ABB Chile S.A. · 2016. 5. 3. · Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). Para el...

ABB Chile S.A. Chile

Estudio de impacto sistémico Línea 2x220kV Cardones - Diego de Almagro,

tendido del primer circuito

Proyecto EE-2015-048

Informe Técnico EE-ES-2015-0433

Revisión B

Power System Studies & Power Plant Field

Testing and Electrical Commissioning

ISO9001:2008 Certified

22/07/2015

Tel +54 341 451 6422 (+rot) www.estudios-electricos.com

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P:EE-2015-048/I:EE-ES-2015-0433/R:B No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por

escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 1/77

Este documento EE-ES-2015-0433-RB fue preparado para ABB Chile S.A. por Estudios

Eléctricos. Para consultas técnicas respecto del contenido del presente comunicarse con:

Ing. Rodrigo Arias

Departamento de Estudios

[email protected]

Ing. Alejandro Musto

Coordinador Dpto. Estudios

[email protected]

www.estudios-electricos.com

Este documento contiene 77 páginas y ha sido guardado por última vez el 22/07/2015 por

Rodrigo Arias, sus versiones y firmantes digitales se indican a continuación:

Rev. Fecha Comentario Realizó Revisó Aprobó

A 15/05/2015 Para revisión. RA AM FL

B 22/07/2015

Se incorpora escenario de operación

adicional según requerimientos del CDEC-

SIC.

RA AM FL

http://www.estudios-electricos.com/

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]



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Índice

1 RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................................................... 3

2 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 8

3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ........................................................................................... 9

3.1 Información Recibida ............................................................................................................... 11

4 ACONDICIONAMIENTO DE LA BASE DE DATOS ................................................................................. 14

4.1 Generalidades ......................................................................................................................... 14

4.2 Proyección de la demanda ........................................................................................................ 14

4.3 Nuevos proyectos de generación y transmisión ............................................................................ 16

5 ZONA DE INFLUENCIA ................................................................................................................... 18

6 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ....................................................................................................... 20

6.1 Escenarios de estudio ............................................................................................................... 21

6.2 Análisis en condiciones normales de operación (RED N) ................................................................ 23

6.3 Análisis ante la ocurrencia de una contingencia simple (RED N-1) .................................................. 31

7 ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ....................................................................................... 44

7.1 Criterios de evaluación del desempeño dinámico ......................................................................... 44

7.2 Análisis de contingencias .......................................................................................................... 46

8 ANÁLISIS COMPLEMENTARIO ......................................................................................................... 64

8.1 Flujo de carga - Escenario adicional ........................................................................................... 64

8.2 Transitorios electromecánicos ................................................................................................... 69

9 CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 73



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1 RESUMEN EJECUTIVO

Este informe presenta el estudio de impacto de la interconexión de la línea 2x220kV Cardones

– Diego de Almagro, tendido del primer circuito en la zona norte del Sistema Interconectado Central

(SIC) de Chile. Este proyecto se encuentra en etapa de desarrollo por parte de ABB Chile sa, y se

espera que su puesta en servicio sea para septiembre de 2015.

El proyecto consiste en la construcción del tendido del primer circuito de una línea aérea de

156km de longitud en 220kV, con conductores de tipo Greeley 927.2MCM AAAC. La vinculación al

SIC se realizará entre la S/E Cardones y la S/E Diego de Almagro 220kV. Geográficamente, la nueva

línea se localizará en la región y provincia de Antofagasta.

En este informe se documentan los estudios sistémicos que permiten cuantificar el impacto

de su conexión en la operación del SIC, especialmente sobre aquellas instalaciones eléctricamente

cercanas (SS/EE Paposo, Diego de Almagro, Cardones, Maitencillo), de modo que esta nueva línea

pueda integrarse al SIC, cumpliendo los requisitos y condiciones técnicas establecidas en la Norma

Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS).

Para el desarrollo del estudio se emplea el software DIgSILENT PowerFactory v15.1,

incluyendo los módulos de:

Cálculo de flujos de carga, y

Funciones de estabilidad.

La base de datos empleada en el desarrollo del estudio corresponde a una versión

acondicionada de la base de datos del CDEC-SIC, en formato PowerFactory v15, con actualizaciones

e incorporaciones de nuevos modelos matemáticos. Entre los modelos incorporados se encuentran

los controladores de todas las nuevas plantas fotovoltaicas que actualmente no forman parte de la

base de datos (obras futuras).

El análisis se realiza mediante estudios de régimen permanente (flujos de carga) y estudios

de estabilidad transitoria (simulaciones dinámicas de transitorios electromecánicos), en los que se

analiza la operación del sistema en condiciones normales de operación y frente a la ocurrencia de

contingencias simples. En cada caso se analiza el comportamiento del sistema y fundamentalmente

de la conexión de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito.

Se analiza el impacto de la línea en escenarios de máxima exigencia para el sistema de

transporte, con niveles de demanda alta y baja, y distintos despachos de unidades convencionales

y unidades ERNC.



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El desarrollo del estudio contempla la ejecución de las siguientes actividades:

Recopilación y consolidación de la información necesaria para representar la nueva línea, y

así poder realizar los análisis de comportamiento estático y dinámico.

Recopilación y consolidación de información disponible en proyección de obras de

generación, transmisión y consumo, con su respectiva proyección de demanda, para el

periodo de interés (septiembre 2015).

Actualización de la base de datos oficial del CDEC-SIC (marzo de 2015) en base a la

información recopilada y que sea relevante a efectos de los objetivos de este estudio.

Modelado detallado del tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones –

Diego de Almagro en la base de datos de DIgSILENT.

Definición de escenarios base y escenarios de estudio.

Incorporación de la información técnica, escenarios y contingencias en el software de

desarrollos específicos DIgSILENT PF, versión 15.1, utilizando para ello las facilidades de

“variaciones topológicas” y “escenarios de operación” disponibles.

Obtención de resultados del estudio de flujo de potencia.

Simulaciones de transitorios electromecánicos. Evaluación de la estabilidad transitorio y del

desempeño dinámico del sistema de la nueva línea ante contingencias. Verificación del

cumplimiento de los estándares de desempeño.

Análisis de resultados y presentación de las conclusiones asociadas.

Se adjuntan a este informe la base de datos de DIgSILENT PowerFactory utilizada para la

ejecución del proyecto en el archivo “EE-ES-2015-0433-RB_Anexo 3 – Base de Datos.pfd”, junto

con los siguientes documentos anexos:

EE-ES-2015-0433-RB_Anexo 1 – Flujo de Carga.pdf

EE-ES-2015-0433-RB_Anexo 2 – Simulaciones Dinámicas.pdf



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Sobre la base de los distintos análisis realizados, es posible extraer las siguientes

conclusiones:

Estudio de Flujo de Carga:

Nótese que, previo a la interconexión del tendido del primer circuito de la línea 2x220kV

Cardones – Diego de Almagro, el balance entre la capacidad instalada de la generación ERNC y

térmica con la demanda residencial e industrial ubicada al norte de la S/E Cardones, produce un

excedente de generación de ~700MW. De esta manera, las restricciones de despacho y

congestiones estarán dadas por las capacidades nominales de las líneas de transmisión. La línea

1x220kV Cardones – San Andrés limita el nivel de generación máxima al norte de Cardones, debido

a su capacidad nominal de 197MVA a 25°C.

Así, con la incorporación de la nueva línea en estudio, se genera una redundancia de vínculo

entre las SS/EE Cardones y Diego de Almagro, pudiendo levantar restricciones en la capacidad de

transmisión del sistema.

Considerando la incorporación del nuevo vínculo y los casos de operación estipulados en la

carta de escenarios N°0064/2015 emitida por la dirección de operación del CDEC-SIC, el sistema

operaría sin sobrecargar las líneas del sistema de transmisión de la siguiente forma:

El 58% (~371MW) de la capacidad instalada fotovoltaica puede ser despachada para los

escenarios en donde solo se considera generación fotovoltaica.

Solo el 36% (~230MW) de la capacidad instalada fotovoltaica puede ser despachada para

los escenarios en donde se considere el despacho de la unidad U1 de la central Taltal a

máxima generación (120MW).

Ante la ocurrencia de contingencias que involucren la salida de servicio de líneas del sistema

de transmisión, se evidencia que, si bien la redistribución de los flujos post-contingencia genera un

aumento significativo en las transferencias de potencia por las líneas de transmisión de la zona

norte de la S/E Cardones, esté aumento es perfectamente tolerado por la capacidad de transmisión

remanente de estas mismas.

Finalmente, se destaca que en ninguno de los escenarios desarrollados se registran

problemáticas en condiciones normales de operación, ni frente a la ocurrencia de una contingencia

simple en las líneas del sistema de transmisión, ni ante la desconexión de generadores o

transformadores de poder (ver tablas resumen en condiciones de RED N y RED N-1 en el capítulo

6 “Estudio de Flujo de Carga”).



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Así, considerando la obra 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer

circuito para un horizonte de estudio a septiembre del 2015, no se registran sobrecargas

en las líneas de transmisión ni tensiones fuera del rango de condición normal estipulado

por la NTSyCS.

Estudio de Transitorios Electromecánicos:

Para los cuatros escenarios desarrollados en este estudio, se estudió el comportamiento

dinámico del sistema para un conjunto de fallas, monitoreando distintas variables significativas del

sistema y verificando el cumplimiento estipulado en la NTSyCS.

El comportamiento dinámico del sistema resulta aceptable en todos los escenarios estudiados.

No se observan problemas en las recuperaciones de las tensiones, tampoco en las oscilaciones

angulares de las unidades de las centrales térmicas Guacolda y Taltal, ni en las oscilaciones de

potencia por las líneas del sistema de transmisión del SIC Norte. Al término de las simulaciones no

se registran niveles de carga por sobre las capacidades nominales de los elementos del sistema de

transmisión.

En los escenarios en que no se considera el despacho de la unidad U1 de la central Taltal, no

se observan oscilaciones de potencia en las líneas afectadas. Esto se debe al funcionamiento de la

lógica de control de la potencia activa de las unidades fotovoltaicas del SIC Norte.

Se evidencia que, la desconexión no simultánea de la unidad U1 de la central Taltal y de los

transformadores de poder 220/110kV de la S/E Diego de Almagro, en condiciones de máxima

generación fotovoltaica, no tendrían un mayor impacto en el perfil de tensiones del sistema norte.

Asimismo, las excursiones de la frecuencia del sistema producto de la pérdida de generación se

encuentran contendidas. En el peor de los casos, la mínima subfrecuencia transitoria alcanzó un

valor cercano a los 49.7Hz.

Se destaca la respuesta dinámica del SVC+ ante la ocurrencia de las fallas en las líneas del

sistema de transmisión. El SVC+, durante la ocurrencia del cortocircuito, aporta una cantidad de

reactivos importante para el control de tensión en la S/E Diego de Almagro.

Ante la ocurrencia de un cortocircuito en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés, se puede

observar que, producto de la posterior desconexión de esta línea, la totalidad de la generación

despachada por las unidades fotovoltaicas y térmicas ubicadas al norte de la S/E Cardones, se

transmiten hacia el sistema de transmisión troncal por la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego

de Almagro. Así, la redistribución de los flujos de potencia post-contingencia por esta línea

aumentan de manera significativa (~112MVA), sin embargo, estas transferencias se estabilizan

en valores permisibles, menores al 100% de la capacidad permanente de la línea.



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Estudio Complementario:

Considerando una nula generación por parte de las unidades ERNC ubicadas al norte de la

S/E Maitencillo 220kV y una máxima generación de las cuatro unidades de la central Guacolda

(568MW), se obtienen transferencias de potencia en el sentido SurNorte (déficit de generación al

norte de la S/E Cardones 220kV). Ante esta situación, se evidencia que no se encuentran

sobrecargas ni condiciones límites en ningunos de los elementos del sistema de transmisión tanto

en condiciones normales de operación ni frente a la ocurrencia de contingencias simples.

Con respecto al análisis de transitorios electromecánicos, se puede concluir que la respuesta

del sistema, ante todas las contingencias evaluadas, es satisfactoria y se verifica el cumplimiento

de los parámetros de desempeño dinámico estipulados en la NTSyCS.

En particular, ante la ocurrencia de un cortocircuito en la línea 1x220kV Cardones – Diego de

Almagro, se evidencia que producto de la posterior desconexión de esta línea, la totalidad de la

generación proveniente del sur de la S/E Cardones 220kV, fluye hacia la S/E Diego de Almagro por

medio de los tramos CardonesSan AndrésCarrera PintoDiego de Almagro. A causa de ello, la

redistribución de los flujos de potencia post-contingencia por dichas líneas aumentan de manera

significativa (~58MVA). No obstante lo anterior, esté aumento es perfectamente tolerado por la

capacidad de transmisión remanente.

Por todo lo anterior, y dentro del alcance los estudios eléctricos realizados, se

concluye que es técnicamente factible la incorporación al SIC entre las SS/EE Cardones

y Diego de Almagro de la línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer

circuito.

Adicionalmente, se infiere que esta nueva línea permitiría reducir las restricciones

existentes en la capacidad de transmisión del sistema al norte de la S/E Cardones.



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2 INTRODUCCIÓN

El objetivo de este estudio es analizar el comportamiento de la nueva línea “2x220kV

Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito” y del sistema al momento de su

interconexión (septiembre 2015), considerando su operación para distintos estados de despacho y

demanda de la red.

Se pretende verificar que el desempeño de la nueva línea sea adecuado, pudiendo operar

correctamente bajo el estricto cumplimiento de los estándares de Seguridad y Calidad de Servicio

definidos en la Norma Técnica (NTSyCS).

El estudio de divide básicamente en las siguientes etapas:

MODELADO DE LA NUEVA LÍNEA 2X220kV CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO, TENDIDO DEL

PRIMER CIRCUITO

Se presenta detalladamente el modelado en el software DIgSILENT PowerFactory de cada uno

de los elementos que componen la línea, acorde a la información suministrada.

ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA

Se analiza el comportamiento en estado estacionario de la línea de transmisión y su zona de

influencia para distintos estados de operación del sistema (despachos de generación, características

de la demanda, entre otros) y distintas condiciones de la red; se analiza la operación en condiciones

normales (RED N) y ante la ocurrencia de una contingencia simple (RED N-1).

ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA

Se analiza el comportamiento del todo el sistema considerando el tendido del primer circuito

de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro en servicio cuando ésta sea perturbada

con eventos de gran señal. Dicho análisis se lleva a cabo mediante simulaciones dinámicas de

transitorios electromecánicos.



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3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO

La obra “2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito” tiene por

objetivo conectar eléctricamente a la S/E Cardones 220kV con la S/E Diego de Almagro 220kV.

Esta obra corresponde a una línea de transmisión de doble circuito, con el tendido de un solo circuito

en 220kV de 156km de longitud, con conductores del tipo 927.2MCM AAAC, Greeley. Se prevé que

el proyecto de la línea de transmisión esté ubicado en la región de Atacama.

En la Figura 3-1 se puede observar un diagrama unilineal con referencias geográficas de la

zona de emplazamiento de la nueva línea, mientras que la Figura 3-2 ilustra un diagrama unilineal

de la zona de influencia y el punto de conexión en el SIC, zona SIC Norte.

