador 16,01 24,723 -0,35 3 24,723 -0,35 3
El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kV N°1 8,38 7,122 3,10 3 7,122 3,10 3
El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kV N°2 8,38 7,122 3,10 3 7,122 3,10 3
El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,228 13,98 1 7,122 7,69 3
Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 9,71 9,467 0,46 3 9,467 0,46 3
Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 9,71 9,467 0,46 3 9,467 0,46 3
Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,715 2,59 3 11,715 2,59 3
Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 6,136 26,89 1 10,623 13,67 3
Escondida JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 14,59 10,623 9,27 3 10,623 9,27 3
Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,623 -2,92 3 10,623 -2,92 3
Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,623 -2,92 3 10,623 -2,92 3
Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kV N°3 11,58 11,494 5,39 3 11,494 5,39 3
Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N°1 1,30 23,619 1,16 3 23,685 1,15 3
Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejil lones 15,43 20,227 19,89 2 23,814 15,99 3
Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,576 17,19 2 23,814 15,99 3
Saturación de transformadores de corriente - Año 2018 - Escenario 1.3 (Parte 1 de 2)
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 76 de 124
9.3.3. AÑO 2018 – ESCENARIO 1.4
Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kV, tanto existentes como
proyectados, considerando la topología esperada al año 2018, despacho económico sin aporte de
las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 1025 MW. No
se puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia
reactiva en el SING, particularmente en la zona sur-cordillera, aun cuando se sacan de servicio los
reactores de barra de la línea de interconexión en 500 kV. Al incrementar las transferencias desde
el SIC, se desplazan unidades generadoras convencionales del SING, por lo que la distribución de
potencia activa y reactiva comienza a acumularse en un solo punto del SING: S/E Los Changos.
Dado que este escenario posee una alta probabilidad de ocurrencia en escenarios de hidrología
húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se deberá realizar
un análisis detallado del control de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las
transferencias SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente.
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 22,440 17,33 2 23,814 15,99 3
Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 15,43 23,594 16,19 3 23,814 15,99 3
Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 23,814 -0,50 3 23,814 -0,50 3
Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 22,077 17,72 2 23,814 15,99 3
Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,536 18,31 2 23,814 15,99 3
Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 21,051 18,87 2 23,814 15,99 3
Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,657 18,18 2 23,814 15,99 3
Mejil lones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 9,85 20,583 6,72 3 21,191 6,36 3
Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,615 16,40 1 9,664 5,53 3
Coloso JT1 Transformador 220/13.8 kV N°1 6,58 9,664 6,10 3 9,664 6,10 3
Coloso JT2 Transformador 220/13.8 kV N°2 6,58 9,664 6,10 3 9,664 6,10 3
O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 19,388 5,50 3 19,388 5,50 3
Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kV 12,50 7,432 7,21 3 7,432 7,21 3
Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,662 8,23 3 11,662 8,23 3
Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,414 10,91 3 11,662 8,23 3
Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,520 -7,47 3 21,520 -7,47 3
Bombeo N°2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 9,970 -1,40 3 9,970 -1,40 3
Bombeo N°3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 8,404 -0,55 3 8,404 -0,55 3
Bombeo N°4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 9,457 -1,16 3 9,457 -1,16 3
Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,658 1,56 3 8,658 1,56 3
Saturación de transformadores de corriente - Año 2018 - Escenario 1.3 (Parte 2 de 2)
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 77 de 124
Figura 9.11: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2018, escenario 1.4.
De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 43 de ellos
presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2018, con despacho de
generadores convencionales e interconexión SIC-SING con máximas transferencias de potencia
desde el SIC al SING. Este escenario redunda en niveles de cortocircuito inferiores a los otros dos
escenarios analizados al 2018, debido al menor despacho de unidades generadoras del SING.
El listado de transformadores de corriente en estado crítico para el criterio normal de
cortocircuitos se presenta en las siguientes tablas:
196
66%
258%
37
13%
3713%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Favorable
Año 2018 - Escenario 1.4
Normal Alerta Crítico S/I
198
66%
248%
4314%
3712%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Normal
Año 2018 - Escenario 1.4
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 78 de 124
Tabla 9.14: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2018, escenario 1.4.
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,063 15,37 3 3,063 15,37 3
Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 7,159 15,29 2 7,823 13,73 3
Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 7,148 15,31 2 7,823 13,73 3
Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 7,823 5,37 3 7,823 5,37 3
Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 7,823 -0,61 3 7,823 -0,61 3
Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 10,53 6,394 7,80 3 6,640 7,32 3
Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kV 5,32 6,311 1,78 3 6,311 1,78 3
Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 18,849 7,89 3 18,855 7,89 3
Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 18,850 7,89 3 18,855 7,89 3
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 19,00 18,855 -4,26 3 18,855 -4,26 3
Crucero JRE Reactor 19,00 18,855 -4,21 3 18,855 -4,21 3
SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kV 5,59 9,888 5,31 3 9,888 5,31 3
El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 13,231 3,89 3 13,231 3,89 3
Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 15,804 17,71 3 20,996 12,59 3
Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 15,804 17,71 3 20,996 12,59 3
Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 19,932 3,57 3 20,996 3,23 3
Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 20,823 9,57 3 20,996 9,47 3
Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 20,822 9,57 3 20,996 9,47 3
Encuentro JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 16,01 20,996 0,12 3 20,996 0,12 3
Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 20,992 12,63 3 20,996 12,63 3
Encuentro JS Seccionador 16,01 20,996 0,12 3 20,996 0,12 3
El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kV N°1 8,38 6,705 3,38 3 6,705 3,38 3
El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kV N°2 8,38 6,705 3,38 3 6,705 3,38 3
El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 3,996 14,88 1 6,705 8,26 3
Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 9,71 8,783 0,73 3 8,783 0,73 3
Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 9,71 8,783 0,73 3 8,783 0,73 3
Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 10,684 3,13 3 10,684 3,13 3
Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 5,537 30,28 1 9,697 15,40 3
Escondida JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 14,59 9,697 11,00 3 9,697 11,00 3
Escondida JR1 Reactor 1 14,59 9,697 -2,63 3 9,697 -2,63 3
Escondida JR2 Reactor 2 14,59 9,697 -2,63 3 9,697 -2,63 3
Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kV N°3 11,58 10,393 6,60 3 10,393 6,60 3
Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 19,217 0,81 3 19,217 0,81 3
Mejil lones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 9,85 17,103 9,31 3 17,494 8,97 3
Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,041 19,36 1 8,461 6,95 3
Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kV 12,50 6,874 8,28 3 6,874 8,28 3
Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 10,523 9,44 3 10,523 9,44 3
Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 8,585 12,25 2 10,523 9,44 3
Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 17,693 -6,92 3 17,693 -6,92 3
Bombeo N°2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 8,820 -0,81 3 8,820 -0,81 3
Bombeo N°3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 7,699 -0,05 3 7,699 -0,05 3
Bombeo N°4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 8,643 -0,70 3 8,643 -0,70 3
Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 7,834 2,36 3 7,834 2,36 3
Saturación de transformadores de corriente - Año 2018 - Escenario 1.4
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 79 de 124
9.3.4. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.2
Se analiza un total de 357 paños del SING, tanto existentes como proyectados, conectados en
220 kV a 71 subestaciones, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico
sin aporte de las ERNC y transferencias de potencia activa entre el SING y el SIC nulas, aunque los
sistemas se encuentran galvánicamente interconectados.
Figura 9.12: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2021, escenario 2.2.
De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 64 de ellos
presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2021, con despacho de
generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia activa nulas.
El listado se presenta en las siguientes tablas:
18763%
17
6%
55
19%
3712%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Favorable
Año 2021 - Escenario 2.2
Normal Alerta Crítico S/I
18662%
155%
6421%
3712%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Normal
Año 2021 - Escenario 2.2
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 80 de 124
Tabla 9.15: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2021, escenario 2.2.
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,216 14,35 3 3,216 14,35 3
Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 8,319 12,74 3 9,201 11,23 3
Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 8,303 12,77 3 9,201 11,23 3
Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 9,201 4,11 3 9,201 4,11 3
Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 9,201 -0,81 3 9,201 -0,81 3
Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 10,53 6,857 6,93 3 7,113 6,50 3
Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kV 5,32 7,193 0,82 3 7,193 0,82 3
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 27,760 12,86 3 29,177 11,95 3
Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 29,169 2,98 3 29,177 2,97 3
Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 29,171 2,98 3 29,177 2,97 3
Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 28,188 12,58 3 29,177 11,95 3
Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 28,188 12,58 3 29,177 11,95 3
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 19,00 29,177 -4,88 3 29,177 -4,88 3
Crucero JRE Reactor 19,00 29,177 -6,26 3 29,177 -6,26 3
SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kV 5,59 12,519 3,27 3 12,519 3,27 3
El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 18,413 1,11 3 18,413 1,11 3
Collahuasi JQB Línea Collahuasi-Quebrada Blanca 21,78 5,852 24,01 3 6,239 21,97 3
Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 24,375 10,43 3 33,636 6,73 3
Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 24,375 10,43 3 33,636 6,73 3
Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 32,611 1,01 3 33,636 0,89 3
Encuentro J6 Línea Encuentro-Miraje C2 16,01 32,090 17,40 3 33,636 16,46 3
Encuentro J7 Línea Encuentro-Miraje C1 16,01 32,090 17,40 3 33,636 16,46 3
Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 33,395 4,84 3 33,636 4,78 3
Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 33,395 4,84 3 33,636 4,78 3
Encuentro JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 16,01 33,636 -1,05 3 33,636 -1,05 3
Encuentro J10 Línea Encuentro-Spence 16,01 33,632 16,63 3 33,636 16,63 3
Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 33,632 6,38 3 33,636 6,38 3
Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 33,636 9,57 3 33,636 9,57 3
Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 33,636 9,57 3 33,636 9,57 3
Encuentro JS Seccionador 16,01 33,636 -1,05 3 33,636 -1,05 3
El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kV N°1 8,38 7,302 2,98 3 7,302 2,98 3
El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kV N°2 8,38 7,302 2,98 3 7,302 2,98 3
El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,265 13,85 2 7,302 7,46 3
Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 9,71 9,613 0,40 3 9,613 0,40 3
Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 9,71 9,613 0,40 3 9,613 0,40 3
Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,940 2,48 3 11,940 2,48 3
Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 6,232 26,41 1 10,777 13,42 3
Escondida JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 14,59 10,777 9,02 3 10,777 9,02 3
Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,777 -2,96 3 10,777 -2,96 3
Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,777 -2,96 3 10,777 -2,96 3
Saturación de transformadores de corriente - Año 2021 - Escenario 2.2 (Parte 1 de 2)
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 81 de 124
En comparación al escenario símil del año 2018, escenario 1.2, se adicionan los siguientes 4 paños
con transformadores de corriente saturados para los niveles de cortocircuito al 2021, con
despacho de generadores convencionales e interconexión SIC-SING con transferencias de potencia
activa nulas. Éstos son:
Collahuasi JBQ: Línea Collahuasi-Quebrada Blanca.
Encuentro J6: Línea Encuentro-Miraje Circuito N°2 (actual Encuentro-Atacama C2).
Encuentro J7: Línea Encuentro-Miraje Circuito N°1 (actual Encuentro-Atacama C1).
Encuentro J10: Línea Encuentro-Spence.
