INFORME DE AVANCE N°1 REVISIÓN 2014 ESTUDIO DE … · los proyectos de transmisión troncal...

Propuesta de Desarrollo y Expansión Sistema de Transmisión Troncal 8 de julio de 2014

Dirección de Peajes – CDEC-SIC - 1 - Informe de avance N°1

INFORME DE AVANCE N°1

REVISIÓN 2014 ESTUDIO DE TRANSMISIÓN TRONCAL

CUATRIENIO 2011-2014

Dirección de Peajes

CDEC-SIC

08 de julio de 2014



ÍNDICE DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................................. 5

2 CONSIDERACIONES GENERALES .................................................................................................................. 6

2.1 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA .................................................................. 6 2.2 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS .......................................................................................................... 7 2.1 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES ......................................................................................................... 8 2.2 PLAZOS ESTIMADOS DE CONSTRUCCIÓN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL .............................. 9

3 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................ 11

3.1 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA ............................................... 11 3.2 AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS .................................................................................................... 11

4 SISTEMA DE GENERACIÓN ........................................................................................................................... 13

4.1 DISPONIBILIDAD DE GNL ............................................................................................................................................... 15

5 SISTEMA DE TRANSMISIÓN ........................................................................................................................ 16

5.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS .......................................................................................... 16 5.2 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN ................................................................................................................................... 18 5.3 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO ...................................................................................................................... 19

6 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN ................................................................................. 20

6.1 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS ....................................................................................................................................... 20 6.2 EXIGENCIAS DE LA NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO ................................. 21 6.2.1 CRITERIOS PARA LOS ANÁLISIS DE ESTABILIDAD. ............................................................................................................. 22

7 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE SUFICIENCIA ....................... 24

7.1 LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN ..................................................................................... 24 7.1.1 DEMANDA PROYECTADA ....................................................................................................................................................... 28

8 DIAGNOSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRONCAL

31

8.1 ZONA NORTE ............................................................................................................................................................................ 31 8.1.1 TRAMO CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO ........................................................................................................................ 32



8.1.2 TRAMO MAITENCILLO - CARDONES .................................................................................................................................... 34 8.1.3 TRAMO PAN DE AZÚCAR - PUNTA COLORADA – MAITENCILLO ..................................................................................... 37 8.1.4 TRAMOS NOGALES – PAN DE AZÚCAR ............................................................................................................................... 39 8.1.5 TRAMOS POLPAICO – NOGALES .......................................................................................................................................... 44 8.2 ZONA CENTRO .......................................................................................................................................................................... 47 8.2.1 TRAMO LAMPA – POLPAICO ................................................................................................................................................. 47 8.2.2 TRAMO CHENA - CERRO NAVIA ........................................................................................................................................... 48 8.2.3 TRAMO ALTO JAHUEL – CHENA ........................................................................................................................................... 48 8.2.4 TRAMOS RAPEL – A. MELIPILLA – LO AGUIRRE – CERRO NAVIA ................................................................................. 49 8.2.5 SISTEMA DE 500 KV ENTRE ALTO JAHUEL Y POLPAICO ................................................................................................. 53 8.2.6 SISTEMA ANCOA AL NORTE 500 KV .................................................................................................................................. 56 8.2.7 TRAMO ANCOA 500/220 KV ............................................................................................................................................. 57 8.2.8 TRAMO ANCOA – COLBÚN 220 KV ..................................................................................................................................... 58 8.2.9 TRAMO COLBÚN – CANDELARIA 220 KV .......................................................................................................................... 59 8.2.10 TRAMO CANDELARIA – ALTO JAHUEL 220 KV .............................................................................................................. 59 8.2.11 TRAMO ANCOA – ITAHUE ................................................................................................................................................... 60 8.3 ZONA SUR ................................................................................................................................................................................. 62 8.3.1 TRAMO CHARRÚA – ANCOA ................................................................................................................................................. 62 8.3.2 TRAMOS CHARRÚA - LAGUNILLAS 220 KV Y CHARRÚA - HUALPÉN 220 KV ............................................................. 64 8.3.3 TRAMO CAUTÍN – MULCHÉN - CHARRÚA 220 KV ........................................................................................................... 66 8.3.4 TRAMO CAUTÍN – VALDIVIA ................................................................................................................................................ 68 8.3.5 TRAMO CIRUELOS – PICHIRROPULLI .................................................................................................................................. 71 8.3.6 SISTEMA AL SUR DE S.E. PICHIRROPULLI ........................................................................................................................... 74

9 ANÁLISIS DE SUBESTACIONES ................................................................................................................... 77