Figura 3-1: Representación de la disposición topológica aproximada de la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro.

El código de los colores, tanto para la siguiente figura como para los esquemas futuros es:

220kV → verde

110kV → naranja

Inferior a 110kV → celeste

Elementos fuera de servicio → gris



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Figura 3-2: Zona de Influencia de la obra.

Hacia S/E Las Palmas 220kV

S/E PAN DE AZÚCAR

S/E MAITENCILLO

S/E CARDONES

S/E DIEGO DE ALMAGRO

S/E PAN DE AZÚCAR

S/E PUNTA COLORADA

S/E MAITENCILLO

S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO

S/E DIEGO DE ALMAGRO S/E PAPOSO

CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS

PV EL PILAR PV SALVADORPV CHAKA

PV CHAÑARES PV DIEGO DE ALMAGRO PV JAVIERA

PV CONEJO PV LALACKAMA PV LALACKAMA 2

PE TALTAL

99 99

00

99

1

4

0

0

4

0

0

0

0

0

1 1

SVS SVS

G~

G~

G~

G~

6

00

6

00

1

1SVS

1

1

0

0

1

0

0

11

1

0

0

SVS1

11

11

12

0

0

12

00

00

G ~G ~

DIg

SIL

EN

T

Línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro



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3.1 Información Recibida

De acuerdo a la documentación suministrada por ABB Chile s.a., el tendido del primer circuito

de la nueva línea de transmisión 2x220kV Cardones – Diego de Almagro presentará las

características técnicas que se detallan a continuación.

3.1.1 Línea de transmisión 1x220kV Cardones – Diego de Almagro

La vinculación entre las SS/EE Cardones y Diego de Almagro se realiza mediante una línea

aérea compuesta por torres capaces de sostener dos circuitos paralelos. De acuerdo a la

información suministrada, la geometría de torre utilizada para modelar la línea en el software de

simulación se muestra en la Figura 3-3.

Figura 3-3: Estructura de la torre de la nueva línea de transmisión.

Así, observando la figura anterior, se obtiene que la disposición de los conductores y el cable

de guarda es la siguiente:



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Fase X[m] Y[m]

A 3.64 42.81

B 4.14 37.81

C 3.79 32.81

Cable de Guarda 0 46.39

Tabla 3-1: Disposición de los conductores y cable de guarda

Los conductores utilizados para las líneas son:

AAAC 927.2MCM Greeley

Cable de guarda OPGW

El detalle con las capacidades del conductor a distintas temperaturas se muestran en la Figura

3-4, y las características técnicas del mismo se resumen en la Tabla 3-2.

Figura 3-4: Características eléctricas de la capacidad del conductor. Ver documento “Anexo14_Det.Conductor_rev0.pdf”,

página 19



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Datos del Conductor

Tipo Greeley 927.2MCM AAAC

Sección nominal [mm2] 469,88

Diámetro [mm] 28,14

Resistencia DC a 20°C [Ω] 0,0713

Corriente nominal [A] 0,823

Tensión [kV] 220

Longitud [km] 156

Cable de Guarda

Tipo OPGW

Diámetro total [mm] 13,3

Resistencia DC a 20°C [Ω] 0,62 Tabla 3-2: Características técnicas de los conductores

3.1.1.1 Modelado de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro

A continuación se muestran los parámetros del modelo de la línea de transmisión que conecta

a la S/E Cardones 220kV con la S/E Diego de Almagro 220kV. El modelo toma en cuenta la

geometría de la torre (ver Figura 3-3), así como las características del conductor utilizado y una

resistividad del terreno de 300Ωm.

De esta manera, los parámetros eléctricos de la nueva línea de transmisión se detallan en la

siguiente tabla:

Parámetros de secuencia Positiva

Resistencia [Ω/km] 0,07309

Reactancia [Ω/km] 0,3984

Susceptancia [μS/km] 2,8979

Parámetros de secuencia Cero

Resistencia [Ω/km] 0,3468

Reactancia [Ω/km] 1,1581

Susceptancia [μS/km] 1,4665 Tabla 3-3: Parámetros eléctricos calculados de la línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito



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4 ACONDICIONAMIENTO DE LA BASE DE DATOS

4.1 Generalidades

La preparación de la base de datos (BD) para el estudio de estabilidad transitoria considera

la construcción de una base de datos del SIC que represente la operación del sistema para el

periodo de estudio, incluyendo el tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones

– Diego de Almagro. Se ha utilizado como punta de partida la base de datos oficial del CDEC-SIC

con fecha de publicación en el mes de marzo de 2015, y se ha adecuado de la siguiente manera:

Proyección de la demanda: Utilizando la información disponible a través de los sitios del

CDEC-SIC y de la Comisión Nacional de Energía (CNE), se realizan proyecciones de demanda

residencial e industrial para septiembre de 2015. Específicamente se utiliza la información

disponible en el Informe Técnica Definitivo (ITD) para fijación de precio de nudo de abril de 2015.

Nuevos proyectos: Igualmente se incorporan los nuevos proyectos de transmisión y

generación previstos en el SIC para la fecha de puesta en servicio del proyecto en estudio, según

la información disponible a través del sitio del CDEC-SIC y de la CNE. Específicamente se utiliza el

“Catastro de Nuevos Proyectos Informados al CDEC”, con fecha 1 de abril de 2015.

Despacho de generación: En lo que respecta al balance generación – demanda, se ajusta

la generación del SIC para abastecer los niveles de demanda requeridos en escenarios futuros. El

despacho se realiza aplicando criterios simplificados que consideran el orden económico esperado

de las unidades generadores del SIC, aspectos característicos del estudio y de la zona de influencia

del tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, como

también las características de mínimo y máximo técnico de las centrales disponibles en la página

web del CDEC-SIC. Si bien este criterio aplica para el caso base, ciertos escenarios (sensibilidades)

pueden considerar criterios de despacho específicos, con el objetivo de representar una condición

operativa específica.

Las diversas modificaciones a la base de datos se realizan utilizando las herramientas

“Variations/Expansion Stages”, “Operation Scenarios” y “Study Cases”, lo que permite una total

trazabilidad sobre los cambios realizados a la base de datos original del CDEC-SIC.

4.2 Proyección de la demanda

La proyección de la demanda se realiza en base a distintos escenarios operativos, cada uno

representativo de un nivel de demanda actual para el SIC. La base de datos del CDEC-SIC propone

distintos tipos de escenarios según la condición operativa del SIC.

En el SIC, debido principalmente a la gran cantidad de clientes regulados (mayoritariamente

consumos de tipo comercial y residencial), existe una fuerte variación en el nivel de demanda en

los consumos, presentando diferencias en lo que respecta al nivel de carga intradiario y el tipo de



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día en consideración (laboral/sábado/domingo). Para cada uno de los tipos de día indicados

previamente existen tres niveles de demanda: Alta –Media – Baja.

Para el análisis de interconexión en el SIC de la nueva línea, se propone el análisis de dos

escenarios base del cual se elaboraran los escenarios de estudio respectivos. Un escenario base de

demanda alta y un escenario base de demanda baja. El escenario de demanda alta, en el cual existe

una alta utilización de los elementos del sistema de transmisión, tiene por objetivo verificar

problemas de congestiones y subtensiones en la zona de influencia. Por otro lado, el escenario de

demanda baja, permite analizar posibles problemas de sobretensiones o de distribución de los flujos

debido a la baja en los consumos residenciales locales.

La estimación de la demanda futura, industrial y residencial, al año 2015, considera la

información elaborada por la CNE en el ITD de abril de 2015.

Dado que, en el ITD de Abril de 2015 no se indican las tasas de crecimiento para los clientes

regulados y libres para el presente año, se utilizará como información base la previsión de la

demanda en el SIC del año 2014 según el ITD de Octubre de 2014. Así, considerando la previsión

de demanda para el año 2014 (ITD Octubre 2014) y la del año 2015 (ITD Abril 2015) se pueden

determinar las tasas de crecimiento para el año 2015.

Previsión de Demanda SIC [GWh] - ITD Octubre 2014

Año Regulado Libre Total

2014 31.042 17.823 48.865

Previsión de Demanda SIC [GWh] - ITD Abril 2015


2015 32.275 18.799 51.075

Tasas de Crecimiento SIC [%]


2015 3,97% 5,48% 4,52% Tabla 4-1: Previsión de demanda – ITD Octubre 2014 e ITD Abril 2015.

Como se mencionó con anterioridad, el punto de partida corresponde a la base de datos del

SIC con niveles de demanda correspondientes a marzo de 2015. Para realizar el escalamiento se

tiene en cuenta el crecimiento desde dicha fecha a septiembre de 2015. Por lo tanto, se afectará a

la demanda de marzo de 2015 con un factor correspondiente al crecimiento anual estimado para

septiembre de 2015.

Los factores de crecimiento calculados para el escalamiento de la demanda se muestran en

la Tabla 4-2.

Regulado Libre

Marzo - Septiembre 2015 1,0199 1,0274 Tabla 4-2: Factor de crecimiento



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De esta manera, los niveles de demanda esperados (alta y baja) para la fecha de estudio se

detallan en la Tabla 4-3.

Resumen Escenarios Base de Demanda [MW]

Demanda Marzo 2015 Septiembre 2015

Regulados Libres Regulados Libres

Alta 5050,92 1885,65 5144,79 1945,96

Baja 2690,42 1862,99 2740,64 1883,07 Tabla 4-3: Demandas totales marzo y septiembre de 2015.

4.3 Nuevos proyectos de generación y transmisión

La representación de los escenarios futuros considera la incorporación de las obras previstas

para la expansión del sistema de transmisión y de la matriz energética del SIC. Se deben modelar

las modificaciones topológicas y expansiones que se tienen consideradas para el sistema de

transmisión y el parque generador del SIC. Este estudio considera la inclusión de los nuevos

proyectos cuya fechas previstas de entrada en servicio sean anteriores a septiembre de 2015.

La selección de los proyectos relevantes a incluir en este estudio se basa en la información

publicada por el CDEC-SIC en el documento “Catastro de Nuevos Proyectos Informados al CDEC”,

con fecha de publicación 1 de abril de 2015.

La Tabla 4-4 muestra los proyectos de generación considerados en el acondicionamient5o de

la base de datos.

Fecha de entrada Catastro de Proyectos de Generación (Construcción)

Potencia [MW] Mes Año

Marzo 2015 Río Picoiquén 19

Marzo 2015 El Pilar Los Amarillos 2.2

Abril 2015 Lalackama E a II 16

Junio 2015 Los Guindos 132

Junio 2015 Papeles Cordillera S.A. 50

Junio 2015 Conejo E a I 108

Junio 2015 Luz del Norte E a I 36

Julio 2015 La Montaña I 3

Julio 2015 El Paso 60

Julio 2015 Itata 20

Julio 2015 Malalcahuello 9,2

Julio 2015 Carilafquén 19,7

Julio 2015 Luz del Norte E a II 38

Agosto 2015 Doña Carmen 70

Septiembre 2015 CMPC Tissue 22

Septiembre 2015 Chaka 40 Tabla 4-4: Proyectos de generación en construcción



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Por otro lado, se incluyen las modificaciones y/o expansiones al sistema de transmisión del

SIC. La Tabla 4-5 incluye un detalle del plan de obras asociados a la expansión del sistema de

transmisión.

Fecha de entrada Catastro de Proyectos de Transmisión (Construcción)

Capacidad Nominal [MVA] Mes Año

Abril 2015 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I -

Agosto 2015 Segundo Autotransformador S/E Ancoa 750

Septiembre 2015 Línea Ancoa - Alto Jahuel 2x500kV: primer circuito 1400 Tabla 4-5: Proyectos de transmisión en construcción.



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5 ZONA DE INFLUENCIA

En este capítulo se realiza una breve descripción de las principales características del SIC

Norte y especialmente de la zona de interés.

El SIC Norte tiene una estructura de red troncal, compuesta principalmente por líneas de

transmisión de 2x220kV de aproximadamente 400MVA de capacidad, con excepción de los enlaces

existentes al norte de la S/E Maitencillo. El detalle con las capacidades de las líneas de transmisión

del SIC Norte se muestran en la Tabla 5-1.

Capacidades de las líneas de transmisión de la Zona de Influencia

Nombre Tipo I [kA] S [MVA]*

Paposo - Diego de Almagro C1 ACAR 1400MCM 0,748 285

Paposo - Diego de Almagro C2 ACAR 1400MCM 0,748 285

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220kV AASC 740.8MCM 0,518 197,4

San Andrés - Carrera Pinto 220kV AASC 740.8MCM 0,518 197,4

Cardones - San Andrés 220kV AASC 740.8MCM 0,518 197,4

Maitencillo - Cardones C1 AASC 740.8MCM 0,518 197,4

Maitencillo - Cardones C2 Gua FLINT 740.8MCM 0,762 290,4

Maitencillo - Cardones C3 Gua FLINT 740.8MCM 0,762 290,4

Punta Colorada - Maitencillo C1 AAAC FLINT 0,518 197,4

Punta Colorada - Maitencillo C2 AAAC FLINT 0,518 197,4

Pan de Azúcar - Punta Colorada C1 AAAC FLINT 0,518 197,4

Pan de Azúcar - Punta Colorada C2 AAAC FLINT 0,518 197,4

*: Capacidad calculada en base a condiciones nominales, 220kV.

Tabla 5-1: Capacidades de las líneas de transmisión del SIC Norte.

Se destaca que el punto de congestión de la generación existente en la zona norte de la S/E

Cardones corresponde a la línea de simple circuito 1x220kV Cardones – San Andrés, con una

capacidad nominal de ~197MVA.

Con respecto a la capacidad de generación del SIC Norte, se establece que el polo de

generación más importante se encuentra en la S/E Maitencillo, donde se vinculan al sistema las

cuatro unidades de la central CT Guacolda. Esta central tiene una capacidad de generación total de

hasta 600MW (4x150MW) y permite abastecer gran parte de los consumos del sistema norte.

Otro importante polo de generación corresponde a las unidades que se encuentran al norte

de la S/E Cardones 220kV. Acá, se destaca la generación proveniente de la S/E Paposo (CT Taltal)

con una capacidad de generación de hasta 240MW, y las grandes inyecciones de potencia por parte

de las centrales ERNC. Se destaca que en esta zona, producto de los altos niveles de radiación

solar, la principal fuente de generación ERNC corresponde a parques fotovoltaicos. Para la fecha de

puesta en servicio del tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de

Almagro la capacidad instalada de generación fotovoltaica es de ~739MVA.



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Finalmente, considerando las congestiones existentes en la zona de interés, la entrada del

primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro provee una redundancia

de vínculo entre ambas subestaciones, lo que tiene como consecuencia un aumento en la capacidad

exportadora de generación de las centrales conectadas al norte de la S/E Cardones. Así, se prevé

que las restricciones operativas de las líneas de transmisión se dan en los tramos 2x220kV

Maitencillo – Punta Colorada y 2x220kV Punta Colorada – Pan de Azúcar, las cuales están

fuertemente ligadas al nivel de despacho de las unidades de la central CT Guacolda.

En la Figura 5-1 se muestra un diagrama unilineal simplificado de la zona de influencia del

proyecto en estudio.