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kV N°3 11,58 11,678 5,21 3 11,678 5,21 3
Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N°1 1,30 28,858 0,40 3 28,858 0,40 3
Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejil lones 15,43 20,386 19,69 2 24,029 15,79 3
Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,766 17,00 3 24,029 15,79 3
Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 22,605 17,16 2 24,029 15,79 3
Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 15,43 23,807 16,00 3 24,029 15,79 3
Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 24,029 -0,55 3 24,029 -0,55 3
Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 22,289 17,49 2 24,029 15,79 3
Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,745 18,08 2 24,029 15,79 3
Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 21,261 18,63 2 24,029 15,79 3
Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,867 17,95 2 24,029 15,79 3
Mejil lones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 9,85 20,753 6,62 3 21,365 6,25 3
Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,711 15,98 1 9,864 5,33 3
Coloso JT1 Transformador 220/13.8 kV N°1 6,58 9,864 5,80 3 9,864 5,80 3
Coloso JT2 Transformador 220/13.8 kV N°2 6,58 9,864 5,80 3 9,864 5,80 3
O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 20,205 5,10 3 20,205 5,10 3
Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kV 12,50 7,486 7,12 3 7,486 7,12 3
Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,852 8,05 3 11,852 8,05 3
Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,557 10,70 3 11,852 8,05 3
Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,696 -7,49 3 21,696 -7,49 3
Bombeo N°2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 10,157 -1,49 3 10,157 -1,49 3
Bombeo N°3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 8,516 -0,62 3 8,516 -0,62 3
Bombeo N°4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 9,588 -1,22 3 9,588 -1,22 3
Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,790 1,45 3 8,790 1,45 3
Saturación de transformadores de corriente - Año 2021 - Escenario 2.2 (Parte 2 de 2)
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 82 de 124
9.3.5. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.3
Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kV, tanto existentes como
proyectados, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de
las ERNC y transferencia de potencia activa máxima desde el SING al SIC, esto es, 120 MW. No se
puede incrementar la transferencia hacia el SIC, ya que este escenario sólo contempla el despacho
de generadores convencionales, lo que unido a la exportación de 250 MW desde el SING al SADI,
deja estos 120 MW de remanencia para exportar al SIC. En caso de querer exportar más, se
deberían comenzar a despachar unidades con combustible diesel, situación que presenta una muy
baja probabilidad de ocurrencia por razones económicas.
Figura 9.13: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2021, escenario 2.3.
18663%
186%
55
19%
3712%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Favorable
Año 2021 - Escenario 2.3
Normal Alerta Crítico S/I
18662%
155%
6421%
3712%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Normal
Año 2021 - Escenario 2.3
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 83 de 124
Tabla 9.16: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2021, escenario 2.3.
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,221 14,32 3 3,221 14,32 3
Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 8,360 12,66 3 9,246 11,16 3
Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 8,344 12,69 3 9,246 11,16 3
Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 9,246 4,08 3 9,246 4,08 3
Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 9,246 -0,82 3 9,246 -0,82 3
Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 10,53 6,870 6,91 3 7,126 6,48 3
Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kV 5,32 7,221 0,80 3 7,221 0,80 3
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 28,318 12,49 3 29,812 11,56 3
Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 29,812 2,78 3 29,812 2,78 3
Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 29,812 2,78 3 29,812 2,78 3
Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 28,861 12,14 3 29,812 11,56 3
Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 28,861 12,14 3 29,812 11,56 3
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 19,00 29,812 -4,90 3 29,812 -4,90 3
Crucero JRE Reactor 19,00 29,812 -6,34 3 29,812 -6,34 3
SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kV 5,59 12,659 3,18 3 12,659 3,18 3
El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 18,717 0,99 3 18,717 0,99 3
Collahuasi JQB Línea Collahuasi-Quebrada Blanca 21,78 5,874 23,89 3 6,261 21,87 3
Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 24,681 10,26 3 34,173 6,58 3
Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 24,681 10,26 3 34,173 6,58 3
Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 33,149 0,95 3 34,173 0,83 3
Encuentro J6 Línea Encuentro-Miraje C2 16,01 32,631 17,06 3 34,173 16,15 3
Encuentro J7 Línea Encuentro-Miraje C1 16,01 32,631 17,06 3 34,173 16,15 3
Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 33,932 4,72 3 34,173 4,66 3
Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 33,932 4,72 3 34,173 4,66 3
Encuentro JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 16,01 34,173 -1,08 3 34,173 -1,08 3
Encuentro J10 Línea Encuentro-Spence 16,01 34,169 16,10 3 34,173 16,09 3
Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 34,169 6,22 3 34,173 6,22 3
Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 34,173 9,32 3 34,173 9,32 3
Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 34,173 9,32 3 34,173 9,32 3
Encuentro JS Seccionador 16,01 34,173 -1,08 3 34,173 -1,08 3
El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kV N°1 8,38 7,321 2,97 3 7,321 2,97 3
El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kV N°2 8,38 7,321 2,97 3 7,321 2,97 3
El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,272 13,82 2 7,321 7,44 3
Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 9,71 9,631 0,40 3 9,631 0,40 3
Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 9,71 9,631 0,40 3 9,631 0,40 3
Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,968 2,47 3 11,968 2,47 3
Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 6,240 26,37 1 10,791 13,39 3
Escondida JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 14,59 10,791 8,99 3 10,791 8,99 3
Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,791 -2,97 3 10,791 -2,97 3
Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,791 -2,97 3 10,791 -2,97 3
Saturación de transformadores de corriente - Año 2021 - Escenario 2.3 (Parte 1 de 2)
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 84 de 124
De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 64 de ellos
presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2021, con despacho de
generadores convencionales e interconexión SIC-SING con máximas transferencias de potencia
desde el SING al SIC. Se observa una muy leve diferencia entre los escenarios 2.2 y 2.3,
específicamente para el criterio favorable: el escenario 1.3 presenta un interruptor más en estado
de alerta que el escenario 1.2. Sin embargo, a nivel de criterio normal, ambos escenarios son
totalmente coincidentes.
9.3.6. AÑO 2021 – ESCENARIO 2.4
Se analiza un total de 357 paños del SING conectados en 220 kV, tanto existentes como
proyectados, considerando la topología esperada al año 2021, despacho económico sin aporte de
las ERNC y transferencias de potencia activa máximas desde el SIC al SING, esto es, 850 MW. No se
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kV N°3 11,58 11,695 5,19 3 11,695 5,19 3
Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N°1 1,30 28,914 0,40 3 28,914 0,40 3
Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejil lones 15,43 20,407 19,66 2 24,055 15,77 3
Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,789 16,98 3 24,055 15,77 3
Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 22,624 17,15 2 24,055 15,77 3
Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 15,43 23,833 15,97 3 24,055 15,77 3
Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 24,055 -0,56 3 24,055 -0,56 3
Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 22,314 17,47 2 24,055 15,77 3
Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,771 18,05 2 24,055 15,77 3
Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 21,287 18,60 2 24,055 15,77 3
Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,892 17,92 2 24,055 15,77 3
Mejil lones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 9,85 20,774 6,60 3 21,386 6,24 3
Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,716 15,96 1 9,874 5,32 3
Coloso JT1 Transformador 220/13.8 kV N°1 6,58 9,874 5,78 3 9,874 5,78 3
Coloso JT2 Transformador 220/13.8 kV N°2 6,58 9,874 5,78 3 9,874 5,78 3
O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 20,249 5,08 3 20,249 5,08 3
Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kV 12,50 7,493 7,10 3 7,493 7,10 3
Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,870 8,03 3 11,870 8,03 3
Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,572 10,68 3 11,870 8,03 3
Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,716 -7,49 3 21,716 -7,49 3
Bombeo N°2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 10,169 -1,49 3 10,169 -1,49 3
Bombeo N°3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 8,524 -0,62 3 8,524 -0,62 3
Bombeo N°4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 9,599 -1,23 3 9,599 -1,23 3
Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,798 1,44 3 8,798 1,44 3
Saturación de transformadores de corriente - Año 2021 - Escenario 2.3 (Parte 2 de 2)
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 85 de 124
puede incrementar la transferencia desde el SIC, principalmente por insuficiencia de potencia
reactiva en el SING, particularmente en la zona sur-cordillera, aun cuando se sacan de servicio los
reactores de barra de la línea de interconexión en 500 kV. Al incrementar las transferencias desde
el SIC, se desplazan unidades generadoras convencionales del SING, por lo que la distribución de
potencia activa y reactiva comienza a acumularse en un solo punto del SING: S/E Los Changos.
Dado que este escenario posee una alta probabilidad de ocurrencia en escenarios de hidrología
húmeda (unidades hidráulicas del SIC) con nula inyección de ERNC en el SING, se deberá realizar
un análisis detallado del control de potencia reactiva en el SING, tal que permita incrementar las
transferencias SIC a SING, hasta 1500 MW, inicialmente.
Figura 9.14: Resultados generales del análisis de capacidad de burden conectado año 2021, escenario 2.4.
De acuerdo a los resultados del análisis de saturación de transformadores de corriente, 59 de ellos
presentarán niveles de saturación frente a cortocircuitos durante el año 2021, con despacho de
generadores convencionales e interconexión SIC-SING con máximas transferencias de potencia
desde el SIC al SING. Este escenario redunda en niveles de cortocircuito inferiores a los otros dos
escenarios analizados al 2018, debido al menor despacho de unidades generadoras del SING.
192
65%207%
4415%
3713%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Favorable
Año 2021 - Escenario 2.4
Normal Alerta Crítico S/I
19163%
155%
5920%
3712%
Capacidad de Burden
ConectadoCriterio Normal
Año 2021 - Escenario 2.4
Normal Alerta Crítico S/I
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 86 de 124
El listado de transformadores de corriente en estado crítico para el criterio normal de
cortocircuitos se presenta en las siguientes 2 tablas:
Tabla 9.17: Saturación de los transformadores de corriente para el año 2021, escenario 2.4.