9.1 ANTECEDENTES GENERALES.................................................................................................................................................. 78 9.1.1 SUBESTACIONES CHARRÚA Y ALTO JAHUEL ...................................................................................................................... 78 9.1.2 SUBESTACIONES PUERTO MONTT Y PICHIRROPULLI ....................................................................................................... 78 9.2 S.E. CHARRÚA .......................................................................................................................................................................... 79 9.2.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES ...................................................................................... 79 9.2.2 CONFIGURACION Y CAPACIDAD DE BARRAS ...................................................................................................... 80 9.2.3 CAPACIDAD DE SERVICIOS AUXILIARES ............................................................................................................... 81 9.2.4 NUEVOS PROYECTOS ...................................................................................................................................................... 82 9.2.5 NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN .................................................................................................... 85 9.2.6 OTRAS CONSIDERACIONES RELEVANTES ............................................................................................................ 88 9.3 S/E ALTO JAHUEL .............................................................................................................................................................. 89 9.3.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES .............................................................. 89 9.3.2 CONFIGURACIÓN Y CAPACIDAD DE BARRAS ...................................................................................................... 90 9.3.3 CAPACIDAD DE SERVICIOS AUXILIARES ............................................................................................................... 91 9.3.4 PROYECTOS FUTUROS ................................................................................................................................................... 92 9.3.5 NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN .................................................................................................... 92 9.4 S.E. PUERTO MONTT .............................................................................................................................................................. 99 9.4.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES .............................................................. 99 9.4.2 NIVEL DE CONGESTIÓN Y POSIBILIDAD DE AMPLIACIÓN ............................................................................ 99 9.5 S.E. PICHIRROPULLI ..............................................................................................................................................................106 9.5.1 NIVEL DE AMPLIACIÓN Y POSIBILIDAD DE CONGESTIÓN ..........................................................................107



10 CONCLUSIONES .............................................................................................................................................. 108

ANEXO 1........................................................................................................................................................................ 111

ANEXO 2........................................................................................................................................................................ 112

ANEXO 3........................................................................................................................................................................ 113

ANEXO 4........................................................................................................................................................................ 114



1 INTRODUCCIÓN

De acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 99 del DFL Nº 4/2006, anualmente la Dirección de

Peajes (DP) del CDEC-SIC debe realizar, sobre la base del Informe Técnico señalado en el

Artículo 91 de la ley, una propuesta a la Comisión Nacional de Energía (CNE) de las obras de

Transmisión Troncal que deban realizarse o iniciarse en el período siguiente, para posibilitar

el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad y seguridad de

servicio vigentes; o la no realización de obras en ese período. Además, podrá considerar tanto

los proyectos de transmisión troncal contemplados en el Informe Técnico como los que sean

presentados a la DP por sus promotores.

La revisión a realizar en el presente periodo 2014, se basa en el “Informe Técnico para la

determinación del Valor Anual y Expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal,

Cuatrienio 2011-2014'', aprobado mediante la Res. Ex. Nº 194 del 19 de abril de 2011 de la

CNE, y rectificada mediante Res. Ex. Nº 232 del 05 de mayo de 2011, en adelante el “Informe

Técnico''. El Informe Técnico contiene las obras de transmisión troncal que deben ser

iniciadas dentro del Período Tarifario 2011-2014, en base a los resultados del “Estudio de

Transmisión Troncal'' (ETT). La presente revisión además incorpora en su desarrollo las

obras decretadas en virtud de los planes de expansión del Sistema de Transmisión Troncal

para los meses siguientes a la emisión de la Res. Ex N°194/2011, indicando las obras

necesarias para el abastecimiento de la demanda.

El presente informe tiene por objeto describir los análisis y conclusiones derivados de

proyectar los niveles de utilización del sistema de transmisión troncal para determinar, a

modo de diagnóstico, los tramos sobre los cuales resultaría pertinente evaluar expansiones.

Para estos efectos se ha realizado un análisis de los flujos esperados por los elementos serie

del sistema de transmisión troncal, poniendo atención en aquellos tramos en los que las

transferencias sean superiores a las máximas admisibles con el nivel de seguridad coherente

con el criterio N-1 en el período comprendido entre la fecha en la que sea posible la puesta en

servicio de la obra propuesta y el final del horizonte de planificación. Considerando los plazos

constructivos de las posibles obras de expansión, se presta especial atención al

comportamiento de los flujos de potencia que se observan hasta el final del horizonte de

estudio y que parten en enero de 2018, fecha a partir de la cual se estima pudieran entrar en

servicio las expansiones a recomendar en la presente revisión.



2 CONSIDERACIONES GENERALES

2.1 SUPUESTOS DEL MODELO DE COORDINACIÓN HIDROTÉRMICA

A continuación se describen los principales supuestos empleados en la modelación del

problema de coordinación hidrotérmica multinodal – multiembalse considerados para

representar la situación de despacho y transferencias esperados.

- Se considera un período de planificación que se inicia en abril de 2014 y termina en

marzo de 2029. El software empleado para resolver el problema de coordinación

hidrotérmica es PLP versión 2.18.

- La modelación considera el plan de obras de generación, costos y disponibilidad de

combustible de las bases OSE del Informe de Precios de Nudo de abril de 2014

elaborado por la CNE.

- Se han modelado las obras de transmisión troncal aprobadas por decreto a la fecha de

este informe, considerando las fechas estimadas de puesta en servicio informadas por

los propietarios de los sistemas de transmisión.