Figura 5-1: Diagrama unilineal simplificado de la zona de influencia



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6 ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA

Este apartado tiene por objetivo estudiar mediante herramientas de comportamiento estático

(flujos de carga), tanto la factibilidad técnica de la nueva línea de transmisión, como el impacto

sobre el SIC de la incorporación de la misma, especialmente en la zona de influencia.

El enfoque inicial del análisis de flujos de carga consiste en verificar el funcionamiento del SIC

considerando esta nueva línea, ya sea en condiciones normales de operación (RED N), como ante

condiciones de simple contingencia (RED N-1). Para esto se verifica que los valores de las tensiones

de las barras y de la carga de los elementos que componen el SIC se encuentren dentro del rango

de operación normal establecido por la NTSyCS.

Para la realización de este estudio se desarrollan diversos escenarios, cuyas características

obedecen a las especificaciones entregadas por la dirección de operación (DO) del CDEC-SIC a

través de la carta D.O. N°0064/2015, la cual determina el estudio de, a lo menos, las siguientes

características para los escenarios de operación:

Nivel de demanda de los escenarios

o Demanda alta día laboral – Septiembre 2015

o Demanda baja día domingo – Septiembre 2015

Casos específicos de despacho de generación

o Caso 1: Central Guacolda en servicio (4 unidades)

o Caso 2: Central Guacolda en servicio (4 unidades) y la unidad U1 de la central Taltal.

Así, se confeccionan un total de 4 escenarios, cuyas características se especifican en la

siguiente tabla:

Demanda Escenario

Disponibilidad de centrales Disponible () / Indisponible ()

CT Guacolda CT Taltal

U1 U2 U3 U4 U1 U2

Baja EE01

Alta EE02

Baja EE03

Alta EE04

Tabla 6-1: Resumen de escenarios de operación



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6.1 Escenarios de estudio

En este apartado se resumen las principales características de los escenarios sobre los cuales,

además de evaluar el impacto en condiciones normales de operación del SIC (RED N), se realizan

distintas contingencias simples (RED N-1).

Los escenarios deben representar condiciones factibles de operación del sistema, como

también particularidades que resulten relevantes ante la interconexión de la nueva obra de

transmisión.

Por otro lado, como se mencionó con anterioridad, la operación del sistema norte del SIC se

encuentra restringida por las capacidades de transmisión de las líneas 1x220kV Cardones – San

Andrés, para las unidades conectadas al norte de la S/E Cardones 220kV (ERNC + CT Taltal); y por

el doble circuito 2x220kV Maitencillo – Punta Colorada, para las unidades conectadas al norte de la

S/E Punta Colorada 220kV (ERNC + CT Taltal + CT Guacolda). De esta manera, cada uno de los

escenarios de operación presentados en la sección anterior, son elaborados teniendo como

referencia un criterio específico de despacho de generación. El criterio a utilizar es el que resulte

más conservador para la conexión de la nueva línea. Particularmente, se controlan, a través de la

consigna de generación de cada unidad, las transferencias por las líneas que generan restricciones

en la potencia despachada del sistema norte del SIC. Los criterios utilizados para determinan el

despacho de las unidades generadoras son los siguientes:

Máxima generación fotovoltaica posible. Si se presentan congestiones en las líneas de

transmisión, la capacidad disponible de transporte se divide de manera igualitaria entre

todas las unidades fotovoltaicas en servicio.

En los casos en que la carta de operación de la DO del CDEC-SIC solicita un despacho forzado

de la unidad U1 de la central térmica Taltal, se dará prioridad a la generación disponible por

parte de esta central, y la capacidad remanente de la línea de transmisión que establece las

limitaciones en la generación se dividirá de manera proporcional entre las unidades

fotovoltaicas en servicio.

Una vez determinada la generación por parte de las unidades ubicadas al norte de la S/E

Cardones 220kV, se procede a determinar el despacho por parte de las unidades de la

central Guacolda. La inyección de potencia por estas unidades se encuentra limitada por la

capacidad de transmisión remanente de la línea 2x220kV Maitencillo – Punta Colorada.

Gracias al ERAG/EDAG implementado en las líneas al norte de la S/E Maitencillo 220kV, la

capacidad de transmisión por parte de estas líneas aumenta, logrando transferencias en

régimen permanente cercanas a su capacidad nominal. De esta manera, se logra una

utilización eficiente de la capacidad disponible del sistema de transmisión del SIC Norte.



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Si bien se utilizan criterios simplificados de despacho hidrotérmico a mínimo costo para todo

el SIC, estos criterios de despacho son específicos para el área bajo estudio y por lo tanto, el

despacho del resto del SIC se mantendrá inalterado en estos escenarios.

A continuación se presentan las características principales de cada uno de estos escenarios

en condiciones de RED N, indicando el despacho de las centrales, la carga de los elementos cercanos

al punto de conexión de la línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito,

y las tensiones de las barras importantes cercanas a dicha línea.

Se destaca que las tensiones en barras de la zona de influencia son registradas y mostradas

en cada escenario de acuerdo a su respectiva tensión de servicio. Conforme a lo indicado en la

NTSyCS, el rango de operación normal para las instalaciones del sistema de transmisión con tensión

nominal igual o superior a 220kV e inferior a 500kV es 0.95pu < V < 1.05pu respecto a su tensión

de servicio, la cual se define en el documento “Estudio de Tensiones de Servicio”, publicada en

noviembre de 2013 por la dirección de operación del CDEC-SIC.

Específicamente, las tensiones de servicio de las barras ubicadas en la zona de influencia se

muestran en la Tabla 6-2.

Barra de 220kV Tensión de servicio

kV

Rango de Operación

Estado Normal Estado de Alerta

1.05pu kV

0.95pu kV

1.07pu kV

0.93pu kV

Paposo 228 239,4 216,6 244 212

Diego de Almagro 224 235,2 212,8 239,7 208,3

Carrera Pinto 224 235,2 212,8 239,7 208,3

Cardones 224 235,2 212,8 239,7 208,3

Maitencillo 226 237,3 214,7 241,8 210,2

Guacolda 230 241,5 218,5 246,1 213,9

Punta Colorada 226 237,3 214,7 241,8 210,2

Pan de Azúcar 226 237,3 214,7 241,8 210,2

Las Palmas 226 237,3 214,7 241,8 210,2

Los Vilos 226 237,3 214,7 241,8 210,2

Choapa 226 237,3 214,7 241,8 210,2

Nogales 226 237,3 214,7 241,8 210,2 Tabla 6-2: Tensiones de servicio de la zona de influencia



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6.2 Análisis en condiciones normales de operación (RED N)

A continuación se verifica el estricto cumplimiento de los requerimientos estipulados en la

NTSyCS para todos los escenarios de operación confeccionados para este estudio. Es decir, se

verifica que la carga de los elementos no sea mayor a su capacidad normal de operación y que las

tensiones en las barras se encuentren dentro de la banda de operación normal.

En función de los escenarios desarrollados, se define un conjunto de barras y líneas de interés,

las cuales determinan el área de influencia que se considera en el estudio. En las siguientes tablas,

se resumen los resultados más significativos para los efectos de este estudio, incluyendo

información global de los despachos de las unidades generadoras de interés, los niveles de

transferencias de las líneas del sistema y de las tensiones en barras del SIC Norte.

Así, en la Tabla 6-3 se muestran las principales características de los escenarios desarrollados

proyectados a septiembre de 2015.

Se puede verificar que, para CONDICIONES DE RED N, no existen violaciones en los

niveles de carga de los elementos serie del sistema ni tensiones fuera del rango de

operación normal estipulado por la NTSyCS para ninguno de los escenarios analizados en

este estudio.

Se destaca que el detalle de los flujos de carga en RED N de todos los escenarios puede ser

consultado en el Anexo N°1 – Flujos de Carga.



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Escenario Generación Líneas de transmisión de interés Tensiones en Barras NTSyCS

Cumple RED N Nombre S[MVA] Carga[%] Nombre V[pu]

E01

Fotovoltaica: 371MW (58%)

Cardones - San Andrés 123,3 59,6 Paposo 1,03

Cardones - Diego de Almagro 78,7 23,6 Diego de Almagro 1,03

Maitencillo - Punta Colorada C1 185,5 89,3 Cardones 1,02

Térmica: 568MW (CT Guacolda)

Maitencillo - Punta Colorada C2 185,5 89,3 Maitencillo 1,03

Punta Colorada - Pan de Azúcar C1 179,2 89,0 Punta Colorada 0,99

Punta Colorada - Pan de Azúcar C2 179,2 89,0 Pan de Azúcar 0,97

E02





Térmica: 552MW (CT Guacolda)




E03





Térmica: 716MW (CT Guacolda+U1 CT Taltal)




E04





Térmica: 688MW (CT Guacolda+U1 CT Taltal)




Tabla 6-3: Resumen de los resultados de los flujos de potencia para los escenarios en estudio



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A modo ilustrativo, se presentarán a continuación el detalle del análisis en condiciones

normales de operación de los siguientes escenarios de operación:

6.2.1 CT Guacolda en servicio_ Unidad U1 CT Taltal fuera de servicio_ demanda Baja

Este caso de estudio permite estudiar el comportamiento estático del sistema en condiciones

de RED N, considerando el máximo despacho posible por parte de las unidades fotovoltaicas y por

las unidades de la central Guacolda.

La potencia proveniente de los parques fotovoltaicos ubicados al norte de la S/E Cardones

220kV es evacuada directamente por las líneas 1x220kV Cardones – San Andrés y la nueva línea

1x220kV Cardones – Diego de Almagro hacia los distintos consumos situados en la zona norte del

SIC. Así, los escenarios de operación se han elaborado considerando que el tramo más limitante es

Cardones – San Andrés, el cual posee una capacidad de transmisión de ~197MVA a 25°C.

Dado el criterio utilizado para desarrollar los escenarios de operación, se pueden identificar

respuestas muy similares para un mismo caso de operación. No obstante, a fin de presentar el

comportamiento del sistema en condiciones normales de operación, se mostrarán los resultados

del flujo de carga del escenario E01.

La Figura 6-1 muestra los resultados del flujo de potencia para este escenario. Acá, se puede

observar que el máximo despacho posible por parte de las unidades fotovoltaicas es de un 58%,

equivalentes a 371MW. Asimismo, el despacho de las unidades de la central Guacolda se encuentra

restringido a 142MW. Bajo estas condiciones, las transferencias de potencia por el tramo Cardones

– San Andrés son de ~124MVA, mientras que las transferencias por las líneas 2x220kV Maitencillo

– Punta Colorada y 2x220kV Punta Colorada – Pan de Azúcar son de ~371MVA y ~359MVA,

respectivamente.

En la siguiente tabla se muestran los niveles de transferencias por las líneas de la zona de

influencia, despachos de las unidades generadores de interés y las tensiones en barras cercanas a

la nueva línea.



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Escenario - E01

Generación - Zona de Influencia Transmisión Tensiones

Fotovoltaica Térmica Elementos de interés Barras

P[MW] [%] P[MW] Nombre S[MVA] Carga[%] Cumple RED N Nombre Tensión de

servicio [kV]

V[pu] ¿NTSyCS?

371 (58%) 4x142

(CT Guacolda)

Cardones - Diego de Almagro 1x220kV 78,7 23,6 S/E Punta Colorada 226 0,99

Cardones - San Andrés 220kV 123,3 59,6 S/E Carrera Pinto 224 1,03

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV 57,7 27,8 S/E Diego de Almagro 224 1,03

Maitencillo - Cardones 220kV L1 18,9 9,2 S/E Paposo 228 1,03

Maitencillo - Cardones 220kV L2 18,0 5,2 S/E Cardones 224 1,02

Maitencillo - Cardones 220kV L3 18,0 5,2 S/E Maitencillo 226 1,03

Pan de Azúcar - Don Goyo 96,1 42,9 S/E Pan de Azúcar 226 0,97

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1 179,2 89,0 S/E Nogales 226 0,99

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C2 179,2 89,0 S/E Los Vilos 226 0,99

Pan de Azúcar - Tap Don Goyo L1 95,5 42,7 S/E Las Palmas 226 0,99

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1 185,5 89,3 S/E San Andrés 224 1,03

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C2 185,5 89,3

Tabla 6-4: Generación/Niveles de Carga/Tensiones de la zona de influencia de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro



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Figura 6-1: Flujo de potencia en Zona de Influencia – Escenario E01


S/E PAN DE AZÚCAR

S/E MAITENCILLO

S/E CARDONES


S/E PAN DE AZÚCAR

S/E PUNTA COLORADA

S/E MAITENCILLO

S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

224,301,02046,64

220,281,00139,41

109,320,99435,49

231,701,05355,32

114,321,03952,05

230,431,04756,99

229,521,04355,37

231,021,05060,59

231,671,05358,85

234,8

71,0

68

63,4

1

116,771,06250,45

112,721,02561,46

Load Flow Balanced

Nodes

Ul, Magnitude [kV]

u, Magnitude [p.u.]

U, Angle [deg]

Branches

Apparent Power [MVA]

Loading [%]

Static Generator

Active Power [MW]

Reactive Power [Mvar]

Shunt/Filter


Static Var System


Synchronous Machine

Active Power [MW]


2-Winding Transformer


Loading [%]

-4,813,2

99

-4,813,2

99

1,31,2

00

0,20,6

99

78,7123,64

75,5423,64

96,0842,90

95,5342,65

1

38,4753,52

4

0

38,2053,52

0

78,1534,90

39,6946,00

4

0

39,4046,00

0

0

0

0

179,0789,26

185,5489,26

179,0789,26

185,5489,26

179,1689,03

174,6989,03

179,1689,03

174,6989,03

-10,2

1

-9,4

1

SVS

5,33

SVS

4,48

G~

142,00,4

G~

142,03,5

G~

142,00,4

G~

142,01,1

43,8749,74

6

44,5049,74

00

42,8047,80

6

42,7647,80

00

1

-10,1

1SVS

10,30

18,959,20

1,659,20

18,025,21

1,565,21

1

130,4338,21

130,4338,21

18,025,21

1,565,21

137,9140,40

137,9140,40

49,5364,01

1

48,7564,01

0

0

53,7969,47

1

0

52,9069,47

0

11

50,1464,75

1

0

49,3164,75

0

22,0-3,1

20,9-2,9

7,4-1,0

3,3-0,5

9,1-1,3

9,1-1,3

20,8-3,0

33,5-4,8

SVS

120,59 -119,3

1

56,0827,06

11

11

23,2-3,2

1,3-0,2

39,4-5,5

1,7-0,1

20,3-2,8

18,4-2,6

18,4-2,6

0,4-0,1

5,0-0,7

5,0-0,7

4,6-0,6

1,7-0,2

1,9-0,3

14

27,3123,21

0

0

14

0

27,3923,29

00,0-0,1

0,0-0,1

0,30,3

00

62,6-8,8

9,3-1,3

31,9-4,5

66,2622,14

42,8014,30

39,4

212

,96

39,4

513

,32

123,3159,64

122,3559,64

G ~

G ~

57,7027,84

54,2227,84

95,1345,77

94,0745,77

DIg

SIL

EN

T



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6.2.2 CT Guacolda en servicio_ Unidad U1 CT Taltal en servicio_ demanda Alta

Este caso de estudio permite estudiar el comportamiento estático del sistema en condiciones

de RED N, considerando el máximo despacho por parte de la unidad U1 de la central Taltal, por

parte de las unidades fotovoltaicas y por las unidades de la central Guacolda.