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Pozo Almonte JZ Reactor P. Almonte 20,67 3,180 14,58 3 3,180 14,58 3
Lagunas J3 Línea Lagunas-Collahuasi C1 12,65 8,004 13,36 3 8,848 11,80 3
Lagunas J4 Línea Lagunas-Collahuasi C2 12,65 7,989 13,39 3 8,848 11,80 3
Lagunas JCE BBCC 40 MVAr 12,65 8,848 4,40 3 8,848 4,40 3
Lagunas JT SS/AA 220/23 3,06 8,848 -0,77 3 8,848 -0,77 3
Tarapacá JT2 Transformador 220/11,5/6,9 kV 10,53 6,750 7,12 3 7,003 6,68 3
Nueva Victoria JT Transformador 220/66/23 kV 5,32 6,969 1,04 3 6,969 1,04 3
Crucero J6 Línea Chacaya - Crucero 19,00 24,684 15,21 3 25,868 14,24 3
Crucero J8 Línea Crucero-El Abra 19,00 25,861 4,12 3 25,868 4,12 3
Crucero J9 Línea Crucero-Radomiro Tomic 19,00 25,862 4,12 3 25,868 4,12 3
Crucero J12 Línea Norgener-Crucero C1 19,00 24,825 15,09 3 25,868 14,24 3
Crucero J13 Línea Norgener-Crucero C2 19,00 24,891 15,04 3 25,868 14,24 3
Crucero JT1 Transformador 220/23 kV N°1 19,00 25,868 -4,73 3 25,868 -4,73 3
Crucero JRE Reactor 19,00 25,868 -5,78 3 25,868 -5,78 3
SQM El Loa JT1 Transformador SQM El Loa 220/110/23 kV 5,59 11,731 3,78 3 11,731 3,78 3
El Loa J1 Línea El Loa-SQM El Loa 4,24 16,755 1,81 3 16,755 1,81 3
Collahuasi JQB Línea Collahuasi-Quebrada Blanca 21,78 5,676 25,03 2 6,063 22,87 3
Encuentro J2 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C1 16,01 20,767 12,76 3 29,555 8,07 3
Encuentro J3 Línea Nva Crucero Encuentro-Encuentro C2 16,01 20,767 12,76 3 29,555 8,07 3
Encuentro J4 Línea Encuentro-El Tesoro 16,01 28,589 1,58 3 29,555 1,43 3
Saturación de transformadores de corriente - Año 2021 - Escenario 2.4 (Parte 1 de 2)
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable Criterio Normal
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 87 de 124
I'kss [kA]BTM
[VA]Estado I'kss [kA]
BTM
[VA]Estado
Encuentro J8 Linea Encuentro-Collahuasi C1 16,01 29,314 5,93 3 29,555 5,86 3
Encuentro J9 Línea Encuentro-Collahuasi C2 16,01 29,314 5,93 3 29,555 5,86 3
Encuentro JT1 Transformador 220/23 kV lado 220 kV 16,01 29,555 -0,79 3 29,555 -0,79 3
Encuentro J11 Línea Encuentro-MMH 16,01 29,551 7,81 3 29,555 7,81 3
Encuentro J12 Línea Encuentro-Sierra Gorda C1 16,01 0,000 N/A 3 29,555 11,72 3
Encuentro J13 Línea Encuentro-Sierra Gorda C2 16,01 0,000 N/A 3 29,555 11,72 3
Encuentro JS Seccionador 16,01 29,555 -0,79 3 29,555 -0,79 3
El Tesoro JT1 Transformador 220/23 kV N°1 8,38 7,052 3,14 3 7,052 3,14 3
El Tesoro JT2 Transformador 220/23 kV N°2 8,38 7,052 3,14 3 7,052 3,14 3
El Tesoro J1 Línea Encuentro-El Tesoro 8,38 4,136 14,33 1 7,052 7,78 3
Fortuna JT1 Transformador 220/23/6.6 kV N°1 9,71 9,235 0,54 3 9,235 0,54 3
Fortuna JT2 Transformador 220/23/6.6 kV N°2 9,71 9,235 0,54 3 9,235 0,54 3
Lomas Bayas J4 Línea Lomas Bayas-Fortuna 6,14 11,361 2,76 3 11,361 2,76 3
Escondida J3 Línea Escondida-Zaldívar 14,59 5,812 28,64 1 10,152 14,51 3
Escondida JT6 Transformador N°6 220/69/6.9 kV 14,59 10,152 10,11 3 10,152 10,11 3
Escondida JR1 Reactor 1 14,59 10,152 -2,78 3 10,152 -2,78 3
Escondida JR2 Reactor 2 14,59 10,152 -2,78 3 10,152 -2,78 3
Sulfuros JT3 Transformador 220/69 kV N°3 11,58 10,925 5,98 3 10,925 5,98 3
Angamos J4 Angamos-Bombeo Sierra Gorda N°1 1,30 0,000 N/A 3 26,882 0,65 3
Chacaya J1 Línea Chacaya-Mejil lones 15,43 19,985 20,20 2 23,306 16,47 3
Chacaya J2 Línea Chacaya-Mantos Blancos 15,43 22,110 17,68 2 23,306 16,47 3
Chacaya J3 Línea Chacaya-Crucero 15,43 21,965 17,84 2 23,306 16,47 3
Chacaya J4 Autotransformador 220/110/23 kV N°3 15,43 23,091 16,68 3 23,306 16,47 3
Chacaya J5 Línea Chacaya-Molycop 15,43 23,306 -0,38 3 23,306 -0,38 3
Chacaya TG1 Tranformador CTM1 15,43 21,576 18,27 2 23,306 16,47 3
Chacaya TG2 Tranformador CTM2 15,43 21,041 18,89 2 23,306 16,47 3
Chacaya TG3 Tranformador CTM3-TG 15,43 20,557 19,47 2 23,306 16,47 3
Chacaya TG4 Tranformador CTM3-TV 15,43 21,163 18,74 2 23,306 16,47 3
Mejil lones JT Autotrafo 220/110/13,8 kV 9,85 20,165 6,98 3 20,764 6,61 3
Coloso J1 Línea O Higgins-Coloso 6,58 4,259 18,14 1 8,918 6,36 3
O'Higgins J3 Línea O Higgins-Coloso 6,79 16,592 7,17 3 16,592 7,17 3
Mantos Blancos J1 Transformador 220/23 kV 12,50 7,325 7,40 3 7,325 7,40 3
Domeyko J1 Línea Domeyko-Planta Óxidos 9,90 11,070 8,83 3 11,070 8,83 3
Domeyko J2 Línea O Higgins-Domeyko 9,90 9,008 11,53 2 11,070 8,83 3
Molycop N/A Transformador 220/13,8 3,25 21,107 -7,42 3 21,107 -7,42 3
Bombeo N°2 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 9,281 -1,06 3 9,281 -1,06 3
Bombeo N°3 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 8,012 -0,28 3 8,012 -0,28 3
Bombeo N°4 MEL JT1 Transformador 220/4.16 kV 4,42 9,022 -0,92 3 9,022 -0,92 3
Palestina JT Tap Off Palestina 4,42 8,180 2,00 3 8,180 2,00 3
Criterio Normal
S/E Paño Instalación BR [VA]
Criterio Favorable
Saturación de transformadores de corriente - Año 2021 - Escenario 2.4 (Parte 2 de 2)
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 88 de 124
9.4. RESUMEN DE CC EN BARRAS DEL SING
A continuación, se presentan un resumen de los niveles de cortocircuito obtenidos para los
diferentes escenarios evaluados.
Tabla 9.18: Resumen de resultados obtenidos del análisis de cortocircuito sobre 220 kV, año 2018.
Subestación Esc 1.1 Esc 1.2 Esc 1.3 Esc 1.4
Andes 220 10,867 10,616 10,715 10,305
Angamos 220 26,853 22,604 23,685 20,810
Antucoya 220 6,000 5,687 5,865 5,229
Atacama 220 21,088 16,361 20,660 11,496
Calama 220 7,799 6,358 6,400 6,118
Chacaya 220 24,485 23,535 23,814 19,217
Chimborazo 220 7,919 7,919 7,919 7,919
Chuquicamata 220 8,880 7,262 7,318 6,947
Cochrane 220 13,151 12,940 12,991 12,714
Collahuasi 220 6,457 5,485 5,586 5,272
Coloso 220 10,415 9,302 9,664 8,461
Cóndores 220 3,190 2,816 2,839 2,785
Crucero 220 24,337 21,045 21,598 18,855
Domeyko 220 12,066 11,360 11,662 10,523
EB Sierra Gorda 220 14,772 13,162 13,710 12,376
El Abra 220 2,967 2,898 2,914 2,828
El Cobre 220 18,091 16,614 17,077 14,945
El Tesoro 220 7,417 7,039 7,122 6,705
Encuentro 220 27,471 23,951 24,723 20,996
Enlace 220 1,175 1,173 1,174 1,163
Escondida 220 10,950 10,381 10,623 9,697
Escondida Bombeo #2 220 10,363 9,634 9,970 8,820
Escondida Bombeo #3 220 8,656 8,211 8,404 7,699
Escondida Bombeo #4 220 9,743 9,239 9,457 8,643
Escondida Palestina 220 8,971 8,425 8,658 7,834
Esmeralda 220 3,876 3,601 3,847 3,219
Esperanza 220 8,023 7,569 7,664 7,191
Farellón 220 8,269 8,269 8,269 8,269
Fortuna 220 9,771 9,320 9,467 8,783
Gaby 220 4,232 4,147 4,175 4,035
Kapatur 220 31,767 24,318 26,547 21,426
Kelar 220 24,381 20,386 21,699 16,928
La Cruz 220 18,315 13,130 13,436 11,880
Laberinto 220 19,359 17,661 18,200 15,821
Laguna Seca 220 8,147 7,820 7,961 7,415
Lagunas 220 9,837 8,240 8,570 7,823
Niveles de cortocircuito en barras del SING [kA] - Año 2018 (Parte 1 de 2)
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 89 de 124
Subestación Esc 1.1 Esc 1.2 Esc 1.3 Esc 1.4
Lomas Bayas 220 12,184 11,491 11,715 10,684
Los Changos 220 31,144 23,726 25,995 21,146
Los Changos 500 9,789 7,317 8,625 7,833
Mantos Blancos 220 8,025 7,371 7,432 6,874
María Elena 220 17,535 15,030 15,480 13,323
Mejillones 220 21,751 20,958 21,191 17,494
Miraje 220 19,165 16,571 17,457 13,999
MMH 220 3,811 3,698 3,726 3,578
MolyCop 220 22,067 21,293 21,520 17,693
Norgener 220 9,439 8,815 8,910 8,400
Nueva Crucero-Encuentro 220 26,884 23,444 24,146 20,721
Nueva Crucero-Encuentro 500 11,778 10,271 10,578 9,078
Nueva Victoria 220 7,479 6,587 6,778 6,311
Nueva Zaldivar 220 12,582 11,875 12,167 11,030
OGP1 220 9,295 8,882 9,058 8,377
O'Higgins 220 20,884 17,974 19,388 15,073
Óxidos 220 11,636 10,978 11,260 10,195
Parinacota 220 1,839 1,352 1,355 1,346
Pozo Almonte 220 3,669 3,113 3,346 3,063
Puri 220 6,781 6,781 6,781 6,781
Quebrada Blanca 220 4,645 3,954 4,006 3,842
Quillagua 220 7,966 6,515 6,591 6,309
Radomiro Tomic 220 3,546 3,448 3,470 3,350
Salar 220 9,072 7,529 7,589 7,195
Sierra Gorda 220 6,367 6,059 6,132 5,742
Spence 220 4,225 4,087 4,120 3,940
SQM El Loa 220 13,695 10,728 10,924 9,888
Sulfuros 220 11,885 11,203 11,494 10,393
Tap Off Barriles 220 10,666 8,371 8,467 7,954
Tap Off Capricornio 8,426 7,872 7,935 7,250
Tap Off El Loa 220 21,076 14,782 15,158 13,231
Tap Off Llanos 220 1,547 1,496 1,498 1,493
Tap Off Oeste 6,826 6,658 6,722 6,444
Tarapacá 220 7,524 6,789 6,903 6,640
Tocopilla 220 16,148 - - -
Zaldívar 220 12,512 11,811 12,101 10,975
Niveles de cortocircuito en barras del SING [kA] - Año 2018 (Parte 2 de 2)
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 90 de 124
Tabla 9.19: Resumen de resultados obtenidos del análisis de cortocircuito sobre 220 kV, año 2021.
Subestación Esc 2.1 Esc 2.2 Esc 2.3 Esc 2.4
Andes 220 11,195 11,086 11,094 10,827
Angamos 220 30,161 28,858 28,914 26,882
Antucoya 220 6,176 6,108 6,125 5,579
Atacama 220 21,236 20,959 20,995 12,085
Calama 220 8,209 7,583 7,924 6,659
Chacaya 220 24,540 24,029 24,055 23,306
Chimborazo 220 7,919 7,919 7,919 7,919
Chuquicamata 220 9,353 8,032 8,679 7,512
Cochrane 220 13,397 13,325 13,345 13,156
Collahuasi 220 6,621 6,239 6,261 6,063
Coloso 220 10,506 9,864 9,874 8,918
Cóndores 220 2,943 2,881 2,884 2,859
Crucero 220 31,614 29,177 29,812 25,868
Domeyko 220 12,132 11,852 11,870 11,070
EB Sierra Gorda 220 15,866 15,348 15,373 14,258
El Abra 220 3,053 3,028 3,035 2,975
El Cobre 220 18,264 17,554 17,616 16,347
El Tesoro 220 7,519 7,302 7,321 7,052
Encuentro 220 35,726 33,636 34,173 29,555
Enlace 220 11,527 11,289 11,349 9,607
Escondida 220 11,003 10,777 10,791 10,152
Escondida Bombeo #2 220 10,441 10,157 10,169 9,281
Escondida Bombeo #3 220 8,698 8,516 8,524 8,012
Escondida Bombeo #4 220 9,789 9,588 9,599 9,022
Escondida Palestina 220 9,023 8,790 8,798 8,180
Esmeralda 220 3,883 3,860 3,861 3,275
Esperanza 220 8,112 7,832 7,852 7,555
Farellón 220 8,269 8,269 8,269 8,269
Fortuna 220 9,820 9,613 9,631 9,235
Gaby 220 4,242 4,202 4,206 4,130
Kapatur 220 39,308 36,987 37,093 34,439
Kelar 220 27,398 25,931 26,001 36,409
La Cruz 220 21,863 16,049 16,238 14,743
Laberinto 220 19,557 18,750 18,820 17,357
Laguna Seca 220 8,177 8,049 8,057 7,682
Lagunas 220 9,995 9,201 9,246 8,848
Niveles de cortocircuito en barras del SING [kA] - Año 2021 (Parte 1 de 2)
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 91 de 124
Subestación Esc 2.1 Esc 2.2 Esc 2.3 Esc 2.4
Lomas Bayas 220 12,261 11,940 11,968 11,361
Los Changos 220 38,677 36,443 36,550 33,758
Los Changos 500 15,585 14,102 14,204 13,097
Mantos Blancos 220 8,034 7,486 7,493 7,325
María Elena 220 20,521 19,405 19,704 17,403
Mejillones 220 21,787 21,365 21,386 20,764
Miraje 220 22,178 21,105 21,387 17,662
MMH 220 3,944 3,904 3,915 3,808
MolyCop 220 22,111 21,696 21,716 21,107
Norgener 220 10,020 9,638 9,685 9,292
Nueva Crucero-Encuentro 220 35,947 33,754 34,336 29,923
Nueva Crucero-Encuentro 500 15,748 14,787 15,042 13,109
Nueva Victoria 220 7,615 7,193 7,221 6,969
Nueva Zaldivar 220 12,648 12,362 12,381 11,607
OGP1 220 9,333 9,170 9,180 8,714
O'Higgins 220 21,271 20,205 20,249 16,592
Óxidos 220 11,697 11,437 11,453 10,707
Parinacota 220 1,372 1,362 1,363 1,359
Pozo Almonte 220 3,713 3,216 3,221 3,180
Puri 220 6,781 6,781 6,781 6,781
Quebrada Blanca 220 4,725 4,538 4,549 4,449
Quillagua 220 7,073 6,935 6,956 6,776
Radomiro Tomic 220 3,669 3,633 3,644 3,557
Salar 220 9,518 8,575 9,050 7,833
Sierra Gorda 220 6,748 6,630 6,663 6,358
Spence 220 4,389 4,339 4,353 4,221
SQM El Loa 220 15,510 12,519 12,659 11,731
Sulfuros 220 11,949 11,678 11,695 10,925
Tap Off Barriles 220 11,511 9,205 9,254 8,854
Tap Off Capricornio 8,429 7,988 7,995 7,820
Tap Off El Loa 220 25,702 18,413 18,717 16,755
Tap Off Llanos 220 1,548 1,499 1,499 1,495
Tap Off Oeste 6,841 6,771 6,776 6,607
Tarapacá 220 7,444 7,113 7,126 7,003
Tocopilla 220 16,686 - - -
Zaldívar 220 12,576 12,293 12,312 11,546
Niveles de cortocircuito en barras del SING [kA] - Año 2021 (Parte 2 de 2)
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 92 de 124
10. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO EN RÉGIMEN ESTÁTICO
Se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de contingencias simples en
cada una de las líneas y transformadores del SING, energizados en 220 kV, para los distintos
escenarios de operación definidos en la sección 8.5.
Bajo este contexto, se presentan los resultados de los flujos de potencia para contingencia N-1,
considerando distintas condiciones de operación del enlace de interconexión entre el SING y el
SIC, tomando en cuenta además, el enlace de interconexión entre el SING y el SADI. Estos análisis
fueron desarrollados realizando contingencias simples en todas las líneas de 220 kV del SING, y en
los transformadores con relación 500/220 kV proyectados, los que se ubicarán en las
subestaciones Los Changos y Nueva Crucero Encuentro.
Para cada una de las contingencias, se analizan los resultados de tensión y grado de utilización de
elementos series del SING post-contingencia, detectando aquellas instalaciones que presenten
algún incumplimiento normativo tras la ocurrencia de cierta(s) contingencia(s), en particular, de
los Artículos 5-24, 5-28 y 5-31 de la NTSyCS vigente, referentes a los niveles de tensión en barras y
el nivel de carga en elementos series del sistema de transmisión, para la condición post-
contingencia simple, definida como “Estado de Alerta”.
10.1. RESULTADOS AÑO 2018 (TOPOLOGÍA 1)
A continuación se presentan los resultados obtenidos para los escenarios que consideran la
topología de los sistemas al año 2018.
En la Tabla 10.2, en la Tabla 10.3 y en la Tabla 10.4 se presentan los resultados de sobrecarga,
tanto para líneas de transmisión como para transformadores, obtenidos para cada escenario del
año 2018, esto es, escenarios 1.2 a 1.7. En ellas se presenta un resumen del nivel de carga de las
líneas de transmisión que ven sobrepasada su capacidad de transmisión en régimen permanente,
tras la ocurrencia de una contingencia simple, indicando además aquella contingencia de mayor
criticidad para cada instalación afectada.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 93 de 124
Adicionalmente, es de interés mencionar que si bien se presentan líneas de transmisión con
condición de sobrecarga en condición de precontingencia, esta situación está explicada por la
capacidad de equipamiento secundario en la actualidad, siendo estos límites considerados en las
simulaciones del EIST 2015, y no la capacidad térmica propia de la línea. Por lo tanto, una
condición de sobrecarga precontingencia sobre estas instalaciones, no significa una condición
inadaptada de las líneas de transmisión ni le resta sentido al análisis estático-dinámico
desarrollado con fines técnicos de planificación. Bajo este contexto, en la Tabla 10.1 se presenta la
capacidad térmica de las líneas y su límite de transmisión actual.
Tabla 10.1: Líneas con limitación por equipamiento secundario que presentan sobrecarga precontingencia
en los años 2018 y 2021.
220 kV El Tesoro-Esperanza 770 224 Protecciones
220 kV Encuentro-El Tesoro 860 328 Protecciones
220 kV Crucero-Radomiro Tomic 1200 480 TC
220 kV El Cobre-Gaby 860 192 Protecciones
220 kV Encuentro-Spence 835 600 Protecciones
110 kV Cóndores-Tap Off Alto Hospicio 548 360 Protecciones
LíneaCapacidad
térmica [A]
Límite actual
[A]
Motivo
limitación
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 94 de 124
Tabla 10.2: Líneas de transmisión del SING en 220 kV con sobrecarga tras contingencia (Parte 1 de 2).
Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 141 202 60 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2
Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 132 175 43 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2
Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 130 132 1 Línea 220 kV Encuentro-Collahuasi.C2
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 102 125 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 100 124 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 99 123 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 70 122 52 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 70 122 52 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 92 115 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Cobre-Gaby 112 114 3 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 90 114 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 89 113 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 130 131 1 Línea Encuentro-Cochrane #1
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 63 121 58 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 63 121 58 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV El Cobre-Gaby 111 114 3 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 80 99 19 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 177 229 52 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 155 193 37 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 130 131 1 Línea Encuentro-Cochrane #2
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 63 121 58 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV El Cobre-Gaby 111 114 3 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 80 99 19 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 91 179 87 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 97 159 62 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza Circuito 2 84 141 57 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza. Circuito 1 84 141 57 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2
Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 131 134 3 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 106 133 27 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 105 132 27 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 104 131 27 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 96 122 26 Línea220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 94 121 26 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 93 119 26 Línea220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Cobre-Gaby 113 118 5 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 132 132 1 Línea 220 kV Domeyko-OGP1
Línea 220 kV El Cobre-Gaby 112 113 1 Línea 220 kV Domeyko-OGP1
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 92 101 9 Línea 220 kV Domeyko-Laguna Seca
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 92 101 9 Línea 220 kV Domeyko-Laguna Seca
Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 142 183 41 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 130 132 1 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 67 122 55 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 67 122 55 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 94 117 23 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 93 116 23 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 92 115 23 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Cobre-Gaby 112 114 3 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 85 107 23 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 83 106 23 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 82 105 23 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
1.5 Con SADI 0
1.3
Con SADI + 334
Sin SADI + 674
1.4
Con SADI - 1025
Sin SADI - 1025
1.2 Con SADI 0
Transfencia de
Potencia SING-
SIC (MW)
Escenario
Incremento
grado de
carga (%)
Nivel de
Carga
Postcont. (%)
Nivel de
Carga
Precont. (%)
Líneas de Transmisión con sobrecarga Contingencia más crítica
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 95 de 124
Tabla 10.3: Líneas de transmisión del SING en 220 kV con sobrecarga tras contingencia (Parte 2 de 2).
Tabla 10.4: Transformadores de dos y tres devanados con lado de alta tensión de 220 kV con sobrecarga.
Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 130 131 1 Línea Encuentro-Cochrane #2
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 57 122 66 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 98 121 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 96 120 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 95 119 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Cobre-Gaby 112 114 2 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 88 111 24 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 88 104 17 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 85 109 23 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Atacama-O'Higgins C1 65 106 40 Línea 220 kV Atacama-O'Higgins C2
Línea 220 kV Atacama-O'Higgins C2 65 106 40 Línea 220 kV Atacama-O'Higgins C1
Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 108 194 85 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 110 170 60 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 80 135 55 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 80 135 55 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2
Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic 132 134 1 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 104 130 26 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 103 129 26 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 101 128 26 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 93 120 26 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Cobre-Gaby 114 119 5 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 92 118 26 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 91 117 26 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
1.6 Con SADI
1.7 Con SADI - 873
+ 606
Transfencia de
Potencia SING-
SIC (MW)
Escenario
Incremento
grado de
carga (%)
Nivel de
Carga
Postcont. (%)
Nivel de
Carga
Precont. (%)
Líneas de Transmisión con sobrecarga Contingencia más crítica
Escondida B2 220/66 kV N°5 103 108 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic
Escondida B2 220/66 kV N°6 103 108 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic
Capricornio 220/110/13.8 kV 84 115 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Escondida B2 220/66 kV N°6 103 103 Línea 345 kV Central Salta-Andes
Escondida B2 220/66 kV N°5 103 103 Línea 345 kV Central Salta-Andes
Capricornio 220/110/13.8 kV 84 118 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Escondida B2 220/66 kV N°6 101 103 Línea 345 kV Central Salta-Andes
Escondida B2 220/66 kV N°5 101 103 Línea 345 kV Central Salta-Andes
Capricornio 220/110/13.8 kV 84 118 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Escondida B2 220/66 kV N°5 105 110 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Escondida B2 220/66 kV N°6 105 110 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Escondida B2 220/66 kV N°5 103 104 Línea 220 kV Domeyko-OGP1
Escondida B2 220/66 kV N°6 103 104 Línea 220 kV Domeyko-OGP1
Escondida B2 220/66 kV N°5 103 106 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2
Escondida B2 220/66 kV N°6 103 106 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2
Capricornio 220/110/13.8 kV 84 121 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Escondida B2 220/66 kV N°5 103 106 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Escondida B2 220/66 kV N°6 103 106 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Capricornio 220/110/13.8 kV 84 120 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Capricornio 220/110/13.8 kV 94 117 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Los Changos T1 525/230 750 MVA 60 122 Los Changos T2 525/230 kV 750 MVA
Escondida B2 220/66 kV N°5 106 111 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Escondida B2 220/66 kV N°6 106 111 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
1.6 Con SADI + 606
1.7 Con SADI - 873
1.4
Con SADI - 1025
Sin SADI - 1025
1.5 Con SADI 0
1.2 Con SADI 0
1.3
Con SADI + 334
Sin SADI + 674
Escenario
Transfencia de
Potencia SING-
SIC (MW)
Transformador
Nivel de
Carga
Precont. (%)
Nivel de
Carga
Postcont. (%)
Contingencia más Crítica
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 96 de 124
De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10.2, en la Tabla 10.3 y en la Tabla 10.4, se destaca lo
siguiente:
Las sobrecargas que se evidencian en la Línea 1x220 kV El Tesoro-Esperanza y en la Línea
1x220 kV Encuentro-El Tesoro, tras la ocurrencia de contingencias en uno de los circuitos
de la Línea 2x220 kV El Cobre-Esperanza o en la Línea 1x220 kV Encuentro-El Tesoro, son
atribuibles al aumento de consumo de las faenas de las mineras Esperanza y El Tesoro, y
no a la interconexión SIC-SING-SADI. Situación similar ocurre con la sobrecarga sostenida
en la Línea 1x220 kV Crucero-Radomiro Tomic y en la Línea 1x220 kV El Cobre-Gaby.