Al igual que en el caso anterior, la totalidad de la generación proveniente de las unidades al

norte de la S/E Cardones se transmite por las líneas 1x220kV Cardones – San Andrés y la nueva

línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro hacia los distintos consumos situados en la zona norte

del SIC. No obstante, en este caso, se dará prioridad a la generación proveniente de la unidad U1

de la central Taltal (120MW), limitando la generación fotovoltaica de la zona a la capacidad

remanente resultante de estas líneas de transmisión.

A continuación se mostrarán los resultados del flujo de carga del escenario E04. Así, en la

Figura 6-2 se muestran los resultados del flujo de potencia para este escenario. Acá, se puede

observar que el máximo despacho posible por parte de las unidades fotovoltaicas se reduce en

comparación con el caso anterior a un 36%, equivalentes a 230MW. Asimismo, el despacho de

las unidades de la central Guacolda se encuentra restringido a 142MW. Bajo estas condiciones, las

transferencias de potencia por el tramo Cardones – San Andrés son de ~117MVA, mientras que

las transferencias por las líneas 2x220kV Maitencillo – Punta Colorada y 2x220kV Punta Colorada –

Pan de Azúcar son de ~361MVA y ~366MVA, respectivamente.

En la siguiente tabla se muestran los niveles de transferencias por las líneas de la zona de

influencia, despachos de las unidades generadores de interés y las tensiones en barras cercanas a

la nueva línea.



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Escenario - E04

Generación Transmisión Tensiones


P[MW] [%] P[MW] Nombre S[MVA] Carga[%] Cumple RED N Nombre Tensión de

servicio [kV] V[pu] ¿NTSyCS?

230 (36%) 4x142 + 120

(CT Guacolda + U1 CT Taltal)











Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1 180,7 86,1 S/E San Andrés 224 1,04





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Figura 6-2: Flujo de potencia en Zona de Influencia – Escenario E04


S/E PAN DE AZÚCAR

S/E MAITENCILLO

S/E CARDONES


S/E PAN DE AZÚCAR

S/E PUNTA COLORADA

S/E MAITENCILLO

S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

229,821,04536,97

227,871,03629,93

116,811,06226,75

234,071,06445,28

118,421,07741,24

233,451,06146,83

232,741,05845,34

233,411,06151,10

234,371,06548,74

235,6

31,0

71

57,4

7

116,301,05740,43

114,931,04550,47

Load Flow Balanced

Nodes

Ul, Magnitude [kV]

u, Magnitude [p.u.]

U, Angle [deg]

Branches


Loading [%]

Static Generator

Active Power [MW]


Shunt/Filter


Static Var System


Synchronous Machine

Active Power [MW]




Loading [%]

7,419,7

99

7,419,7

99

4,54,3

00

5,113,2

99

88,8426,41

84,8226,41

98,3542,45

97,9642,28

1

34,0543,84

0

0

33,4443,84

0

73,9131,92

39,8942,80

0

0

39,1742,80

0

0

0

0

175,4786,06

180,7486,06

175,4786,06

180,7486,06

183,1588,82

179,3088,82

183,1588,82

179,3088,82

-10,2

1

-9,4

1

SVS

17,52

SVS

16,67

G~

142,0-6,4

G~

142,0-5,5

G~

142,0-6,4

G~

142,0-6,8

53,9058,59

3

54,3158,59

00

52,7256,46

3

52,3356,46

00

1

-10,0

1SVS

15,07

15,797,56

4,427,56

15,064,29

4,364,29

1

131,5138,21

131,5138,21

15,064,29

4,364,29

139,0340,39

139,0340,39

50,8666,24

3

50,2466,24

0

0

55,2471,90

3

0

54,5471,90

0

11

51,4867,01

3

0

50,8367,01

0

13,7-1,9

13,0-1,8

4,6-0,7

2,1-0,3

5,6-0,8

5,6-0,8

12,9-1,8

20,7-3,0

SVS

126,15 -121,7

1

38,1818,23

11

11

14,4-2,1

0,8-0,1

24,5-3,5

1,0-0,7

12,6-1,8

11,4-1,6

11,4-1,6

0,2-0,0

3,1-0,4

3,1-0,4

2,9-0,4

1,1-0,2

1,2-0,2

14

18,7615,64

0

0

14

0

18,7815,66

00,0

-18,80,0

-18,8

3,23,0

00

38,9-5,5

5,8-0,8

19,8-2,8

102,2433,81

82,1227,16

85,3

927

,97

36,7

912

,05

116,4255,58

115,4755,58

G ~

G ~

120,

0-9

,6

79,2237,83

75,7537,83

99,4647,30

98,1847,30

DIg

SIL

EN

T



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6.3 Análisis ante la ocurrencia de una contingencia simple (RED N-1)

En este apartado se analiza la respuesta de los escenarios de operación planteados frente a

la ocurrencia no simultánea de las siguientes contingencias simples, de acuerdo a lo estipulado en

la carta de la DO N°0064/2015 por parte de la dirección de operación del CDEC-SIC:

1. Salida de servicio de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del

primer circuito.

2. Salida de servicio de la línea 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto.

3. Salida de servicio de la de línea 1x220kV Cardones – San Andrés.

4. Salida de servicio de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de Almagro.

5. Salida de servicio de una unidad de la central Taltal (solo en el caso que esta unidad se

encuentre en servicio).

En la Figura 6-3, se muestra un diagrama unilineal simplificado de la zona de influencia con

las contingencias establecidas previamente.

A continuación, en la Tabla 6-6 y en la Tabla 6-7 se muestran los principales resultados

obtenidos ante estas contingencias para todos los escenarios de estudio.

Se evidencia que, para ninguno de los escenarios planteados, no se registran

sobrecargas en los elementos cercanos a la obra “2x220kV Cardones – Diego de Almagro,

tendido del primer circuito”, ni tampoco tensiones en barra fuera del rango de condición

normal estipulado por la NTSyCS, para todas las contingencias definidas anteriormente.

Se destaca que el detalle de los flujos de carga en RED N-1 de todos los escenarios puede ser




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Figura 6-3: Esquematico simplificado con las contingencias a estudiar



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Escenario Contingencia Líneas de transmisión de interés Tensiones en Barras NTSyCS

Cumple RED N-1

Nombre S[MVA] Carga[%] Nombre V[pu]

E01

Línea 1x220kV Cardones - Diego de Almagro

Cardones - San Andrés 199,1 96,9 Diego de Almagro 1,03

Cardones - Diego de Almagro 0,0 0,0 Cardones 1,02

Maitencillo - Punta Colorada C1/C2 183,8 88,5 Maitencillo 1,02

Línea 1x220kV Diego de Almagro - Carrera Pinto




Línea 1x220kV Cardones - San Andrés




Transformadores 220/110kV de S/E Diego de Almagro




E02

















Tabla 6-6: Resumen de resultados de los flujos de potencia ante la ocurrencia de una contingencia simple para los escenarios E01 y E02



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Escenario Contingencia Líneas de transmisión de interés Tensiones en Barras NTSyCS

Cumple RED N-1

Nombre S[MVA] Carga[%] Nombre V[pu]

E03





Línea 1x220kV Diego de Almagro - Carrera Pinto Cardones - San Andrés 44,5 21,5 Diego de Almagro 1,02

Cardones - Diego de Almagro 155,2 47,2 Cardones 1,03 Maitencillo - Punta Colorada C1/C2 186,6 89,0 Maitencillo 1,03









Unidad U1 de la central Taltal Cardones - San Andrés 51,8 25,0 Diego de Almagro 1,03

Cardones - Diego de Almagro 29,2 8,8 Cardones 1,03 Maitencillo - Punta Colorada C1/C2 135,5 64,3 Maitencillo 1,04

E04

















Unidad U1 de la central Taltal




Tabla 6-7: Resumen de resultados de los flujos de potencia ante la ocurrencia de una contingencia simple para los escenarios E03 y E04



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A continuación, se analiza el efecto de cada una de las contingencias estudiadas.

6.3.1 Salida de servicio del tendido del primer circuito de la nueva línea 2x220kV

Cardones – Diego de Almagro

Se analiza el efecto que produce sobre el SIC Norte la pérdida de la nueva línea 2x220kV

Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito. La salida de esta línea es de especial

interés, puesto que se pierde la redundancia de vínculo entre las SS/EE Diego de Almagro y

Cardones.

La salida de servicio del nuevo circuito provoca que la totalidad de la generación proveniente

de la S/E Diego de Almagro 220kV, se transmita hacia la S/E Cardones 220kV por la línea 1x220kV

Cardones – San Andrés, siendo este el elemento limitante en la distribución de los flujos de potencia

post-contingencia. A pesar de esto, se verifica que, para todos los escenarios de operación, el nivel

de carga por la línea limitante permanece bajo su capacidad en operación normal.

Considerando que, el criterio para desarrollar los escenarios de operación fue maximizar la

generación fotovoltaica de los parques fotovoltaicos ubicados en la zona norte de la S/E Cardones

220kV, se pueden identificar respuestas post-contingencias muy similares en la mayoría de los

escenarios. De esta manera, a modo de ilustrar el efecto de la pérdida de la nueva línea 2x220kV

Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer circuito, se utiliza como caso testigo el escenario

E02.

Como se mencionó con anterioridad, la desvinculación de la nueva línea origina un aumento

en el nivel de carga por las líneas que vinculan a las SS/EE Diego de Almagro y Cardones,

particularmente, en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés. En este caso, el nivel de carga

experimentado por esta línea es de ~202MVA, equivalentes al 97% de su capacidad nominal a

25°C. Estas condiciones indican que cualquier generación adicional de las unidades fotovoltaicas o

térmicas ubicadas al norte de la S/E Cardones causaría sobrecargas en la línea limitante. En la

Figura 6-4 se muestran los flujos de potencia, pre y post-contingencia, por la zona de influencia

para esta condición.

Así, finalmente se concluye que con los niveles de demanda previstos, se puede operar con

el 58% de generación fotovoltaica instalada o, en el caso que la unidad U1 de la central Taltal se

encuentre en servicio y a máxima generación (120MW), el 36% de generación fotovoltaica.



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Figura 6-4: Flujos de potencia en RED N (arriba) y ante la ocurrencia de una contingencia simple (abajo) – EE02

S/E CARDONES


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

233,051,05949,63

232,291,05648,02

233,101,06053,28

234,081,06451,50

237,0

11,0

77

56,0

4

116,101,05543,06

113,861,03554,24

4,34,0

00

81,1224,15

77,3024,15

18,718,98

7,098,98

17,745,07

6,865,07

17,745,07

6,865,07

51,1866,79

3

50,5766,79

0

0

55,6072,50

3

0

54,9072,50

0

11

51,8167,57

3

0

51,1667,57

0

22,0-3,1

20,9-3,0

7,4-1,1

3,3-0,5

9,1-1,3

9,1-1,3

20,8-3,0

33,5-4,8

SVS

125,51 -121,3

1

56,9627,24

11

11

23,2-3,3

1,3-0,2

39,4-5,6

1,7-0,7

20,3-2,9

18,4-2,6

18,4-2,6

0,4-0,1

5,0-0,7

5,0-0,7

4,6-0,7

1,7-0,2

1,9-0,3

14

27,7623,37

0

0

14

0

27,8523,44

0

0,0-20,6

0,0-20,6

8,48,0

00

62,6-8,9

9,3-1,3

31,9-4,5

66,2421,94

43,1114,28

39

,45

12

,85

39

,49

13

,22

125,3359,94

124,3359,94

G ~

G ~

60,6529,00

56,7429,00

97,1446,25

95,9546,25

DIg

SIL

EN

T

S/E CARDONES


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

231,671,05350,06

231,361,05247,40

232,341,05657,74

232,541,05753,50

236,2

11,0

74

60,5

3

115,641,05142,42

113,461,03158,71

-16,815,9

00

0,000,00

0,000,00

20,599,92

5,359,92

19,515,60

5,165,60

19,515,60

5,165,60

51,0666,89

3

50,4566,89

0

0

55,4672,61

3

0

54,7672,61

0

11

51,6967,67

3

0

51,0367,67

0

22,0-3,1

20,9-3,0

7,4-1,1

3,3-0,5

9,1-1,3

9,1-1,3

20,8-3,0

33,5-4,8

SVS

109,92 -127,0

1

57,0827,39

11

11

23,2-3,3

1,3-0,2

39,4-5,6

1,7-0,7

20,3-2,9

18,4-2,6

18,4-2,6

0,4-0,1

5,0-0,7

5,0-0,7

4,6-0,7

1,7-0,2

1,9-0,3

14

27,8123,49

0

0

14

0

27,9023,57

0

0,0-16,3

0,0-16,3

-3,13,0

00

62,6-8,9

9,3-1,3

31,9-4,5

66,2622,01

42,9814,28

39

,45

12

,89

39

,49

13

,27

203,2097,76

201,9797,76

G ~

G ~

137,7966,10

135,0866,10

175,4584,09

173,5584,09

DIg

SIL

EN

T

~78MVA

~77MVA

~76MVA

RED N

RED N-1



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6.3.2 Salida de servicio de la línea 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto

Con respecto a la operación del sistema para condiciones de contingencia simple, se realiza

la apertura de ambos extremos de la línea 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto.

La salida de servicio de la línea 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto deshace el

enmallamiento que se genera con la conexión de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de

Almagro entre estas subestaciones. De esta manera, la topología en el estado post-contingencia

revela que la generación proveniente por los parques fotovoltaicos San Andrés y Luz del Norte (e

a I y II) se transmite hacia la S/E Cardones 220kV por medio del tramo 1x220kV Cardones – San

Andrés, mientras que la generación proveniente de los parques fotovoltaicos Chaka, El Pilar,

Javiera, Diego de Almagro, Lalackama, Conejo, Salvador y Chañares, junto con la unidad U1 de la

central Taltal fluyen por la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro.

Si bien, la redistribución de los flujos post-contingencia genera un aumento significativo en el

nivel de carga por la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro, esté aumento es perfectamente

tolerado por la capacidad de transmisión remanente de esta línea. En efecto, tal como se puede

apreciar en el escenario E03, los flujos post-contingencia por la nueva línea 1x220kV Cardones –

Diego de Almagro son de ~152MVA, equivalentes a un ~47% de la capacidad nominal a 25°C. En

la Figura 6-5, se muestran los flujos de potencia, para el estado pre y post-contingencia, por los

elementos del sistema de la zona de influencia.

Finalmente, la operación del sistema considerando la desconexión de la línea 1x220kV Diego

de Almagro – Carrera Pinto, provee una respuesta post-contingencia satisfactoria, sin provocar

sobrecargas ni tensiones fuera del rango establecido por la NTSyCS en el sistema.



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S/E CARDONES


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

230,531,04855,21

230,071,04653,73

229,501,04359,45

231,051,05057,10

230,9

31,0

50

66,0

2

117,101,06548,90

112,871,02658,61

3,93,8

00

86,0726,02

81,3526,02

24,5611,90

10,9111,90

23,326,73

10,076,73

23,326,73

10,076,73

48,9163,05

1

48,1563,05

0

0

53,1168,42

1

0

52,2568,42

0

11

49,5063,78

1

0

48,7063,78

0

13,3-1,9

12,6-1,8

4,5-0,6

2,0-0,3

5,5-0,8

5,5-0,8

12,6-1,8

20,2-2,9

SVS

122,97 -119,0

1

42,7120,74

11

11

14,0-2,0

0,8-0,1

23,8-3,4

1,00,1

12,2-1,7

11,1-1,6

11,1-1,6

0,2-0,0

3,0-0,4

3,0-0,4

2,8-0,4

1,0-0,1

1,2-0,2

14

20,9617,80

0

0

14

0

20,9917,82

0

0,0-1,9

0,0-1,9

4,03,8

00

37,8-5,4

5,6-0,8

19,2-2,7

101,6834,20

81,2027,31

85

,11

28

,45

37

,77

12

,62

112,0754,18

111,1054,18

G ~

G ~

12

0,0

-12

,4

77,1737,48

73,3737,48

95,6546,14

94,2546,14

DIg

SIL

EN

T

S/E CARDONES


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

231,321,05153,96

230,181,04653,45

228,021,03664,05

232,661,05854,39

230,0

11,0

46

70,6

8

117,151,06548,62

112,101,01963,21

6,36,0

00

155,2447,25

151,1747,25

24,5111,87

11,3811,87

23,276,71

10,516,71

23,276,71

10,516,71

48,8963,00

1

48,1363,00

0

0

53,0968,37

1

0

52,2368,37

0

11

49,4963,72

1

0

48,6963,72

0

13,3-1,9

12,6-1,8

4,5-0,6

2,0-0,3

5,5-0,8

5,5-0,8

12,6-1,8

20,2-2,9

SVS

124,65 -118,4

1

42,8820,96

11

11

14,0-2,0

0,8-0,1

23,8-3,4

1,00,2

12,2-1,7

11,1-1,6

11,1-1,6

0,2-0,0

3,0-0,4

3,0-0,4

2,8-0,4

1,0-0,1

1,2-0,2

14

21,0417,98

0

0

14

0

21,0618,00

0

0,09,8

0,09,8

-18,517,9

00

37,8-5,4

5,6-0,8

19,2-2,7

101,1834,25

81,3027,52

84

,67

28

,41

37

,45

12

,57

43,5121,53

44,4621,53

G ~

G ~

12

0,0

-8,7

0,000,00

0,000,00

26,3913,94

28,9313,94

DIg

SIL

EN

T

~70MVA ~66MVA

RED N

RED N-1



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6.3.3 Salida de servicio de la línea 1x220kV Cardones – San Andrés

Se analiza el efecto que produce sobre el SIC Norte la pérdida de la línea 1x220kV Cardones

– San Andrés. La salida de esta línea produce que la totalidad de la generación fotovoltaica y

térmica (central Taltal + grupos diésel) transite por la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de

Almagro.

Esta contingencia es un poco más exigente que la anterior, puesto que la potencia

proveniente de las unidades de los parques fotovoltaicos San Andrés y Luz del norte (etapa I y II)

también se transmiten hacia la S/E Cardones 220kV por el nuevo tramo Cardones – Diego de

Almagro.

Tal como se vio anteriormente, la desconexión del tramo Cardones – San Andrés 220kV

genera una redistribución en la potencia generada por las unidades fotovoltaicas y térmicas

ubicadas al norte de la S/E Cardones 220kV, de forma tal que las transferencias por la nueva obra

1x220kV Cardones – Diego de Almagro aumentan significativamente (120MVA). No obstante,

el incremento de la potencia transferida por este vínculo es perfectamente tolerado por la capacidad

de transmisión remanente de esta línea. Justamente, en el escenario E02, se puede observar que

las transferencias post-contingencia por esta línea son de ~200MVA, equivalentes al 61% de su

capacidad nominal a 25°C.

Por otro lado, se destaca la inversión en los flujos de potencia por las líneas 1x220kV Carrera

Pinto – San Andrés y 1x220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto, las cuales cambian su sentido de

Norte Sur a Sur Norte. La variación de la potencia transferida por estas líneas corresponde a

~126MVA y ~132MVA, respectivamente.

A modo ilustrativo, en la Figura 6-6, se muestran los flujos de potencia, para el estado pre y

post-contingencia, por los elementos del sistema para este caso.

Finalmente se destaca que esta contingencia no genera sobrecargas ni condiciones limites en

las líneas de transmisión del SIC Norte.



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S/E CARDONES


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

233,051,05949,63

232,291,05648,02

233,101,06053,28

234,081,06451,50

237,0

11,0

77

56,0

4

116,101,05543,06

113,861,03554,24

4,34,0

00

81,1224,15

77,3024,15

18,718,98

7,098,98

17,745,07

6,865,07

17,745,07

6,865,07

51,1866,79

3

50,5766,79

0

0

55,6072,50

3

0

54,9072,50

0

11

51,8167,57

3

0

51,1667,57

0

22,0-3,1

20,9-3,0

7,4-1,1

3,3-0,5

9,1-1,3

9,1-1,3

20,8-3,0

33,5-4,8

SVS

125,51 -121,3

1

56,9627,24

11

11

23,2-3,3

1,3-0,2

39,4-5,6

1,7-0,7

20,3-2,9

18,4-2,6

18,4-2,6

0,4-0,1

5,0-0,7

5,0-0,7

4,6-0,7

1,7-0,2

1,9-0,3

14

27,7623,37

0

0

14

0

27,8523,44

0

0,0-20,6

0,0-20,6

8,48,0

00

62,6-8,9

9,3-1,3

31,9-4,5

66,2421,94

43,1114,28

39

,45

12

,85

39

,49

13

,22

125,3359,94

124,3359,94

G ~

G ~

60,6529,00

56,7429,00

97,1446,25

95,9546,25

DIg

SIL

EN

T

S/E CARDONES


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

235,581,07163,30

231,381,05247,00

232,231,05660,71

235,371,07062,74

236,1

01,0

73

63,4

9

115,641,05142,03

113,401,03161,67

-16,415,6

00

204,4561,09

199,6561,09

20,319,79

4,639,79

19,265,52

4,495,52

19,265,52

4,495,52

51,0266,84

3

50,4166,84

0

0

55,4272,55

3

0

54,7272,55

0

11

51,6567,62

3

0

51,0067,62

0

22,0-3,1

20,9-3,0

7,4-1,1

3,3-0,5

9,1-1,3

9,1-1,3

20,8-3,0

33,5-4,8

SVS

110,21 -126,9

1

57,1027,41

11

11

23,2-3,3

1,3-0,2

39,4-5,6

1,7-0,7

20,3-2,9

18,4-2,6

18,4-2,6

0,4-0,1

5,0-0,7

5,0-0,7

4,6-0,7

1,7-0,2

1,9-0,3

14

27,8223,51

0

0

14

0

27,9123,59

0

0,0-15,6

0,0-15,6

-4,74,5

00

62,6-8,9

9,3-1,3

31,9-4,5

66,2622,02

42,9614,28

39

,45

12

,90

39

,49

13

,27

0,000,00

0,000,00

G ~

G ~

71,2334,19

70,9434,19

28,6214,06

29,7214,06

DIg

SIL

EN

T

~123MVA

Inversión del sentido

del flujo de potencia

RED N

RED N-1



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6.3.4 Salida de servicio de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de Almagro

Con respecto a la operación del SIC Norte para condiciones de contingencia simple, se realiza

la desconexión de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de Almagro.

Teniendo en cuenta la topología de la conexión del sistema de 220kV con el de 110kV de la

S/E Diego de Almagro, se evidencia que la salida de servicio de estos transformadores provoca la

desconexión de todo el sistema de 110kV de Diego de Almagro. En consecuencia, el sistema de

transmisión del SIC Norte observaría una pérdida de ~244MW de generación fotovoltaica

instalada, 20MVAr de compensación reactiva (bancos de capacitores) y de ~112MVA y ~115MVA

de consumo, respectivamente para los escenarios de demanda alta y baja. Particularmente, para

los escenarios de operación E01 y E02 (CT Taltal fuera de servicio), se genera un déficit de ~27MW

y ~31MW generación, considerando un despacho fotovoltaico del 58% y 36%, respectivamente

para estos escenarios.

Dada la pérdida de ~27MW (E01) de inyección de potencia activa por parte del sistema 110kV

hacia el sistema de transmisión, se logra descongestionar la capacidad de transmisión en el tramo

Cardones – San Andrés. De este modo, esta línea operaría de manera satisfactoria ante la

ocurrencia de la contingencia simple, llegando a un nivel de carga post-contingencia de ~108MVA

(equivalentes a un 59% de su capacidad nominal).

Se destaca el aporte que realiza el SVC+ de la S/E Diego de Almagro a la mantención de las

tensiones del sistema. En condiciones post-contingencia el SVC+ se encuentra absorbiendo

~34MVAr con el fin de controlar el aumento de la tensión en la S/E Diego de Almagro 220kV,

producto de la pérdida de la compensación reactiva de los PV y el consecuente aumento de tensión.

En la Figura 6-7, se muestran los flujos de potencia, para el estado pre y post-contingencia,

por los elementos del sistema en la zona de influencia, en el escenario E01.



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S/E CARDONES


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

230,431,04756,99

229,521,04355,37

231,021,05060,59

231,671,05358,85

234,8

71,0

68

63,4

1

116,771,06250,45

112,721,02561,46

1,31,2

00

78,7123,64

75,5423,64

18,959,20

1,659,20

18,025,21

1,565,21

18,025,21

1,565,21

49,5364,01

1

48,7564,01

0

0

53,7969,47

1

0

52,9069,47

0

11

50,1464,75

1

0

49,3164,75

0

22,0-3,1

20,9-2,9

7,4-1,0

3,3-0,5

9,1-1,3

9,1-1,3

20,8-3,0

33,5-4,8

SVS

120,59 -119,3

1

56,0827,06

11

11

23,2-3,2

1,3-0,2

39,4-5,5

1,7-0,1

20,3-2,8

18,4-2,6

18,4-2,6

0,4-0,1

5,0-0,7

5,0-0,7

4,6-0,6

1,7-0,2

1,9-0,3

14

27,3123,21

0

0

14

0

27,3923,29

0

0,0-0,1

0,0-0,1

0,30,3

00

62,6-8,8

9,3-1,3

31,9-4,5

66,2622,14

42,8014,30

39

,42

12

,96

39

,45

13

,32

123,3159,64

122,3559,64

G ~

G ~

57,7027,84

54,2227,84

95,1345,77

94,0745,77

DIg

SIL

EN

T

S/E CARDONES


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

231,441,05252,21

230,131,04650,81

233,261,06054,97

233,211,06053,74

237,2

11,0

78

57,7

2

117,051,06445,96

0,000,0000,00

15,314,6

00

63,8719,00

63,0219,00

19,339,36

10,829,36

18,405,31

10,115,31

18,405,31

10,115,31

49,1663,36

1

48,3663,36

0

0

53,3968,76

1

0

52,4968,76

0

11

49,7664,09

1

0

48,9264,09

0

22,0-3,1

20,9-2,9

7,4-1,0

3,3-0,5

9,1-1,3

9,1-1,3

20,8-3,0

33,5-4,8

SVS

130,52 -115,5

1

0,000,00

11

11

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0

0,000,00

0

14

0,000,00

00

14

0,0-15,2

0,0-15,2

34,332,3

00

62,6-8,8

9,3-1,3

31,9-4,5

66,2121,91

43,2014,29

39

,42

12

,83

39

,45

13

,20

108,9752,48

108,2852,48

G ~

G ~

41,4119,79

38,8019,79

80,8138,73

80,4238,73

DIg

SIL

EN

T

~14MVA ~12MVA

~30MVA

RED N

RED N-1



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6.3.5 Salida de servicio de la unidad U1 de la central Taltal

Se analiza el efecto que produce sobre el SIC Norte la pérdida de la unidad U1 de la central

Taltal. La salida de esta unidad provoca la pérdida de 120MW de generación en el sistema.

La salida de servicio de la unidad U1 de la central Taltal, junto con generar una redistribución

de los flujos de potencia por las líneas de transmisión del SIC Norte, provoca una disminución en

la inercia total del sistema. Adicionalmente, la pérdida de esta unidad incidiría en el aporte de

potencia activa en el control primario de frecuencia, afectando principalmente la máxima excursión

de la frecuencia del sistema. No obstante, estos últimos puntos serán analizados en detalle a través

del comportamiento dinámico del sistema, el cual se muestra en el Capítulo 7 – Estudio de

Estabilidad Transitoria.

Si bien la pérdida de 120MW de generación por parte de la unidad U1 de la central Taltal

hacia el sistema de transmisión, descongestiona las líneas de transmisión del sistema norte del

SIC, específicamente la del tramo Cardones – San Andrés; los circuitos de la línea 3x220kV

Cardones – Maitencillo aumentan sus transferencias de potencia. No obstante, esté aumento es

perfectamente tolerado por la capacidad de transmisión remanente de esta línea.

En la Tabla 6-8, se muestran en detalle las variaciones del nivel de carga, para los escenarios

E03 y E04 (unidad U1 de la central Taltal en servicio), de las líneas del sistema de transmisión.

Así, finalmente, se evidencia que la desconexión intempestiva de esta unidad no sobrecargaría

las líneas de la zona de directa influencia, obteniéndose transferencias, en el peor de los casos,

inferiores al ~27% de la capacidad nominal de la línea a 25°C.

Escenario

Elemento serie

Nombre Pre-Contingencia Post-Contingencia Redistribución de los Flujos

[P%, aumento: disminución: ] P[MW] P[MW]

E03

Paposo - Diego de Almagro C1 98,1 39,3 60,0


Diego de Almagro - Carrera Pinto 69,3 9,4 86,5

Cardones - Diego de Almagro 82,3 24,8 69,9

Cardones - San Andrés 110,3 51,7 53,1

Cardones - Maitencillo C1 -10,6 -48,2 78,1

Maitencillo - Punta Colorada 186,1 132,9 28,6

Punta Colorada - Pan de Azúcar 179,3 129,4 27,8

E04



Diego de Almagro - Carrera Pinto 73,2 13,1 82,1

Cardones - Diego de Almagro 86,2 28,6 66,8

Cardones - San Andrés 115,4 56,7 50,8

Cardones - Maitencillo C1 -0,5 -38,0 98,7

Maitencillo - Punta Colorada 179,9 127,2 29,3

Punta Colorada - Pan de Azúcar 181,1 131,5 27,4

Tabla 6-8: Variación del flujo de potencia ante la pérdida de la unidad U1 de la central Taltal.



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7 ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA

En este capítulo se analiza el desempeño dinámico del sistema tomando en cuenta el tendido

del primer circuito de la nueva línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro en su operación

interconectada al sistema. Para ello, se ejecutan múltiples simulaciones en el dominio del tiempo

introduciendo distintas perturbaciones, principalmente en el área de influencia del proyecto.

La definición de las contingencias se encuentra en concordancia con el análisis realizado en

estado estacionario, de manera de verificar los resultados obtenidos y así, corroborar la factibilidad

de operación del sistema ante las diversas condiciones planteadas durante el desarrollo del estudio.