Para todos los escenarios de operación analizados al año 2018 con interconexión SING-
SADI, exportando 250 MW desde el SING al SADI, la actual Línea 1x220 kV O’Higgins-
Domeyko ve sobrepasada su capacidad de conductor tras contingencias en el corredor
O’Higgins-Domeyko, destacándose la salida de servicio de la proyectada Línea 1x220 kV
O’Higgins-Farellón (actual Línea 1x220 kV Atacama-Domeyko que será seccionada en la
S/E O’Higgins como parte del proyecto EWS de MEL). Lo anterior está relacionado con el
aumento de demanda de MEL, unido a un incremento del grado de utilización de las líneas
de transmisión ubicadas entre la zona de O’Higgins y la alta cordillera (S/E Domeyko) por
la exportación de potencia hacia el SADI, teniendo en cuenta que se encuentran grandes
polos de generación en las SS/EE Chacaya, Kapatur (recibe generación de Kelar y Angamos)
y GasAtacama, las cuales utilizan las líneas ubicadas entre O’Higgins y Domeyko para llevar
su generación a la alta cordillera sur, donde se encuentra la interconexión con el SADI.
Esta situación se ve mermada cuando no se producen exportaciones hacia el SADI, no
obstante, el corredor ya se encuentra al borde de su capacidad nominal, por lo que
cualquier incremento de potencia deberá venir acompañado de nuevas obras de
transmisión.
Se observa una limitante natural en la máxima transferencia SIC-SING, explicada
principalmente por la capacidad de los autotransformadores 550/220 kV que se instalarán
en S/E Los Changos. Dado que cada autotransformador es de 750 MVA nominales, y al
2018 se instalarán sólo dos de estos equipos (de acuerdo a lo informado en las obras de
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 97 de 124
interconexión), el máximo intercambio entre el SING y el SIC estará sujeto a la salida de
servicio de uno de esos dos transformadores, alcanzando una transferencia máxima de los
750 MVA nominales del autotransformador más su capacidad de sobrecarga permanente.
Si esta capacidad de sobrecarga permanente se asume de 20%, la máxima transferencia
del enlace por concepto N-1 de transformación sería de 900 MVA.
Los transformadores de Escondida 220/66 kV N°5 y N°6 presentan leves sobrecargas tras
contingencias simples en ciertas líneas de transmisión, debido principalmente al
incremento de demanda de MEL. Esta situación es más severa frente a una contingencia
simple en la Línea 1x220 kV O’Higgins-Domeyko.
El transformador Capricornio 220/110/13.8 kV ve sobrepasada su capacidad nominal
frente a contingencias en la Línea 1x220 kV Chacaya-Mejillones, no obstante, esta
condición de sobrecarga se debe al incremento proyectado en los consumos de la zona
Mejillones y Antofagasta, situación que deberá venir acompañada de obras que permitan
adaptar el sistema. El presente estudio no ha contemplado Políticas de Operación
existentes en la actualidad, ya que podrían carecer de sentido en escenarios futuros, y el
objetivo del presente estudio es identificar situaciones subestándares con el sistema
operando naturalmente, en particular las redes de 220 kV.
En la Tabla 10.5 se presenta un resumen de las tensiones en barras del SING en 220 kV que
quedan bajo 0.93 pu tras la ocurrencia de cierta(s) contingencia(s).
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 98 de 124
Tabla 10.5: Nivel de tensión en barras del SING en 220 kV bajo 0.93 pu tras contingencia.
El Tesoro 220 0,964 0,912 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic
Escondida Laguna Seca 220 0,957 0,921 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Esperanza 220 0,959 0,914 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
El Tesoro 220 0,964 0,913 Línea 220 kV Crucero-Radomiro Tomic
Escondida Laguna Seca 220 0,959 0,923 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Esperanza 220 0,960 0,916 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
El Tesoro 220 0,969 0,921 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Esperanza 220 0,966 0,923 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2
El Tesoro 220 0,956 0,922 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Puri 220 0,973 0,916 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Farellon 220 0,992 0,923 Línea 220 kV Farellon-Chimborazo
Chimborazo 220 0,965 0,921 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Gaby 220 0,969 0,925 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Escondida Bombeo 220 #4 0,963 0,923 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Nueva Zaldivar 220 kV B2 0,962 0,924 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Zaldívar 220 B1 0,962 0,923 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Domeyko 1 220 kV 0,957 0,916 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Domeyko 2 220 kV 0,957 0,916 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Sulfuros 220 0,957 0,917 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Escondida B1 220 kV 0,956 0,916 Línea 220 kV Farellon-Chimborazo
Escondida B2 220 kV 0,956 0,921 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
OGP1 220 B1 220 kV 0,955 0,915 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
OGP1 220 B2 220 kV 0,955 0,915 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Escondida Oxidos 220 0,957 0,916 Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza
Esperanza 220 0,951 0,903 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Escondida Laguna Seca 220 0,944 0,902 220 kV O'Higgins-Puri
Sin SADI - 1025
El Tesoro 220 0,964 0,912 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Esperanza 220 0,959 0,914 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
El Tesoro 220 0,962 0,910 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Esperanza 220 0,959 0,912 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Farellon 220 0,981 0,923 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Puri 220 0,962 0,921 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Chimborazo 220 0,954 0,920 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Escondida Bombeo 220 #4 0,952 0,923 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2
Zaldívar 220 B2 0,952 0,918 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Domeyko 1 220 kV 0,947 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Nueva Zaldivar 220 kV B1 0,952 0,919 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Zaldívar 220 B1 0,952 0,918 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Domeyko 2 220 kV 0,947 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Nueva Zaldivar 220 kV B2 0,952 0,919 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Escondida Oxidos 220 0,946 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Sulfuros 220 0,947 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
El Tesoro 220 0,947 0,869 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Escondida B2 220 kV 0,946 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Escondida B1 220 kV 0,946 0,911 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
OGP1 220 B1 0,945 0,909 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
OGP1 220 B2 0,945 0,909 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Gaby 220 0,959 0,916 Línea 220 kV Laberinto-El Cobre
Esperanza 220 0,941 0,872 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Escondida Laguna Seca 220 0,933 0,897 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
1.6 Con SADI + 606
1.7 Con SADI - 873
1.4Con SADI - 1025
1.5 Con SADI 0
Se evidencias problemas de subtensión por falta de potencia reactiva en la zona sur-cordillera
1.2 Con SADI 0
1.3
Con SADI + 334
Sin SADI + 674
Escenario
Transfencia de
Potencia SING-
SIC (MW)
Barra
Nivel de
Tensión
Precont. (pu)
Nivel de
Tensión
Postcont. (pu)
Contingencia
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 99 de 124
De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10.5, se destaca lo siguiente:
Las tensiones en las barras El Tesoro 220 kV y Esperanza 220 kV se encuentran bajo
0.93 pu tras la ocurrencia de una contingencia simple en la Línea 1x220 kV Encuentro-El
Tesoro, lo que se explica por el aumento de demanda de las faenas de las mineras
Esperanza y El Tesoro, y la falta de infraestructura en de obras de transmisión que adapten
estos incrementos en los consumos.
Para las sensibilidades sin interconexión SADI de los escenarios 1.3 y 1.4, se ha
considerado la Línea 1x345 kV Andes-Salta en servicio operando en vacío, por lo que se
inyectan cerca de 80 MVAr de potencia reactiva capacitiva a la zona sur-cordillera.
En los escenarios que presentan un SING excedentario de generación, esto es, con
transferencias desde el SING hacia el SIC (y hacia el SADI), los problemas de subtensión en
la zona sur-cordillera disminuyen debido al mayor número de máquinas convencionales
despachadas y que abastecen de forma directa a la zona sur-cordillera con capacidad de
realizar un mejor control de tensión en dicha zona. Sin perjuicio de lo anterior, este
problema comienza a incrementarse nuevamente toda vez que las centrales ERNC,
concentradas principalmente en la zona centro y norte del SING, desplacen generación
convencional, en particular, centrales que suministran potencia a la zona sur-cordillera,
por ejemplo: Kelar y GasAtacama, u otras conectadas a las subestaciones Angamos y
Chacaya.
En los escenarios que presentan un SING deficitario de generación, esto es, con
inyecciones de potencia desde el SIC hacia el SING, los montos máximos de transferencia
por el enlace SIC-SING se ven restringidos por el bajo nivel de tensión en barras de la zona
sur-cordillera del SING, por ejemplo: Escondida 220 kV, Nueva Zaldívar 220 kV, Domeyko
220 kV, OGP1 220 kV, etc. Estos bajos niveles de tensión se presentan frente a
contingencias en varias líneas de transmisión, destacándose contingencias en la Línea
1x220 kV O’Higgins-Domeyko y en la Línea 1x220 kV O’Higgins-Puri, debido a la falta de
potencia reactiva en la zona sur-cordillera y los altos niveles de demanda en esa misma
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 100 de 124
zona. Es importante mencionar, que para estos casos, los reactores en barra del enlace
SIC-SING 500 kV se encuentran desconectados.
10.2. RESULTADOS AÑO 2021 (TOPOLOGÍA 2)
A continuación, y de manera similar a lo expuesto en la sección 11.1 del presente documento, se
presentan los resultados obtenidos para los escenarios que consideran la topología de los sistemas
al año 2021.
En las Tablas 9.6, 9.7 y 9.8 se presentan los resultados de sobrecarga, tanto para líneas de
transmisión como para transformadores, obtenidos para cada escenario del año 2021, esto es,
escenarios 2.2 a 2.7. En ellas se presenta un resumen del nivel de carga de las líneas de
transmisión que ven sobrepasada su capacidad de transmisión en régimen permanente, tras la
ocurrencia de una contingencia simple, indicando además aquella contingencia de mayor criticidad
para cada instalación afectada.
Tabla 10.6: Líneas de transmisión del SING en 220 kV con sobrecarga tras contingencia (Parte 1 de 2).
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2 78 164 86 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso 85 164 79 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 120 150 30 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 66 126 60 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV Escondida B/S1-Escondida 31 110 80 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Línea 220 kV Escondida B/S1-Escondida 31 110 80 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2 78 164 86 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 64 126 61 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso 85 164 79 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 120 150 30 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Escondida B/S1-Escondida 18 107 89 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2 77 163 86 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso 84 163 78 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 69 124 54 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 99 124 25 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Incremento
grado de
carga (%)
Contingencia más críticaEscenario
Transfencia de
Potencia SING-
SIC (MW)
Líneas de Transmisión con sobrecarga
Nivel de
Carga
Precont. (%)
Nivel de
Carga
Postcont. (%)
Con SADI 0
2.3
Con SADI + 113
Sin SADI + 436
2.2
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 101 de 124
Tabla 10.7: Líneas de transmisión del SING en 220 kV con sobrecarga tras contingencia (Parte 2 de 2).
Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 154 221 67 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 138 185 47 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2 79 167 88 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso 86 167 80 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2
Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C2 63 124 61 Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C1
Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C1 63 124 61 Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C2
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 72 122 50 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 72 122 50 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 94 118 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 92 116 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 91 115 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 84 107 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 82 106 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 81 104 24 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar 86 100 14 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Sulfuros
Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 177 236 59 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 153 194 41 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2 77 164 86 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso 85 163 79 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 112 141 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 111 140 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 109 139 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 102 131 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 101 130 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 99 128 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 65 124 59 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 65 124 59 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV Escondida B/S1-Escondida 26 109 83 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Línea 220 kV Domeyko-Escondida B/S1 26 109 83 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 74 100 26 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 177 236 59 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 153 194 41 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2 78 164 86 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso 85 164 79 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 116 146 30 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 114 144 30 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 113 143 30 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 143 177 34 Línea 220 kV Domeyko-Laguna Seca
Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 106 136 30 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 104 134 30 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 103 133 30 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 116 130 14 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 65 124 59 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 65 124 59 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV Escondida B/S1-Escondida 28 109 81 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Línea 220 kV Domeyko-Escondida B/S1 28 109 81 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar 73 99 26 Línea 220 kV Domeyko-Escondida
Línea 220 kV El Tesoro-Esperanza 181 239 58 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro 156 197 41 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2 78 164 87 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso
Línea 220 kV O'Higgins-Coloso 85 164 79 Línea 220 kV O'Higgins-Coloso C2
Línea 220 kV O'Higgins -T.O. Est. de Bom. N°2 108 137 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 107 136 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Tap Off Llanos-Tap Off Palestina 106 135 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº2-T.O. Llanos 107 134 27 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Línea 220 kV T.O. Palestina-T.O. Est. Bom. Nº3 98 127 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV T.O. Est. Bo.Nº3-T.O. Est. Bo.Nº4 97 125 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1 65 125 60 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C2 65 125 60 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Línea 220 kV T.O. Est. Bom. Nº4-Domeyko 95 124 29 Línea 220 kV O'Higgins-Farellon
Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C2 58 113 55 Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C1
Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C1 58 113 55 Línea 220 kV Encuentro-NvaCrucero-Encuentro.C2
Línea 220 kV Escondida B/S1-Escondida 24 110 87 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Línea 220 kV Domeyko-Escondida B/S1 24 110 87 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2 78 105 27 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1 66 101 35 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2
Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar 77 100 22 Línea 220 kV Domeyko-Escondida
Incremento
grado de
carga (%)
Contingencia más críticaEscenario
Transfencia de
Potencia SING-
SIC (MW)
Líneas de Transmisión con sobrecarga
Nivel de
Carga
Precont. (%)
Nivel de
Carga
Postcont. (%)
2.6 Con SADI + 292
2.7 Con SADI - 855
2.4 Sin SADI - 836
2.5 Con SADI 0
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 102 de 124
Tabla 10.8: Transformadores de dos y tres devanados con lado de alta tensión de 220 kV con sobrecarga.
De acuerdo a lo indicado en las Tablas 9.6, 9.7 y 9.8, se destaca lo siguiente:
Se evidencian los mismos problemas que fueron detectados en los escenarios asociados al
año 2018, esto es:
o Problemas de sobrecarga de ciertas líneas asociadas a consumos específicos, las
cuales estarían desadaptadas para abastecer los aumentos de demanda propios,
informados al año 2021 (Esperanza, El Tesoro, Radomiro Tomic, Gaby, etc.),
siempre y cuando estos incrementos en el consumo finalmente se lleven a cabo.
o Problemas de sobrecarga en el corredor O’Higgins-Domeyko frente a la salida de
servicio de una de las líneas que lo conforman, y de otras líneas presentes en la
zona sur-cordillera del SING. Lo anterior ocurre cuando se encuentra en
funcionamiento la interconexión SING-SADI, con flujos desde el SING hacia el SADI.
Al 2021, este problema se incrementa en relación a lo analizado en el año 2018, ya
que las sobrecargas se presentan aun cuando la interconexión con el SADI se
encuentra fuera de servicio, y está explicado principalmente por los incrementos
de demanda de MEL y de Minera Zaldívar.
Se evidencian sobrecargas en uno de los circuitos de la Línea 2x220 kV Encuentro-Nueva
Crucero Encuentro toda vez que el circuito paralelo sale de servicio. De esta forma, este
corredor no estaría cumpliendo criterio N-1 en transmisión cuando las transferencias por
el enlace SIC-SING van en dirección desde SIC hacia el SING. Así, las transferencias se
2.2 Con SADI 0 Capricornio 220/110/13.8 kV 97 132 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Con SADI + 113 Capricornio 220/110/13.8 kV 97 132 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Sin SADI + 436 Capricornio 220/110/13.8 kV 98 132 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
2.4 Sin SADI - 836 Capricornio 220/110/13.8 kV 99 104 Línea 220 kV Laberinto-Mantos Blancos
2.5 Con SADI 0 Capricornio 220/110/13.8 kV 98 136 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Cóndores 220/115/13.8 kV 51 141 Línea 220 kV Tarapacá-Cóndores
Capricornio 220/110/13.8 kV 97 133 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
2.7 Con SADI - 855 Capricornio 220/110/13.8 kV 98 140 Línea 220 kV Chacaya-Mejillones
Contingencia más Crítica
2.3
2.6 Con SADI + 292
Escenario
Transfencia de
Potencia SING-
SIC (MW)
Transformador
Nivel de
Carga
Precont. (%)
Nivel de
Carga
Postcont. (%)
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 103 de 124
verían limitadas por esta situación, por lo que se requieren realizar análisis específicos
orientados a reforzar el corredor en comento, o al desarrollo de esquemas contra
contingencias específicas en él.
En la Tabla 10.9 se presenta un resumen de las tensiones en barras del SING en 220 kV que
quedan bajo 0.93 pu tras la ocurrencia de cierta(s) contingencia(s).
Tabla 10.9: Nivel de tensión en barras del SING en 220 kV bajo 0.93 pu.
El Tesoro 220 0,963 0,904 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Escondida Laguna Seca 220 0,949 0,894 Línea 220 kV Encuentro-Spence
Escondida Laguna Seca 220 0,949 0,913 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
El Tesoro 220 0,963 0,903 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Escondida Laguna Seca 220 0,948 0,893 Línea 220 kV Encuentro-Spence
Escondida Laguna Seca 220 0,948 0,912 Línea 220 kV O'Higgins-Domeyko
Zaldívar 220 B2 0,959 0,926 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
El Tesoro 220 0,973 0,918 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Esperanza 220 0,968 0,920 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Esperanza 220 0,947 0,906 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
El Tesoro 220 0,952 0,914 Línea 220 kV El Cobre-Esperanza.C1
Laguna Seca 220 0,948 0,916 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Zaldívar 220 B2 0,959 0,917 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Zaldívar 220 B1 0,959 0,917 Línea 220 kV Nueva Zaldívar-Zaldívar
Spence 220 0,942 0,918 Línea 220 kV Chacaya-El Cobre.C2
OGP1 220 B2 0,951 0,920 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
OGP1 220 B1 0,951 0,920 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Escondida B1 0,955 0,924 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Escondida B2 0,955 0,924 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Puri 220 0,967 0,924 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Escondida Oxidos 220 0,956 0,925 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Sulfuros 220 0,956 0,925 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Domeyko 1 0,956 0,927 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Domeyko 2 0,956 0,927 Línea 220 kV O'Higgins-Puri
Nueva Zaldivar 220 kV B2 0,959 0,928 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Nueva Zaldivar 220 kV B1 0,959 0,928 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C1
Chimborazo 220 0,961 0,928 Línea 220 kV Farellon-Chimborazo
El Tesoro 220 0,969 0,913 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Esperanza 220 0,964 0,915 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
Escondida Laguna Seca 220 0,958 0,926 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2
OGP1 220 B1 0,961 0,929 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2
OGP1 220 B2 0,961 0,929 Línea 220 kV Laberinto-Nueva Zaldívar.C2
2.6 Con SADI + 292 El Tesoro 220 0,969 0,913 Línea 220 kV Encuentro-El Tesoro
2.7 Con SADI - 855 Se evidencian problemas de subtensión por falta de potencia reactiva en la zona sur-cordillera
Contingencia
2.2 Con SADI 0
2.3
Con SADI + 113
2.5 Con SADI 0
Sin SADI - 8362.4
Sin SADI + 436
Escenario
Transfencia de
Potencia SING-
SIC (MW)
Barra
Nivel de
Tensión
Precont. (pu)
Nivel de
Tensión
Postcont. (pu)
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 104 de 124
De acuerdo a lo indicado en la Tabla 10.9, se destaca lo siguiente:
Se evidencian los mismos problemas que fueron detectados en los escenarios asociados al
año 2018, con el aumento propio de su criticidad al año 2021, explicado por el aumento
de demanda de los consumos proyectados a esta fecha, y los consecuentes incrementos
de requerimientos de potencia reactiva que ello conlleva.
Para escenarios que contemplan despacho de generadores ERNC al 30% de su máxima
capacidad, se evidencia una mayor cantidad de barras con problemas de subtensión
debido a dos situaciones:
o A mayor despacho de ERNC, menor cantidad de unidades generadoras
convencionales están despachadas en el SING, lo que disminuye el control de
reactivos propio de estas máquinas, y por ende, limita las transferencias de
potencia reactiva hacia las subestaciones ubicadas principalmente en la zona sur-
cordillera del SING.
o Los requerimientos de potencia activa y reactiva de los consumos de la zona sur-
cordillera se incrementan en relación a los escenarios del año 2018.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 105 de 124
11. ESTUDIO DE INTEGRIDAD: ANÁLISIS DE CUMPLIMIENTO NORMATIVO FRENTE A
CONTINGENCIA DE SEVERIDAD TIPO 9
Se analiza el comportamiento del sistema eléctrico tras la ocurrencia de una falla de severidad 9
en cada una de las barras en 220 kV de aquellas subestaciones que en el EIST 2014 presentaron
una condición de riesgo para el sistema tras la ocurrencia de una severidad 9, éstas son:
Subestación Nueva Zaldívar:
o Barra Principal 1
o Barra Principal 2
Subestación Laberinto:
o Barra Principal A
o Barra Principal B
A estas contingencias se agregan las barras en 220 kV de las subestaciones Andes y Domeyko para
los escenarios 1.2 y 2.2, con el fin de evidenciar el comportamiento del SING ante fallas cercanas al
punto de interconexión SING-SADI, a través de la Línea 345 kV Salta-Andes, y al punto de
interconexión SIC-SING, considerando además que dichas subestaciones se encuentran en una
zona deficitaria de potencia reactiva en el SING. Así, se adicionan las siguientes barras al análisis de
severidad 9.
Subestación Andes:
o Barra Principal 1
o Barra Principal 2
Subestación Domeyko:
o Barra Principal 1
o Barra Principal 2
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 106 de 124
Bajo este contexto, se verifica el cumplimiento del Artículo 3-24 de la NTSyCS vigente, relativo a
evitar la propagación de una contingencia de severidad 9 en barras de subestaciones,
considerando la utilización de Recursos Generales de Contingencias, indicando situaciones
relevantes en cada una de las siguientes variables monitoreadas:
Tensiones del sistema en barras de 220 kV.
Frecuencia de la red.
Estado de los consumos del sistema.
Ángulos rotóricos.
Para el caso de las centrales generadoras convencionales, se ha considerado la carta PQ modelada
en sus respectivas bases de datos Digsilent. El detalle relacionado con la configuración de los
paños de las subestaciones analizadas se presenta en el Anexo F del presente documento.
11.1. AÑO 2018
Los resultados se presentan para cada una de las barras sobre las cuales se realiza el cálculo de
severidad 9, considerado los escenarios 1.2, 1.4 y 1.6 (definidos en la sección 8.5 de este
documento), por ser los que se advirtieron como más probables de ocurrencia para el sistema.
Para los escenarios 1.2 y 2.2 se agregan contingencias en las barras Andes 220 kV y Domeyko
220 kV, con el objetivo de presentar los efectos dinámicos de la interconexión del SIC-SING-SADI,
evidenciando la evolución e interacción de las unidades generadoras de cada uno de los sistemas
frente a la ocurrencia de una contingencia de severidad 9.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 107 de 124
11.1.1. SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6)
Una vez aclarada la contingencia de severidad 9 en cualquiera de las barras de 220 kV de la
subestación Nueva Zaldívar, la frecuencia permanece en 50 Hz, las unidades de generación
mantienen sincronismo y no se produce la desconexión de consumos.