Se efectúan perturbaciones que incluyen fallas bifásicas a tierra con la posterior

desvinculación de líneas, y desconexiones intempestivas de unidades generadoras y de

transformadores de poder. Específicamente, se simulan contingencias en concordancia con las fallas

requeridas por la DO del CDEC-SIC estipuladas en la carta N°0064/2015:

1. Desconexión intempestiva de una unidad de la central Taltal (sólo si en el escenario la unidad

U1 está en servicio),

2. Desconexión intempestiva de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de Almagro,

3. Falla de severidad tipo 4 al 1% y al 99% en la línea 1x220kV Carrera Pinto – Diego de

Almagro,

4. Falla de severidad tipo 4 al 1% y al 99% en la línea Cardones – San Andrés 220kV,

5. Falla de severidad tipo 4 al 1% y al 99% en la línea Cardones – Diego de Almagro 220kV.

7.1 Criterios de evaluación del desempeño dinámico

El análisis de estabilidad transitoria del SIC consiste en evaluar la evolución temporal de

variables claves durante los primeros 20 segundos luego de que el sistema sea sometido a una

gran perturbación.

La estabilidad en régimen transitorio del SIC se evalúa sobre la base de los siguientes

parámetros:

Excursión del ángulo del rotor en primera oscilación. Estabilidad angular no oscilatoria,

Amortiguamiento de las oscilaciones. Estabilidad angular oscilatoria,

Recuperación de la frecuencia. Estabilidad de frecuencia,

Recuperación y control de la tensión. Estabilidad de tensión



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Cuando se verifiquen simultáneamente los cuatro criterios de desempeño, se podrá concluir

que el SIC resulta estable para la falla analizada.

7.1.1 Estabilidad angular no oscilatoria

El criterio para determinar la estabilidad transitoria en la primera oscilación rotórica se ha

establecido mediante dos parámetros claves: máximo ángulo rotórico y mínima tensión transitoria.

Se adopta como referencia de ángulos un generador cercano al centro inercial del SIC y se

considera un ángulo de 120° como máximo ángulo de carga admitido para máquinas vinculadas al

sistema de transmisión.

Se verifica que la tensión en los nodos del SIC no descienda por debajo de 0,7pu ni

permanezca más de 1 segundo por debajo de 0,8pu luego del despeje de la falla.

7.1.2 Estabilidad angular oscilatoria

Factor de amortiguamiento relativo (ξ) aplicado a los modos de oscilación:

Escenario crítico (red N): ξ ≥ 0,1pu, Las oscilaciones de potencia se deben reducir al 15%

de su valor inicial en el curso de 3 ciclos,

Escenario post-contingencia: ξ ≥ 0,05pu, Las oscilaciones de potencia se deben reducir al

40% de su valor inicial en el curso de 3 ciclos

7.1.3 Estabilidad de frecuencia

Se verifica que en el caso de una contingencia simple, la frecuencia mínima admitida en

instalaciones del sistema de transmisión troncal de tensión igual o superior a 200kV sea igual o

mayor a 48,3Hz, aceptándose en instalaciones del sistema de subtransmisión o sistemas de

transmisión adicional, un descenso transitorio de la frecuencia por debajo de 48,3Hz durante un

tiempo inferior a los 200ms, (Art. 5-44 NTSyCS).

Se verifica que la frecuencia en las barras de generación supere el nivel de 47,5Hz dentro de

los 5 segundos iniciada la falla y que ingrese en un entorno (50±1) Hz dentro de los 90 segundos

de iniciada la falla, (Art. 3-10 NTSyCS).

7.1.4 Estabilidad de tensión

Se considera aceptable la recuperación de la tensión (20 segundos desde el inicio de la

perturbación) en cada nodo de la red de alta tensión si la misma presenta valores comprendidos

entre:

± 5% para nodos de 500kV

± 7% para nodos de 220kV



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± 10% para nodos de 154kV/110kV

7.2 Análisis de contingencias

En este apartado se lleva a cabo el estudio de contingencias, realizando una breve descripción

de las mismas y resumiendo los principales resultados que emergen de la observación de las

evoluciones temporales y flujos post-falla.

El estudio de las contingencias se ha realizado para todos los escenarios de operación

indicados en el Capítulo 6, sin embargo, en esta sección se presentarán los escenarios que

presenten las evoluciones temporales dinámicas más exigentes para el sistema.

Las respuestas dinámicas para cada una de las contingencias estudiadas y para todos los

escenarios de operación se pueden observar en detalle en el Anexo N°2 – Simulaciones Dinámicas.

7.2.1 Desconexión intempestiva de la unidad U1 de la central Taltal

La simulación de esta contingencia en el sistema de transmisión posee la siguiente secuencia

de eventos:

t = 0seg Inicio de la simulación

t = 1seg Desconexión intempestiva de la unidad U1 de la central Taltal (120MW)

t = 20seg Fin de la simulación

Se demuestra que el sistema es capaz de sobrellevar la desvinculación de la unidad U1 de la

central térmica Taltal despachada a máxima generación (120MW), y que esta contingencia no tiene

un impacto significativo sobre la capacidad de regulación de tensión de las barras del sistema, ni

en las transferencias de potencia por las líneas de la zona de influencia.

Con el objetivo de presentar el análisis dinámico de la ocurrencia de esta contingencia, se

selecciona el escenario E03. Escenario de demanda baja, que considera las cuatro unidades de la

central Guacolda en servicio, junto con la unidad U1 de la central Taltal (despachada a máxima

generación).

La Figura 7-1 muestra la evolución de las tensiones del sistema, y los ángulos rotóricos de

las máquinas síncronas de la zona de influencia. Acá, se puede observar que las oscilaciones

angulares se encuentran contenidas y debidamente amortiguadas. Asimismo, la recuperación de

las tensiones es satisfactoria, estableciéndose en el estado post-contingencia dentro del rango de

operación admitido por la NTSyCS para condiciones de operación en estado de alerta.

En la Figura 7-2 se muestra la evolución temporal de la frecuencia del sistema, junto con el

aporte a la regulación primaria de frecuencia de las unidades provistas para este fin. Si bien, en



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este escenario hay un gran porcentaje de generación fotovoltaica en la zona norte de la S/E

Cardones, la recuperación de la frecuencia es rápida y admisible. En efecto, la recuperación de la

frecuencia se encuentra en concordancia con la respuesta dinámica de las unidades generadoras

que participan en el CPF, ayudando a recuperar la frecuencia del sistema entorno a su valor

nominal. Para verificar esto, se registra la potencia de salida de las máquinas (Turbine power).

Figura 7-1: (Arriba) ángulos rotóricos de las máquinas sincronas del SIC Norte; (abajo) tensiones.

15,0012,009,0016,0013,0010,001 [s]

125,0

75,00

25,00

-25,00

-75,00

-125,0

120°

-120°

Guacolda U154.634 deg

15,0012,009,0016,0013,0010,001 [s]

1,100

1,018

0,936

0,854

0,772

0,690

0.7pu

0.93pu

1.07pu

0.95pu

1.05pu

0.8pu

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Figura 7-2: (Arriba) Frecuencia del sistema; (abajo) Potencia de la turbina.

A continuación, en la Tabla 7-1 se resumen las principales características de este escenario,

junto con los parámetros que permiten verificar los requerimientos de desempeño dinámico

definidos por la NTSyCS.

20,0016,0012,008,0014,0010,001 [s]

51,20

50,72

50,24

49,76

49,28

48,80

Guacolda U1: Frecuencia [Hz]

49Hz

51Hz

19.8 s49.858 p.u.

6.8 s49.767 p.u.

20,0016,0012,008,0014,0010,001 [s]

1,000

0,800

0,600

0,400

0,200

0,000

Antuco U1

Ralco U2

Ralco U1

Pangue U1

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



Escenario E03

Máxima Excursión Angular [°] Guacolda U1 (54,6°)

Mínima Tensión Transitoria V[pu] 1

Frecuencia mínima 49.7Hz

20seg 49.9Hz

Cumplimiento NTSyCS

Tabla 7-1: Resumen de resultados dinámicos

7.2.2 Desconexión intempestiva de los transformadores 220/110kV de la S/E Diego de

Almagro


de eventos:


t = 1seg Desconexión intempestiva de los transformadores de 220/110kV de la

S/E Diego de Almagro


Esta contingencia provoca la salida de servicio de los transformadores de 220/110kV de la

S/E Diego de Almagro.

Considerando que el sistema de subtransmisión de 110kV ubicado al norte de la S/E Diego

de Almagro se vincula al sistema de transmisión únicamente por los transformadores de poder

220/110kV, la desconexión intempestiva de estos transformadores genera la pérdida de toda la

generación proveniente de los parques fotovoltaicos Chaka, Diego de Almagro, Salvador, Salvador

RTS, Javiera, El Pilar y Chañares, junto con el banco de capacitores de 20MVAr y los consumos

residenciales e industriales de la zona. Así, en el escenario E01, el desbalance de

generación/demanda que se origina por esta contingencia equivale a ~27MW, la cual debe ser

inyectada por las máquinas sincrónicas que se encuentren en servicio y asociadas al control

primario de frecuencia del SIC.

A continuación, en la Tabla 7-2 se resumen las características más relevantes de este

escenario, y se verifican los parámetros de desempeño dinámico.

Escenario E01

Máxima Excursión Angular [°] Guacolda U1 (55,8°)

Mínima Tensión Transitoria V[pu] 0.98

Frecuencia mínima 49.9Hz

20seg 50Hz

Cumplimiento NTSyCS




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En la Figura 7-3 se muestra la respuesta temporal de la frecuencia del sistema. Acá, se

evidencia que el transitorio de subfrecuencia es limitado, siendo la mínima excursión de ~49.9Hz.

En la Figura 7-4 se muestra que la desconexión intempestiva de los transformadores de

220/110kV de la S/E Diego de Almagro no afecta la capacidad de regulación de tensión del SIC

Norte. La oscilación angular de las unidades restantes es contenida y amortiguada.

Figura 7-3: Frecuencia del sistema

20,0016,0012,008,0014,0010,001 [s]

51,00

50,60

50,20

49,80

49,40

49,00

Guacolda U1: Frecuencia [Hz]

49Hz

51Hz

5.20 s 49.94 p.u.

19.52 s 49.96 p.u.

DIg

SIL

EN

T



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Figura 7-4: (Arriba) ángulos rotóricos de las máquinas sincronas del SIC Norte; (abajo) tensiones en barra.

Finalmente, la evolución de la frecuencia, en respuesta a la desconexión intempestiva de los

transformadores de poder 220/110kV de la S/E Diego de Almagro, es admisible y cumple con las

especificaciones establecidas por la NTSyCS.

20,0016,0012,008,0014,0010,001 [s]

125,0

75,00

25,00

-25,00

-75,00

-125,0

120°

-120°

Guacolda U1 55.81 deg

20,0016,0012,008,0014,0010,001 [s]

1,100

1,018

0,936

0,854

0,772

0,690

0.7pu

0.93pu

1.07pu

0.95pu

1.05pu

0.8pu

DIg

SIL

EN

T



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7.2.3 F2FT en la línea 1x220kV Carrera Pinto – Diego de Almagro


de eventos:


t = 1seg Implantación de la falla

t = 1,12seg Despeje de la falla y apertura del elemento en sus puntos de conexión


Se simula una falla bifásica franca con contacto a tierra en la línea 1x220kV Carrera Pinto –

Diego de Almagro. La simulación considera la ocurrencia de la falla en uno de los extremos de las

SS/EE Carrera Pinto o Diego de Almagro, al 1% y al 99% de la longitud de la línea, y la posterior

desconexión de la línea que vincula ambas subestaciones.

La desconexión de la línea 1x220kV Carrera Pinto – Diego de Almagro provoca que la totalidad

de la generación proveniente de los parques fotovoltaicos Chaka, El Pilar, Javiera, Diego de

Almagro, Lalackama, Conejo, Salvador y Chañares, junto con la unidad U1 de la central Taltal se

transmitan hacia la S/E Cardones por la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro. Así,

esta nueva línea debe ser capaz de transferir todo este excedente de potencia.

Para poder ilustrar las problemáticas que involucran la ocurrencia de esta contingencia, se

analiza la respuesta dinámica del sistema en el escenario testigo E04, puesto que es él que posee

una respuesta transitoria más exigente para el SIC Norte.

La Figura 7-5 muestra la evolución temporal de las tensiones de la zona de influencia y de los

ángulos rotóricos de las máquinas sincrónicas del SIC Norte. Se puede observar que la recuperación

de las tensiones por sobre el umbral de los 0.7pu ocurre inmediatamente después del despeje de

la falla (tiempo V>0.7pu = 1.13seg). La máxima excursión angular se presenta en la unidad U1 de

la central Taltal y es de 73° con respecto a la máquina de referencia. Asimismo, se destaca que las

oscilaciones angulares se encuentran contenidas y debidamente amortiguadas.

Si bien, en primera instancia pudiesen observarse grandes oscilaciones de potencia, esto se

debe a la redistribución de los flujos de potencia y no debido a problemas de amortiguamiento.

Luego del segundo periodo, las oscilaciones de potencia por la línea 1x220kV Cardones – Diego de

Almagro tienen un adecuado nivel de amortiguamiento, ξ=19%. El nivel de carga por esta línea

se estabiliza en ~162MVA, equivalentes a un 49% de su capacidad nominal a 25°C. En la Figura

7-6 se muestran los niveles de carga por las líneas de la zona de influencia.



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Figura 7-5: (Arriba) tensiones en barra; (abajo) ángulos rotóricos de las máquinas sincronas del SIC Norte.

10,008,0006,0014,0012,0010,001 [s]

125,0

75,00

25,00

-25,00

-75,00

-125,0

120°

-120°

Taltal U1 72.92 deg

10,008,0006,0014,0012,0010,001 [s]

1,100

1,018

0,936

0,854

0,772

0,690

0.7pu

0.93pu

1.07pu

0.95pu

1.05pu

0.8pu

S/E Paposo 0.97 p.u.

DIg

SIL

EN

T



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Figura 7-6: Nivel de carga por las líneas ubicadas al norte de la S/E Cardones.

Finalmente, en la Tabla 7-3 se muestran los parámetros que verifican el cumplimiento de los

estándares de la NTSyCS.

10,008,0006,0014,0012,0010,001 [s]

120,0

96,00

72,00

48,00

24,00

0,000

Cardones - Diego de Almagro 1x220kV: Max. Loading in %

Cardones - San Andrés 220kV: Max. Loading in %

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV: Max. Loading in %

3.07 s 50.42 %

4.72 s 49.09 %

9.90 s 48.53 %

0.06 s 56.44 %

Nivel de Carga 100%

0.11 s 26.86 % 9.79 s

21.70 %D

IgS

ILE

NT

~73MVA ~72MVA



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Escenario E04

Máxima Excursión Angular [°] Taltal U1 (72.9°)


Nivel de Carga [MVA/%] 1x220kV Cardones – Diego de Almagro

162 (49%)

Frecuencia [Hz] 20 segundos 50

Factor de Amortiguamiento [ξ] 19%

Cumplimiento NTSyCS


7.2.4 F2FT en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés


de eventos:





Se analiza el efecto dinámico que produce sobre el SIC Norte la pérdida de la línea 1x220kV

Cardones – San Andrés, producto de un cortocircuito bifásico con contacto a tierra en uno de los

extremos de la línea.

La falla de esta línea es aún más crítica que la contingencia anterior, puesto que la

desconexión de esta línea, genera un único vínculo entre las SS/EE Cardones y Diego de Almagro,

el cual se establece por medio de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro. De esta

manera, la totalidad de la generación despachada por las unidades fotovoltaicas y térmicas se

transmite hacia el sistema de transmisión troncal por este circuito.

El escenario que posee una respuesta dinámica más exigente corresponde a aquel que

maximiza las transferencias de potencia por la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro. De

este modo, se selecciona como caso testigo el escenario E03, el cual es de demanda baja, considera

las cuatro unidades de la central Guacolda en servicio y la unidad U1 de la central Taltal despachada

a máxima generación (120MW).

La Figura 7-7 muestra la evolución de las tensiones y los ángulos de interés. En este caso se

observan oscilaciones angulares en la unidad de la central Taltal como oscilaciones en la tensión

de las SS/EE Punta Colorada y Pan de Azúcar. Si bien estas oscilaciones destacan, estas se

encuentran amortiguadas. El control de tensión local, predominante por parte del SVC+ logra

estabilizar la tensión de la S/E Diego de Almagro en 1.03pu de la tensión de servicio.



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La Figura 7-8 muestra el aporte de potencia reactiva del SVC+. Durante la ocurrencia del

cortocircuito, se puede observar la inyección de ~95MVAr de potencia reactiva por parte del SVC+

para el control de tensión. En el estado post-contingencia, el SVC+ queda aportando ~8MVAr.

Por otro lado, las oscilaciones de potencia producto del cortocircuito tienen un adecuado nivel

de amortiguamiento, ξ=11.8%. A su vez, se puede observar que las transferencias post-

contingencia por la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro aumentan

considerablemente (~111MW), sin embargo, estas transferencias se estabilizan en valores

permisibles, menores al 100% de la capacidad permanente de la línea (ver Figura 7-9). Nótese la

inversión en el sentido del flujo de potencia por la línea 1x220kV Carrera Pinto – Diego de Almagro.

Al igual que en el caso anterior, el comportamiento de las oscilaciones de potencia durante

los primeros instantes en que se produce el despeje de la falla y la posterior desconexión de la línea

1x220kV Cardones – San Andrés, se debe a una redistribución de los flujos provenientes de los

parques fotovoltaicos de la zona y la unidad U1 de la central Taltal, y no a una falta de

amortiguamiento en las respectivas oscilaciones de potencia.



Escenario E03

Máxima Excursión Angular [°] Taltal U1 (72.9°)


Nivel de Carga [MVA/%] 1x220kV Cardones – Diego de Almagro

195 (59%)


Factor de Amortiguamiento [ξ] 11.8%

Cumplimiento NTSyCS




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Figura 7-7: (Arriba) tensiones en barra; (abajo) ángulos rotóricos de las máquinas sincronicas del SIC Norte.

12,009,6007,2014,8012,4010,001 [s]

125,0

75,00

25,00

-25,00

-75,00

-125,0

120°

-120°

Taltal U1 89.96 deg

12,009,6007,2014,8012,4010,001 [s]

1,100

1,018

0,936

0,854

0,772

0,690

0.7pu

0.93pu

1.07pu

0.95pu

1.05pu

0.8pu

S/E Pan de Azúcar 0.97 p.u.

S/E Diego de Almagro 1.03 p.u.

DIg

SIL

EN

T



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Figura 7-8: Aporte de potencia reactiva del SVC

12,009,6007,2014,8012,4010,001 [s]

125,0

88,00

51,00

14,00

-23,00

-60,00

SVC Plus 220/13.9kV_100MVA: Total Reactive Power/LV-Side in Mvar

Durante la ocurrencia del cortocircuito 95.50 Mvar

Estado post-contingencia 8.32 Mvar

DIg

SIL

EN

T



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Figura 7-9: Transferencias de potencias por las líneas de la zona de influencia

12,009,6007,2014,8012,4010,001 [s]

250,0

188,0

126,0

64,00

2,000

-60,00

Cardones - Diego de Almagro 1x220kV: Total Active Power/Terminal i in MW

Cardones - San Andrés 220kV: Total Active Power/Terminal i in MW

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV: Total Active Power/Terminal i in MW

0.21 s 82.45 MW

9.54 s193.94 MW

2.26 s137.46 MW

3.64 s167.43 MW

0.17 s 69.22 MW

9.45 s-42.24 MW

DIg

SIL

EN

T

~111MW

~111MW Inversión del flujo de potencia



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7.2.5 F2FT en la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro


de eventos:






Cardones – Diego de Almagro, producto de un cortocircuito bifásico con contacto a tierra en uno

de los extremos de la línea, con la posterior desconexión de la misma.

Esta contingencia es de especial interés para los efectos de este estudio. En particular, la falla

en la nueva línea desencadena la desconexión del vínculo que une directamente a la S/E Cardones

con la S/E Diego de Almagro. En consecuencia, la capacidad de transmisión nominal de esta zona

se reduce a ~197MVA, puesto que el tramo que limita las transferencias Norte Sur es Cardones

– San Andrés.

Para poder ilustrar las problemáticas que involucran la ocurrencia de esta contingencia, se

analiza la respuesta dinámica del sistema en el escenario testigo E03, puesto que es él que posee

una respuesta transitoria más exigente para el SIC Norte.

La contingencia produce leves subtensiones por back-swing rotórico en las barras del sistema,

particularmente, en las de las SS/EE Pan de Azúcar y Punta Colorada en donde alcanzan una

subtensión transitoria de 0.97pu. A su vez, la máxima excursión angular se presenta en la unidad

U1 de la central Taltal, alcanzando un ángulo con respecto a la máquina de referencia de 87°, el

cual se amortigua satisfactoriamente. Ambas condiciones se consideran aceptables en cuanto al

desempeño transitorio del sistema. (Ver Figura 7-10)

La Figura 7-11 muestra la evolución de la potencia transferida por las líneas de transmisión

del SIC Norte, comprobándose que al término de la simulación estos circuitos no presentan

sobrecargas. Se puede observar que la re-distribución de los flujos de potencia producto de la salida

de servicio de la nueva línea, aumenta las transferencias en ~81MVA por cada uno de los tramos

1x220kV San Andrés – Carrera Pinto y 1x220kV Cardones – San Andrés. A su vez, se puede

observar que las oscilaciones de potencia se amortiguan de forma satisfactoria, ξ=16%. Estas

condiciones evidencian la necesidad de realizar un despacho reducido de la generación de las



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unidades fotovoltaicas ubicadas al norte de la S/E Cardones, puesto que la generación de un MW

adicional causaría sobrecargas en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés.

Figura 7-10: (Arriba) tensiones en barra; (abajo) ángulos rotóricos de las máquinas sincronicas del SIC Norte.

15,0012,009,0016,0013,0010,001 [s]

125,0

75,00

25,00

-25,00

-75,00

-125,0

120°

-120°

CT Taltal U1 86.94 deg

15,0012,009,0016,0013,0010,001 [s]

1,100

1,018

0,936

0,854

0,772

0,690

0.7pu

0.93pu

1.07pu

0.95pu

1.05pu

0.8pu

S/E Pan de Azúcar 0.97 p.u.

DIg

SIL

EN

T



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Figura 7-11: Nivel de carga por las líneas del sistema de transmisión del SIC Norte.

15,0012,009,0016,0013,0010,001 [s]

120,0

96,00

72,00

48,00

24,00

0,000

Cardones - Diego de Almagro 1x220kV: Max. Loading in %

Cardones - San Andrés 220kV: Max. Loading in %

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV: Max. Loading in %

Nivel de Carga 100%

13.66 s 93.74 %

13.77 s 76.94 %

3.63 s 80.59 % 5.31 s

89.00 %

15,0012,009,0016,0013,0010,001 [s]

120,0

96,00

72,00

48,00

24,00

0,000

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1: Max. Loading in %

Punta Colorada - Maitencillo 220kV C2: Max. Loading in %

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C1: Max. Loading in %

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV C2: Max. Loading in %

Maitencillo - Cardones 220kV L1: Max. Loading in %



Nivel de Carga 100%

13.94 s 88.74 %

13.94 s 87.69 %

13.91 s 12.75 %

13.91 s 7.20 %

DIg

SIL

EN

T



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Finalmente, en la Tabla 7-5 se muestra un resumen con las características más relevantes

que permiten verificar las condiciones exigidas por la NTSyCS.

Escenario E03

Máxima Excursión Angular [°] Taltal U1 (87°)


Nivel de Carga [MVA/%] 1x220kV Cardones – San Andrés

193 (94%)


Factor de Amortiguamiento [ξ] 16%

Cumplimiento NTSyCS




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8 ANÁLISIS COMPLEMENTARIO

Los análisis realizados en los capítulos anteriores permiten evaluar el comportamiento estático

y dinámico del sistema ante flujos de potencia en sentido NorteSur (excedente de generación al

norte de la S/E Cardones).

En este capítulo se realiza un análisis complementario sobre una condición de operación

específica (flujos de potencia en sentido SurNorte), la cual resulta de interés para asegurar la

factibilidad de conexión del tendido del primer circuito de la nueva línea 1x220kV Cardones – Diego

de Almagro.

8.1 Flujo de carga - Escenario adicional

En este apartado se desarrollará un nuevo escenario de operación, el cual permitirá estudiar

el comportamiento estático del sistema en condiciones de demanda baja para septiembre 2015,

sin considerar el aporte de la generación ERNC instalada al norte de la S/E Maitencillo 220kV y

despachando las cuatro unidades de la central Guacolda a máxima generación. Así, el objetivo de

este escenario es analizar el impacto de la incorporación de la línea 1x220kV Cardones – Diego de

Almagro en condiciones de transferencias de potencia en el sentido SurNorte (déficit de

generación al norte de la S/E Cardones).

En la Figura 8-1 se muestran los flujos de potencia para el escenario analizado, mientras que

en la Tabla 8-1 se resumen los principales resultados para los elementos de la zona de directa

influencia. A partir de la Figura 8-1, se observa que al estar todas las unidades ERNC al norte de la

S/E Maitencillo 220kV indisponibles, las transferencias de potencia en el SIC Norte son en sentido

MaitencilloCardonesCarrera PintoDiego de Almagro. En vista a lo anterior, la línea 3x220kV

Maitencillo – Cardones es la que presenta las mayores transferencias de potencia (~366MVA) y

opera con un nivel de carga de ~61% y ~34%, respectivamente para los circuitos C1 y C2-C3 de

dicha línea. Se destaca que las diferencias en los niveles de carga de estos circuitos se deben a

características propias del conductor (ver Tabla 5-1).

Finalmente, a partir de los resultados obtenidos se verifica que no se encuentran sobrecargas

ni condiciones límites en ninguno de los elementos del sistema de transmisión.



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Escenario Adicional - E05

Generación Transmisión Tensiones


P[MW] [%] P[MW] Nombre S[MVA] Carga[%] Cumple RED N Nombre Tensión

de servicio [kV]

V[pu] ¿NTSyCS?

0 (0%) 4x142

(CT Guacolda)











Punta Colorada - Maitencillo 220kV C1 23,6 11,5 Tap San Andrés 224 1,02





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Figura 8-1: Flujo de potencia en Zona de Influencia – Escenario Adicional


S/E PAN DE AZÚCAR

S/E MAITENCILLO

S/E CARDONES


S/E PAN DE AZÚCAR

S/E PUNTA COLORADA

S/E MAITENCILLO

S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

CT GUACOLDA

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

228,211,0372,16

223,861,0182,02

112,401,022-2,55

231,151,0512,49

114,041,037-0,44

227,601,035-5,78

226,601,030-4,88

228,661,039-8,98

228,891,040-7,09

234,2

61,0

65

-9,1

7

114,491,041-9,33

113,131,028-12,46

Load Flow Balanced

Nodes

Ul, Magnitude [kV]

u, Magnitude [p.u.]

U, Angle [deg]

Branches


Loading [%]

Static Generator

Active Power [MW]


Shunt/Filter


Static Var System


Synchronous Machine

Active Power [MW]




Loading [%]

16,243,7

99

16,243,7

99

-0,00,0

00

7,419,2

99

56,6319,33

63,1319,33

87,3938,76

87,4438,84

1

46,1663,19

4

0

46,3663,19

0

93,7941,21

47,6254,32

4

0

47,8254,32

0

0

0

0

23,6111,53

11,5811,53

23,6111,53

11,5811,53

22,2516,71

33,5516,71

22,2516,71

33,5516,71

-9,4

1

-8,6

1

SVS

24,86

SVS

24,08

G~

142,0-1,5

G~

142,0-0,6

G~

142,0-1,5

G~

142,0-3,9

39,0844,41

6

39,6444,41

00

38,1342,68

6

38,0942,68

00

1

-9,7

1SVS

16,90

122,8161,28

127,0961,28

115,4234,23

119,2234,23

1

130,8638,46

130,8638,46

115,4234,23

119,2234,23

138,3640,66

138,3640,66

44,6558,44

1

43,6358,44

0

0

48,4863,42

1

0

47,3563,42

0

11

45,1959,11

1

0

44,1359,11

0

SVS

116,68 -116,7

1

115,1756,14

11

11

14

56,8648,16

0

0

14

0

56,9548,25

00,01,1

0,01,1

-2,12,1

00

5,851,97

32,0510,82

2,89

0,95

2,89

1,99

67,2734,00

69,1134,00

G ~

G ~

58,0029,39

60,3529,39

65,1133,21

67,8133,21

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



A continuación, se analizará la operación del sistema en condiciones de contingencia simple.

En particular, se estudiará la respuesta del sistema ante la apertura de ambos extremos de la línea

1x220kV Cardones – Diego de Almagro, puesto que es la contingencia que provoca la respuesta

más exigente para el sistema.

El detalle de los flujos de carga en RED N-1 para el resto de las contingencias puede ser


La pérdida de la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro causa que la totalidad de la

generación inyectada a la S/E Cardones transite hacia la S/E Diego de Almagro a través de la línea

1x220kV Cardones – San Andrés, siendo este el elemento que impondría las restricciones en la

distribución de los flujos de potencia post-contingencia. No obstante lo anterior, tal como se observó

en la operación del sistema en condiciones normales de operación, dicha línea posee una capacidad

de transmisión remanente capaz de soportar el aumento significativo de las transferencias de

potencia producto de la redistribución de los flujos. El tramo Cardones – San Andrés presenta

transferencias de potencia post-contingencia de ~126MVA, equivalente al 62% de su capacidad

de transmisión, mientras que el tramo San Andrés – Carrera Pinto registra transferencias de

potencia de ~125MVA, equivalentes al 61% de su capacidad de transmisión. En la Figura 8-2 se

muestran los flujos de potencia, para el estado pre y post-contingencia, por los elementos de la

zona de influencia.

Considerando los resultados obtenidos, se concluye que la operación del sistema considerando

la desconexión de la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro, provee una respuesta post-

contingencia satisfactoria, sin provocar sobrecargas ni tensiones fuera del rango establecido por la

NTSyCS.