Sin embargo, tal como se observa en la Figura 11.2, ante la ocurrencia de la citada contingencia en
la Barra 2 de S/E Nueva Zaldívar, la tensión de subestación Laguna Seca alcanza valores de estado
de emergencia por insuficiencia de los recursos de potencia reactiva en la zona sur-cordillera.
Cabe señalar que no se presentan resultados para los escenarios 1.4 (contingencia en Nueva
Zaldívar Barra 1) y 1.6 (contingencia en Nueva Zaldívar Barra 2), dado que dichas contingencias no
permiten una solución numérica factible, por la insuficiencia de reactivos en la zona sur-cordillera,
lo que conlleva los problemas de tensión descritos en el párrafo anterior.
Figura 11.1: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra
Principal 1 de subestación Nueva Zaldívar, escenario 1.2.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 108 de 124
Figura 11.2: Tensión en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra
Principal 2 de subestación Nueva Zaldívar, escenario 1.4.
11.1.2. SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 1.2, 1.4 Y 1.6)
Tras el despeje de una contingencia de severidad 9 en cualquiera de las barras de 220 kV de la
subestación Laberinto, la frecuencia se mantiene en 50 Hz y las unidades no pierden sincronismo.
Sin embargo, para contingencias en la Barra B de S/E Laberinto, la tensión de subestación Laguna
Seca queda fuera de los rangos permitidos por la NTSyCS, por insuficiencia de los recursos de
potencia reactiva en la zona sur-cordillera, lo que se puede observar en las Figura 11.4.
Cabe señalar que no se presentan resultados para el escenario 1.4 (contingencia en Laberinto
Barra B), dado que dicha contingencia no permite una solución numérica factible, por la gran
insuficiencia de reactivos en la zona sur-cordillera.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 109 de 124
Figura 11.3: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra
Principal B de subestación Laberinto, escenario 1.2.
Figura 11.4: Tensión en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra
Principal B de subestación Laberinto, escenario 1.2.
60.0047.8035.6023.4011.20-1.000 [s]
1.20
0.90
0.60
0.30
0.00
-0.30
[p.u.]
Escondida Domeyko 220\Domeyko 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Domeyko 220\Domeyko 2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Laguna Seca 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Zaldivar 220 kV\Nueva Zaldivar 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Zaldivar 220 kV\Nueva Zaldivar 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Gas Atacama 220\C. Atacama 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Chacaya 220\Chacaya B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Single Busbar w ith Tie and Bypass\Encuentro 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Double Busbar\Lagunas 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Norgener 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Tarapacá 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Tocopilla220\Tocopilla 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Laberinto 220 kV\Laberinto 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Laberinto 220 kV\Laberinto 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 345: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
8007 COBOS: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Los Changos 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Los Changos 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Norgener 220
-0.125 s 0.957 p.u.
59.527 s 0.883 p.u.
Tension SING
Date: 8/24/2015
Annex: /27
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 110 de 124
11.1.3. SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 1.2)
De acuerdo a las exigencias de la NTSyCS, no se observan problemas de tensión en barras del
sistema de transmisión tras el despeje de la falla y ninguna unidad generadora pierde el
sincronismo.
La barra Laguna Seca 220 kV alcanza un valor mínimo de tensión de 0.932 pu, quedando en la
banda de estado de alerta tras la contingencia de severidad 9, lo que es permitido por la NTSyCS. A
su vez, se produce una disminución de 37 MW de carga para contingencias de severidad 9 en la
Barra Principal 1 de S/E Andes, correspondiente a consumos abastecidos desde S/E Tap Off Oeste.
La frecuencia se mantiene en un valor de 50 Hz.
Se observa una oscilación en los niveles de transferencia de potencia entre el SING y el SADI, en
dirección al SADI, con una amplitud que se encuentra entre los 240 MW y 330 MW. Lo anterior es
consistente con la separación angular que se observa en los extremos de la Línea 345 kV Salta-
Andes, los que varían entre los 18° y 23° aproximadamente. Esto se puede observar en la Figura
11.6 y en la Figura 11.7.
Figura 11.5: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra
Principal 1 de subestación Andes, escenario 1.2.
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
52,00
51,20
50,40
49,60
48,80
48,00
[Hz]
Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Electrical Frequency
Nueva Cardones 500\K1: Electrical Frequency
8007 COBOS: Electrical Frequency
-0.555 s50.000 Hz
59.541 s50.003 Hz
Frecuencia SING
Date: 8/4/2015
Annex: /26
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 111 de 124
Figura 11.6: Potencia intercambio SIC-SING y SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la
Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario 1.2.
Figura 11.7: Variación angular entre los extremos de la línea SING-SADI, frente a una contingencia de
severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario 1.2.
40.0031.8023.6015.407.199-1.000 [s]
600.00
400.00
200.00
0.00
-200.00
-400.00
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Active Pow er/Terminal i in MW
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/Terminal i in Mvar
6.632 s-237.854 MW
13.321 s-252.185 MW 39.756 s
-274.963 MW
40.0031.8023.6015.407.199-1.000 [s]
90.00
60.00
30.00
0.00
-30.00
-60.00
Los Changos T1 525/230 750 MVA: Total Active Pow er/HV-Side in MW
Los Changos T2 525/230 750 MVA: Total Reactive Pow er/HV-Side in Mvar
Potencia interconexion
Date: 8/10/2015
Annex: /29
DIg
SIL
EN
T
39.99631.79723.59715.3987.1992-1.0000 [s]
60.00
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
[deg]
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal i
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal j
X = 3.215 s
19.920 deg
43.368 deg
X = 16.744 s
18.723 deg
40.271 deg
Angulos
Date: 8/10/2015
Annex: /31
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 112 de 124
11.1.4. SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 1.2)
Una vez despejada la contingencia, se produce una desconexión de consumos en MEL, alcanzando
un valor de 271 MW para una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de 220 kV de S/E
Domeyko. Esta reducción de consumo provoca un incremento en las transferencias de energía
SING-SADI, en dirección SADI, de 178 MW (intercambio pre-contingencia de 250 MW).
Al estar interconectado el SING con el SADI, se observa una mejor respuesta del CPF, lo que se
traduce en una menor variación de la frecuencia, la que alcanza los 26 mHz para un rechazo de
carga de 271 MW en el SING.
La tensión de subestación Laguna Seca queda fuera de los rangos permitidos por la NTSyCS,
alcanzando valores de 0.913 pu, correspondiente a estado de emergencia. Finalmente, no se
observa pérdida de sincronismo de unidades de generación del SING.
Figura 11.8: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra
Principal 1 de subestación Domeyko, escenario 1.2.
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
52,00
51,20
50,40
49,60
48,80
48,00
[Hz]
Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Electrical Frequency
Nueva Cardones 500\K1: Electrical Frequency
8007 COBOS: Electrical Frequency
-0.679 s50.000 Hz
59.753 s50.026 Hz
Frecuencia SING
Date: 8/4/2015
Annex: /26
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 113 de 124
Figura 11.9: Potencia intercambio SIC-SING y SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la
Barra Principal 1 de subestación Domeyko, escenario 1.2.
Figura 11.10: Tensión en barras del SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 2
de subestación Domeyko, escenario 1.2
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
400,00
200,00
0,00
-200,00
-400,00
-600,00
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Active Pow er/Terminal i in MW
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/Terminal i in Mvar
-0.804 s44.175 Mvar
-0.804 s-253.757 MW
58.423 s192.716 Mvar
58.962 s-431.929 MW
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
120,00
80,00
40,00
0,00
-40,00
-80,00
Los Changos T1 525/230 750 MVA: Total Active Pow er/HV-Side in MW
Los Changos T2 525/230 750 MVA: Total Reactive Pow er/HV-Side in Mvar
-0.804 s31.675 Mvar
-0.804 s 0.274 MW
58.966 s36.990 Mvar
58.873 s-19.474 MW
Potencia interconexion
Date: 8/4/2015
Annex: /29
DIg
SIL
EN
T
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
1,20
0,90
0,60
0,30
0,00
-0,30
[p.u.]
Escondida Domeyko 220\Domeyko 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Domeyko 220\Domeyko 2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Laguna Seca 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Zaldivar 220 kV\Nueva Zaldivar 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Zaldivar 220 kV\Nueva Zaldivar 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Gas Atacama 220\C. Atacama 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Chacaya 220\Chacaya B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Single Busbar w ith Tie and Bypass\Encuentro 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Double Busbar\Lagunas 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Norgener 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Tarapacá 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Tocopilla220\Tocopilla 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Laberinto 220 kV\Laberinto 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Laberinto 220 kV\Laberinto 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 345: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
8007 COBOS: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
-0.886 s 0.956 p.u.
58.003 s 0.913 p.u.
Tension SING
Date: 8/4/2015
Annex: /27
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 114 de 124
11.2. AÑO 2021
Los resultados se presentan para cada una de las barras sobre las cuales se realiza el cálculo de
severidad 9, considerado los escenarios 2.2, 2.4 y 2.6, por ser los que se advierten con mayor
probabilidad de ocurrencia. Los resultados obtenidos se presentan a continuación.
11.2.1. SUBESTACIÓN NUEVA ZALDÍVAR (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6)
El valor de frecuencia obtenido una vez despejada la contingencia se mantiene en 50 Hz, y no se
observa pérdida de sincronismo en unidades generadoras, sin embargo, aquellas condiciones
detectadas en los escenarios 1.2 al 1.6 del año 2018, se vuelven más críticas al 2021. Luego, el
valor de tensión de las subestaciones Domeyko y Laguna Seca queda fuera del rango permitido por
la NTSyCS, alcanzando valores de hasta 0.71 pu. Esta situación se puede observar en la Figura
11.12.
Figura 11.12: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en Barra
Principal 1 de subestación Nueva Zaldívar, escenario 2.2.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 115 de 124
Figura 11.13: Tensión en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en Barra
Principal 1 de subestación Nueva Zaldívar, escenario 2.2.
11.2.2. SUBESTACIÓN LABERINTO (ESCENARIOS 2.2, 2.4 Y 2.6)
De manera similar al caso anterior, las condiciones detectadas en los escenarios 1.2 al 1.6 del año
2018 se vuelven más críticas al año 2021, ya que si bien la frecuencia se mantiene dentro de las
exigencias de la NTSyCS y los generadores se mantienen en sincronismo, el valor de tensión de
subestaciones Domeyko y Laguna Seca quedan fuera del rango permitido por la NTSyCS,
alcanzando valores de hasta 0.74 pu. Esta situación se puede observar en la Figura 11.15.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 116 de 124
Figura 11.14: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra
Principal B de subestación Laberinto, escenario 2.2.
Figura 11.15: Tensión en barras del SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal B
de subestación Laberinto, escenario 2.2.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 117 de 124
Considerando los escenarios analizados, la condición de la zona sur-cordillera para los años 2018 y
2021 requiere aumentar los recursos de reactivos en dicha zona, situación que no puede ser
soslayada aun cuando exista operación interconectada del SING, tanto con el SIC como con el
SADI.
11.2.3. SUBESTACIÓN ANDES (ESCENARIO 2.2)
De manera similar al caso anterior, las condiciones detectadas en el escenario 1.2 del año 2018 se
vuelven más críticas. La tensión en barra Laguna Seca 220 kV queda fuera de los rangos permitidos
por la NTSyCS, alcanzando valores de 0.912 pu, correspondiente al estado de emergencia.