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Figura 8-2: Flujos de potencia en RED N (arriba) y ante la ocurrencia de una contingencia simple (abajo) – Escenario

Adicional


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

227,601,035-5,78

226,601,030-4,88

228,661,039-8,98

228,891,040-7,09

234

,26

1,0

65

-9,1

7

113,131,028-12,46

-0,00,0

00

56,6319,33

63,1319,33

122,8161,28

127,0961,28

115,4234,23

119,2234,23

115,4234,23

119,2234,23

44,6558,44

1

43,6358,44

0

0

48,4863,42

1

0

47,3563,42

0

1

45,1959,11

1

0

44,1359,11

0

115,1756,14

11

11

14

56,8648,16

0

0

14

0

56,9548,25

0

0,01,1

0,01,1

-2,12,1

00

5,851,97

32,0510,82

2,8

90

,95

2,8

91

,99

67,2734,00

69,1134,00

G ~

G ~

58,0029,39

60,3529,39

65,1133,21

67,8133,21

DIg

SIL

EN

T


S/E CARDONES

S/E CARRERA PINTO


CT TALTAL

PV LLANO DE LLAMPOS

PV LUZ DEL NORTE

PV SAN ANDRÉS




PE TALTAL

226,611,030-7,09

225,911,027-5,37

227,841,036-13,47

227,721,035-9,65

233

,42

1,0

61

-13,

66

112,701,025-16,97

-15,815,4

00

0,000,00

0,000,00

123,4561,65

127,7161,65

116,0134,43

119,8134,43

116,0134,43

119,8134,43

44,5758,52

1

43,5558,52

0

0

48,4063,50

1

0

47,2663,50

0

1

45,1159,19

1

0

44,0559,19

0

115,2256,37

11

11

14

56,8748,36

0

0

14

0

56,9748,44

0

0,07,7

0,07,7

-14,514,1

00

5,811,97

31,8210,78

2,8

70

,95

2,8

71

,99

124,9762,19

126,0462,19

G ~

G ~

116,9758,53

119,5958,53

123,6461,63

125,3161,63

DIg

SIL

EN

T

RED N

RED N-1



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8.2 Transitorios electromecánicos

Para el escenario de operación adicional se han realizados todas las contingencias indicadas

en la carta de la DO N°0064/2015 por parte de la dirección de operación del CDEC-SIC, sin

embargo, en este apartado se presentará aquella contingencia que presenten las evoluciones

temporales dinámicas más exigentes para el sistema.

Las respuestas dinámicas para cada una de las contingencias estudiadas se pueden observar

en detalle en el Anexo N°2 – Simulaciones Dinámicas.

8.2.1 F2FT en la línea 1x220kV Cardones – Diego de Almagro


de eventos:






Cardones – Diego de Almagro, producto de un cortocircuito bifásico con contacto a tierra en uno

de los extremos de la línea, con la posterior desconexión de la misma.

Tal como se mencionó con anterioridad, la pérdida de la línea 1x220kV Cardones – Diego de

Almagro causa que la totalidad de la generación inyectada a la S/E Cardones transite hacia la S/E

Diego de Almagro a través de la línea 1x220kV Cardones – San Andrés. Es por ello que, las

transferencias de potencia por dicha línea es una de las variables más relevantes a monitorear.

La Figura 8-3 muestra la evolución temporal de las tensiones de la zona de influencia y de los

ángulos rotóricos de las máquinas sincrónicas del SIC Norte. A partir de esta figura, se evidencia

que la recuperación de las tensiones por sobre el umbral de los 0.7pu ocurre inmediatamente

después del despeje de la falla (tiempo V>0.7pu ~1.12seg), y en el estado post-contingencia las

tensiones se establecen dentro de la banda de operación permitida por la NTSyCS (1±0.7pu). Por

otro lado, la máxima excursión angular se presenta en la unidad U3 de la central Guacolda y es de

-48° con respecto a la máquina de referencia. Asimismo, se destaca que las oscilaciones angulares

se encuentran contenidas y debidamente amortiguadas.



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La Figura 8-4 muestra la evolución de la potencia transferida por las líneas de transmisión del

SIC Norte, comprobándose que al término de la simulación estos circuitos no presentan

sobrecargas. Se observa que la redistribución de los flujos de potencia producto de la salida de

servicio de la nueva línea, aumenta las transferencias en ~58MVA por cada uno de los tramos

1x220kV San Andrés – Carrera Pinto y 1x220kV Cardones – San Andrés. No obstante lo anterior,

esté aumento es perfectamente tolerado por la capacidad de transmisión remanente de estas

líneas. Por otro lado, como esta falla no tiene asociada la desvinculación de ninguna unidad

generadora, la carga post-contingencia por los circuitos de la línea 3x220kV Maitencillo – Cardones

se mantiene igual, ~123MVA por el circuito C1 y ~116MVA por los circuitos C2 y C3.

Con respecto a las oscilaciones de potencia por las líneas de transmisión cercanas a la falla,

se evidencia que al no haber unidades sincrónicas despachadas al norte de la S/E Cardones 220kV

(CT Taltal fuera de servicio), las oscilaciones de potencia son despreciables.



Escenario Escenario Adicional

Máxima Excursión Angular [°] Guacolda U3 (-48°)


Nivel de Carga [MVA/%] 1x220kV Cardones – San Andrés

125 (62%)

Cumplimiento NTSyCS Tabla 8-2: Resumen de resultados dinámicos



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Figura 8-3: (Arriba) ángulos rotóricos de las máquinas sincronicas del SIC Norte; (abajo) tensiones en barra.

20,0016,0012,008,0014,0010,001 [s]

125,0

75,00

25,00

-25,00

-75,00

-125,0

[deg]

120°

-120°

CT Guacolda U3-48.44 deg

20,0016,0012,008,0014,0010,001 [s]

1,100

1,018

0,936

0,854

0,772

0,690

Pap\J1: V[pu] - Tensión de servicio 228kV

DdA\J: V[pu] - Tensión de servicio 224kV

Pinto\J: V[pu] - Tensión de servicio 224kV

S/E Cardones\J1: V[pu] - Tensión de servicio 224kV

Maite\J1: V[pu] - Tensión de servicio 226kV

S/E Punta Colorada\J1-J2: V[pu] - Tensión de servicio 226kV

PAzu\J1: V[pu] - Tensión de servicio 226kV

0.7pu

0.93pu

1.07pu

0.95pu

1.05pu

0.8pu

Pan de Azúcar 0.97 p.u.

DIg

SIL

EN

T



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Figura 8-4: : Transferencias de potencia [MVA] por las líneas del sistema de transmisión del SIC Norte.

20,0016,0012,008,0014,0010,001 [s]

133,6

106,9

80,19

53,46

26,73

0,000

[MVA]

Cardones - Diego de Almagro 1x220kV: Total Apparent Pow er/Terminal i

Cardones - San Andrés 220kV: Total Apparent Pow er/Terminal i

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV: Total Apparent Pow er/Terminal i

18.67 s125.09 MVA 15.54 s

116.92 MVA 0.46 s 67.18 MVA

0.53 s 57.93 MVA

20,0016,0012,008,0014,0010,001 [s]

139,7

118,6

97,51

76,44

55,36

34,29

[MVA]

Maitencillo - Cardones 220kV L1: Total Apparent Pow er/Terminal i



19.29 s123.28 MVA

19.32 s115.85 MVA

DIg

SIL

EN

T

~58MVA

~59MVA



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9 CONCLUSIONES

Han sido ejecutados estudios de flujo de carga y estabilidad transitoria mediante transitorios

electromecánicos, con datos del sistema proporcionados por el CDEC-SIC, y datos de la nueva

instalación proporcionados por ABB Chile sa, para distintos escenarios de operación.

Dichos escenarios representan estados del sistema de demanda alta y baja proyectados a

septiembre de 2015, y están en concordancia con los casos solicitados por la dirección de operación

del CDEC-SIC a través de la carta N°0064/2015.

El detalle de los principales resultados se presenta a continuación:

Estudios de Flujos de Carga

Para los 4 escenarios desarrollados en este estudio, se evalúo el comportamiento estático del

sistema en condiciones de RED N y para un conjunto de contingencias simples.

Se analizaron de manera no simultánea la salida de servicio de cada uno de los siguientes

elementos:

1. Línea proyectada 220kV Diego de Almagro – Cardones,

2. Línea 220kV Diego de Almagro – Carrera Pinto,

3. Línea 220kV Cardones – San Andrés,

4. Transformadores 220/110kV de S/E Diego de Almagro,

5. Una unidad de la central Taltal (si en el escenario llegase a estar en servicio)

Se pueden obtener las siguientes conclusiones respecto al análisis del estado estacionario:

Nótese que, previo a la interconexión del tendido del primer circuito de la línea 2x220kV

Cardones – Diego de Almagro, el balance entre la capacidad instalada de la generación ERNC y

térmica con la demanda residencial e industrial ubicada al norte de la S/E Cardones, produce un

excedente de generación de ~700MW. De esta manera, las restricciones de despacho y

congestiones estarán dadas por las capacidades nominales de las líneas de transmisión. La línea

1x220kV Cardones – San Andrés limita el nivel de generación máxima al norte de Cardones, debido

a su capacidad nominal de 197MVA a 25°C.

Luego, con la incorporación de la nueva línea, se genera una redundancia de vínculo entre las

SS/EE Cardones y Diego de Almagro, pudiendo levantar restricciones en la capacidad de

transmisión del sistema.



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Considerando la incorporación del nuevo vínculo y los casos de operación estipulados en la

carta de escenarios N°0064/2015 emitida por la dirección de operación del CDEC-SIC, el sistema

operaría sin sobrecargar las líneas del sistema de transmisión de la siguiente forma:

El 58% (~371MW) de la capacidad instalada fotovoltaica puede ser despachada para los

escenarios en donde solo se considera generación fotovoltaica.

Solo el 36% (~230MW) de la capacidad instalada fotovoltaica puede ser despachada para

los escenarios en donde se considere el despacho de la unidad U1 de la central Taltal a

máxima generación (120MW).

Ante la ocurrencia de contingencias que involucren la salida de servicio de líneas de

transmisión, se evidencia que, si bien la redistribución de los flujos post-contingencia genera un

aumento significativo en las transferencias de potencia por las líneas de transmisión adyacentes,

ubicadas al norte de la S/E Cardones, esté aumento es perfectamente tolerado por la capacidad de

transmisión remanente de estas líneas.

Finalmente, se destaca que en ninguno de los escenarios desarrollados se registran

problemáticas en condiciones normales de operación, ni frente a la ocurrencia de una contingencia

simple en las líneas del sistema de transmisión, ni ante la desconexión de generadores o

transformadores de poder (ver tablas resumen en condiciones de RED N y RED N-1 en el capítulo

6 “Estudio de Flujo de Carga”).

Así, considerando la obra 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer

circuito para un horizonte de estudio a septiembre del 2015, no se registran sobrecargas

en las líneas de transmisión ni tensiones fuera del rango de condición normal estipulado

por la NTSyCS.

Estudio de Transitorios Electromecánicos

Para los cuatros escenarios desarrollados en este estudio, se estudió el comportamiento

dinámico del sistema para un conjunto de fallas, monitoreando distintas variables significativas del

sistema y verificando el cumplimiento estipulado en la NTSyCS.

Se pueden obtener las siguientes conclusiones con respecto al análisis de estabilidad

transitoria:

El comportamiento dinámico del sistema resulta aceptable en todos los escenarios estudiados.

No se observan problemas en las recuperaciones de las tensiones, en las oscilaciones angulares de

las unidades de las centrales térmicas Guacolda y Taltal, ni en las oscilaciones de potencia por las

líneas del sistema de transmisión del SIC Norte. Al término de las simulaciones no se registran

niveles de carga por sobre las capacidades nominales de los elementos del sistema de transmisión.



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En los escenarios en que no se considera el despacho de la unidad U1 de la central Taltal, no

se observan oscilaciones de potencia en las líneas afectadas. Esto se debe al funcionamiento de la

lógica de control de la potencia activa de las unidades fotovoltaicas del SIC Norte.

Se evidencia que, la desconexión de la unidad U1 de la central Taltal como la desconexión de

los transformadores de poder 220/110kV de la S/E Diego de Almagro, en condiciones de máxima

generación fotovoltaica, no tendrían un mayor impacto en el perfil de tensiones del sistema norte.

Asimismo, las excursiones de la frecuencia del sistema producto de la pérdida de generación se

encuentran contendidas. En el peor de los casos, la mínima subfrecuencia transitoria alcanzó un

valor cercano a los 49.7Hz.

Se destaca la respuesta dinámica del SVC+ ante la ocurrencia de las fallas en las líneas del

sistema de transmisión. El SVC+, durante la ocurrencia del cortocircuito, aporta una cantidad de

reactivos importante para el control de tensión en la S/E Diego de Almagro.

Ante la ocurrencia de un cortocircuito en la línea 1x220kV Cardones – San Andrés, se puede

observar que, producto de la posterior desconexión de esta línea, la totalidad de la generación

despachada por las unidades fotovoltaicas y térmicas ubicadas al norte de la S/E Cardones, se

transmiten hacia el sistema de transmisión troncal únicamente por la nueva línea 1x220kV

Cardones – Diego de Almagro. Así, la redistribución de los flujos de potencia post-contingencia por

esta línea aumentan de manera significativa (~112MVA). No obstante, estas transferencias se

estabilizan en valores permisibles, menores al 100% de la capacidad permanente de la línea.

Estudio Complementario:

Considerando una nula generación por parte de las unidades ERNC ubicadas al norte de la

S/E Maitencillo 220kV y una máxima generación de las cuatro unidades de la central Guacolda

(568MW), se obtienen transferencias de potencia en el sentido SurNorte (déficit de generación al

norte de la S/E Cardones 220kV). Ante esta situación, se evidencia que no se encuentran

sobrecargas ni condiciones límites en ningunos de los elementos del sistema de transmisión tanto

en condiciones normales de operación ni frente a la ocurrencia de contingencias simples.

Con respecto al análisis de transitorios electromecánicos, se puede concluir que la respuesta

del sistema, ante todas las contingencias evaluadas, es satisfactoria y se verifica el cumplimiento

de los parámetros de desempeño dinámico estipulados en la NTSyCS.

En particular, ante la ocurrencia de un cortocircuito en la línea 1x220kV Cardones – Diego de

Almagro, se evidencia que producto de la posterior desconexión de esta línea, la totalidad de la

generación proveniente del sur de la S/E Cardones 220kV, fluye hacia la S/E Diego de Almagro por

medio de los tramos CardonesSan AndrésCarrera PintoDiego de Almagro. A causa de ello, la

redistribución de los flujos de potencia post-contingencia por dichas líneas aumentan de manera



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significativa (~58MVA). No obstante lo anterior, esté aumento es perfectamente tolerado por la

capacidad de transmisión remanente.

Por todo lo anterior, y dentro del alcance los estudios eléctricos realizados, se

concluye que es técnicamente factible la incorporación al SIC en las SS/EE Cardones y

Diego de Almagro de la línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro, tendido del primer

circuito.

Adicionalmente, se infiere que esta nueva línea permitiría reducir las restricciones

existentes en la capacidad de transmisión del sistema al norte de la S/E Cardones.


Tel +54 341 5680321 (+rot) www.estudios-electricos.com

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ABB Chile S.A. · 2016. 5. 3. · Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). Para el...

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