De la misma forma que en el escenario 1.2, se produce una disminución de 37 MW de carga
correspondiente a consumos abastecidos desde S/E Tap Off Oeste. La frecuencia se mantiene en
50 Hz y no se observa la pérdida de sincronismos en unidades generadoras.
Se observa una oscilación en las transferencias de potencia entre el SING y el SADI, en dirección al
SADI, comprendida entre 246 MW y 325 MW, lo que es consistente con la separación angular que
se observa entre los extremos de la Línea 345 kV Salta-Andes, los que varían entre los 18° y 26°.
Esto se puede observar en la Figura 11.17 a la Figura 11.19.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 118 de 124
Figura 11.16: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra
Principal 1 de subestación Andes, escenario 2.2.
Figura 11.17: Potencia intercambio SIC-SING y SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la
Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario 2.2.
20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]
53,00
52,00
51,00
50,00
49,00
48,00
[Hz]
8007 COBOS: Electrical Frequency
Nueva Cardones 500\K1: Electrical Frequency
Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Electrical Frequency
-0.747 s50.000 Hz
19.759 s50.000 Hz
CDEC-SIC Frecuencia SING
Date: 8/7/2015
Annex: /25
DIg
SIL
EN
T
20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]
100,00
0,00
-100,00
-200,00
-300,00
-400,00
[MW]
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Active Pow er/Terminal i
Mejillones - Compensadora 500kV L2: Total Active Pow er/Terminal i
Mejillones - Cumbres 500kV L1: Total Active Pow er/Terminal i
-0.646 s-256.990 MW 19.950 s
-310.090 MW
20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]
400,00
200,00
0,00
-200,00
-400,00
-600,00
[Mvar]
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/Terminal i
Mejillones - Compensadora 500kV L2: Total Reactive Pow er/Terminal i
Mejillones - Cumbres 500kV L1: Total Reactive Pow er/Terminal i
-0.758 s58.212 Mvar
19.530 s119.451 Mvar
-0.688 s-307.255 Mvar
19.196 s-316.335 Mvar
CDEC-SIC Potencia interconexion
Date: 8/7/2015
Annex: /28
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 119 de 124
Figura 11.18: Tensión en barras del SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1
de subestación Andes, escenario 2.2.
Figura 11.19: Variación angular entre los extremos de la línea SING-SADI, frente a una contingencia de
severidad 9 en la Barra Principal 1 de subestación Andes, escenario 2.2.
20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]
1,200
0,900
0,600
0,300
-0,000
-0,300
[p.u.]
8007 COBOS: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Gas Atacama 220\C. Atacama 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Chacaya 220\Chacaya B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Single Busbar w ith Tie and Bypass\Encuentro 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Laguna Seca 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Cardones 500\K1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Laberinto 220 kV\Laberinto 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Laberinto 220 kV\Laberinto 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Double Busbar\Lagunas 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Norgener 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Zaldivar 220 kV\Nueva Zaldivar 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Zaldivar 220 kV\Nueva Zaldivar 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Tocopilla220\Tocopilla 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Domeyko 220\Domeyko 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Domeyko 220\Domeyko 2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
-0.533 s 0.948 p.u. 16.698 s
0.912 p.u.
CDEC-SIC Tension SING
Date: 8/7/2015
Annex: /26
DIg
SIL
EN
T
20,0015,8011,607,4003,200-1,000 [s]
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
[deg]
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal i
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Positive-Sequence-Voltage, Angle/Terminal j
X = -0,500 s
16.691 deg
34.221 deg
X = 3,740 s
20.880 deg
47.280 deg
X = 18,631 s
19.411 deg
43.032 deg
CDEC-SIC Angulo Barras Salta-Andes
Date: 8/7/2015
Annex: /29
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 120 de 124
11.2.4. SUBESTACIÓN DOMEYKO (ESCENARIO 2.2).
De manera similar al caso anterior, las condiciones detectadas en el escenario 1.2 del año 2018 se
vuelven más críticas al año 2021. Se produce la desconexión de 383 MW de consumos en MEL,
para una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de la S/E Domeyko 220 kV. Esta
reducción de consumo provoca un incremento en las transferencias de energía de 228 MW en el
enlace de interconexión SING-SADI, en dirección hacia el SADI. El apoyo al CPF que brindan las
unidades generadoras del SADI al SING, se traduce en una disminución de la oscilación de
frecuencia, la que alcanza un valor máximo de 50.041 Hz.
La tensión de subestación Laguna Seca 220 kV queda fuera de los rangos permitidos por la NTSyCS,
alcanzando un valor de 0.830 pu. No se observa pérdida de sincronismo de las unidades de
generación del sistema.
Figura 11.20: Frecuencia en barras del SIC-SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra
Principal 1 de subestación Domeyko, escenario 2.2.
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
53,00
52,00
51,00
50,00
49,00
48,00
[Hz]
8007 COBOS: Electrical Frequency
Nueva Cardones 500\K1: Electrical Frequency
Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Electrical Frequency
-0.646 s50.000 Hz 19.644 s
50.041 Hz
CDEC-SIC Frecuencia SING
Date: 8/7/2015
Annex: /25
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 121 de 124
Figura 11.21: Potencia intercambio SIC-SING y SING-SADI, frente a una contingencia de severidad 9 en la
Barra Principal 1 de subestación Domeyko, escenario 2.2.
Figura 11.22: Potencia SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 1 de
subestación Domeyko, escenario 2.2
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
400,00
200,00
0,00
-200,00
-400,00
-600,00
[MW]
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Active Pow er/Terminal i
Mejillones - Compensadora 500kV L2: Total Active Pow er/Terminal i
Mejillones - Cumbres 500kV L1: Total Active Pow er/Terminal i
-0.618 s-0.574 MW
-0.800 s-256.993 MW
59.512 s21.915 MW
58.326 s-485.756 MW
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
600,00
300,00
0,00
-300,00
-600,00
-900,00
[Mvar]
rw AG Salta-Andes\345 kV Central Salta-Andes: Total Reactive Pow er/Terminal i
Mejillones - Compensadora 500kV L2: Total Reactive Pow er/Terminal i
Mejillones - Cumbres 500kV L1: Total Reactive Pow er/Terminal i
-0.646 s58.212 Mvar
-0.575 s-307.257 Mvar
59.502 s343.977 Mvar
58.848 s-330.295 Mvar
CDEC-SIC Potencia interconexion
Date: 8/7/2015
Annex: /28
DIg
SIL
EN
T60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
4750,00
4500,00
4250,00
4000,00
3750,00
3500,00
[MW]
SING: Generation, Active Pow er
SING: General Load, Active Pow er
-0.843 s4497.500 MW
-0.646 s4026.493 MW
59.185 s4478.338 MW
59.296 s3642.764 MW
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
2400,00
2000,00
1600,00
1200,00
800,00
400,00
[Mvar]
SING: Generation, Reactive Pow er
SING: General Load, Reactive Pow er
-0.618 s782.501 Mvar
59.049 s1199.586 Mvar
59.175 s707.396 Mvar
CDEC-SIC Potencia SING
Date: 8/7/2015
Annex: /27
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 122 de 124
Figura 11.23: Tensión en barras del SING, frente a una contingencia de severidad 9 en la Barra Principal 2
de subestación Domeyko, escenario 2.2
60,0047,8035,6023,4011,20-1,000 [s]
1,101
0,870
0,639
0,409
0,178
-0,052
[p.u.]
8007 COBOS: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Gas Atacama 220\C. Atacama 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Chacaya 220\Chacaya B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Single Busbar w ith Tie and Bypass\Encuentro 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Laguna Seca 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Cardones 500\K1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Laberinto 220 kV\Laberinto 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Laberinto 220 kV\Laberinto 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Double Busbar\Lagunas 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Norgener 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Crucero-Encuentro 220 - B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Zaldivar 220 kV\Nueva Zaldivar 220 kV B1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Nueva Zaldivar 220 kV\Nueva Zaldivar 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Tocopilla220\Tocopilla 220 B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Andes 220 kV B2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Domeyko 220\Domeyko 1: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
Escondida Domeyko 220\Domeyko 2: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
-0.688 s 0.956 p.u.
58.639 s 0.830 p.u.
CDEC-SIC Tension SING
Date: 8/7/2015
Annex: /26
DIg
SIL
EN
T
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 123 de 124
12. CONCLUSIONES
La mayor cantidad de interruptores del SING cuya capacidad de ruptura se encuentra
sobrepasada frente a los niveles de cortocircuito proyectados se encuentran en S/E
Crucero. En particular, existen actualmente 8 interruptores con capacidad de ruptura de
16 kA en condición crítica y de riesgo: 7 en S/E Crucero y 1 en S/E Mejillones (paño JT), los
cuales deberán ser reemplazados a la brevedad. Sin perjuicio de lo anterior, al año 2021
deberán reemplazarse todos los interruptores inferiores o iguales a 31,5 kA en S/E
Crucero, por interruptores de al menos 40 kA de capacidad de ruptura, no obstante, por la
evolución creciente de los niveles de cortocircuito en el sistema, se recomiendan equipos
de 50 kA de capacidad de ruptura.
Se evidencia una gran cantidad de TT/CC saturados frente a la corriente de cortocircuito
en el SING, principalmente en las SS/EE Crucero y Encuentro, cercano a 60 en el año 2018
y a 64 en el año 2021. Ante ello, cabe mencionar que una operación saturada de los TT/CC
destinados a medir corrientes de cortocircuito con fines de protección, puede ocasionar
descoordinaciones y operaciones erróneas de los sistemas de protección por no poder
medir correcta y efectivamente la corriente de falla que circula por el equipo de medición.
Aún existen datos técnicos de interruptores de poder y transformadores de corriente que
no han sido recibidos por el CDEC-SING, en particular 22 interruptores de poder y 37
TT/CC. Por tal motivo, se solicitarán estos datos a las empresas Coordinadas propietarias
de dichos equipos.
Para mitigar los problemas de suficiencia en el corredor O’Higgins-Domeyko como
producto del incremento de demanda en la zona sur-cordillera (específicamente SS/EE
Domeyko, Nueva Zaldívar, Andes, Escondida, OGP1, etc.), se recomienda evaluar la
ampliación del sistema de transmisión entre las SS/EE O’Higgins y Domeyko.
CDEC-SING C0079/2015
Clasificación: Emitido como Informe
1507-UIS-ITE-V1 / Departamento de Integridad del Sistema Página 124 de 124
Este estudio detecta problemas importantes en los niveles de tensión de la zona sur-
cordillera por falta de potencia reactiva en ciertos escenarios de operación. Por tal motivo
se recomienda realizar posteriormente, un análisis dedicado a los requerimientos de
potencia reactiva para alcanzar los límites máximos de transferencia en el enlace SIC-SING
y en el enlace SING-SADI (exportando hacia el SADI y con la línea de interconexión fuera de
servicio).
Este estudio analiza escenarios con ERNC hasta un 30% de factor de planta, no obstante,
dados los resultados obtenidos, resulta necesario profundizar en los análisis y realizar
estudios de control de reactivos que consideren máxima inyección ERNC, ya que esta
situación puede desplazar un gran número de unidades de generación convencional en el
SING, con la consecuente pérdida de control de potencia reactiva propia de estas últimas.
Luego, se recomienda evaluar capacidad de controlar tensión, y por ende, potencia
reactiva, en el SING para situaciones que contemplen una fuerte presencia ERNC con un
alto factor de planta.
Finalmente, se recomienda complementar los análisis desarrollados en este documento
con estudios adicionales, los que serán definidos en el marco del Plan Estratégico de
Interconexión SIC-SING. Entre ellos se destacan:
o Análisis Dinámico de la Interconexión SIC-SING, y requerimientos de soporte de
reactivos.
o Análisis Modal de la Interconexión SIC-SING y SIC-SING-SADI.
o Estudio de la Resonancia Subsincrónica tras la Interconexión SIC-SING.
o Estudios de Sintonización de PSS.
o Estudios de Control de Tensión, en particular para la zona sur-cordillera del SING.
o Estudios de Control de Frecuencia.
o Estudio de EDAC.
o Otros.