- La aleatoriedad hidrológica se ha considerado mediante series hidrológicas,

construidas a partir de los años hidrológicos 1960/61 al 2011/12.

- La aleatoriedad eólica se ha considerado mediante series de ventosidad, construidas a

partir de la información histórica de las centrales actualmente en operación.

- La aleatoriedad solar se ha considerado mediante series de niveles de radiación,

construidas a partir de mediciones de radiación solar en la zona norte del SIC.

- Para efectos de este avance se aplican los límites de transmisión calculados en el

informe de revisión 2013 del ETT. En la siguiente versión se actualizarán los análisis

eléctricos.

- Para la modelación de los transformadores desfasadores de la S.E. Cerro Navia se

realiza una simulación de la operación del SIC mediante el modelo de coordinación

hidrotérmica, liberando las restricciones de transmisión de la línea Cerro Navia –

Polpaico 2x220 kV. De los resultados se determina cuáles son las etapas en que las

transferencias resultan mayores al límite operativo esperado para el tramo. Luego,

sobre dichas etapas, y para todas las series hidrológicas, se modela un aumento del

paso de derivación en el transformador desfasador mediante la modificación de la

reactancia del tramo, verificando posteriormente que con el paso asignado no se

supere el flujo máximo en ninguna de las hidrologías simuladas.

La reactancia a aplicar corresponde al valor equivalente al aumento de pasos en el

transformador desfasador. Esta se obtiene mediante la simulación de flujos de

potencia AC de variados escenarios de despachos, con los cuales se extraen las

transferencias por los circuitos y los ángulos en los extremos del tramo calculando

algebraicamente la reactancia equivalente a partir de los pasos de operación en el

transformador.



- En cumplimiento con lo establecido en el artículo 5-5 de la Norma Técnica de

Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante indistintamente Norma Técnica, NTSyCS

o NT, se considera la aplicación del criterio N-1 en las alternativas estudiadas. Además,

de acuerdo a este mismo artículo, la aplicación del criterio señalado no considera la

utilización de los recursos EDAC, EDAG ni ERAG activados por señal específica.

- En la modelación se han incorporado los sistemas SIC (145 barras, 286 centrales, 192

línea) y SING (77 barras, 56 centrales, 92 líneas), con los datos proveniente del modelo

correspondiente al ITPND de abril de 2014. Estos sistemas eléctricos se han

interconectado a partir de enero de 2021.

- En la modelación se han considerado 5 bloques de demanda mensuales desde enero

de 2017 hasta diciembre de 2026, con la finalidad de representar adecuadamente las

transferencias esperadas para diversas condiciones de consumo durante el período

más relevante. Para el resto del horizonte se consideró 1 bloque mensual.

2.2 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES EÓLICAS

La variabilidad de los vientos incidentes a las centrales eólicas, implica una considerable

volatilidad en la inyección de energía al sistema eléctrico, lo cual influye en los flujos de

potencia a través de las líneas del sistema de transmisión troncal. Debido a la inclusión de

proyectos eólicos en el SIC, se efectuó una modelación más detallada de la generación de estas

centrales para dar cuenta de su estocasticidad. El procedimiento de modelación se explica a

continuación.

Como parte del proceso de modelación de la demanda, en cada sub-período mensual se

construye una curva de duración a partir de la cual se seleccionan los bloques que

representen de mejor manera la curva horaria de demanda, así cada bloque contiene un

conjunto de horas de demanda asignadas.

Para efectos de la modelación eólica, para cada mes y para cada uno de sus bloques, se

selecciona el conjunto de generaciones horarias que la central Canela presentó el año 2009,

correspondiente con las horas del año de dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la

generación horaria dentro del bloque, obteniendo así un conjunto de generaciones del cual se

extraen los 3 valores coincidentes con el percentil 86%, 53% y el promedio del último tercio

de la curva obtenida. Los niveles de generación seleccionados son los que definen los tres

escenarios de generación eólica para cada bloque del horizonte de estudio, denominados:

“ventoso”, “medio” y “calmo” respectivamente, los cuales son normalizados en base a la

potencia máxima de la central Canela. Así mismo se extrae el máximo y mínimo valor de cada

bloque para representar escenarios donde la generación eólica produce su peak de energía,

escenario “máximo”, y donde no existe ventosidad, escenario “mínimo”.

1. En una segunda etapa, se construye una matriz de generación eólica base, la cual

contiene, para cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 53

hidrologías modeladas, un escenario de ventosidad escogido en forma aleatoria,

respetando la diversidad de escenarios para cada tipo de hidrología. Posteriormente



se construyen las series a incorporar al modelo de coordinación hidrotérmica,

asignando a cada bloque de la primera serie los elementos correspondientes al primer

año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se construyen de la misma

forma ajustando sus factores de planta a un valor predefinido esperado.

La modelación de la demanda puede realizarse con distinta cantidad de bloques para distintos

períodos del horizonte de planificación, por lo que la metodología descrita se realiza para cada

período en que se modifique el número de bloques mensuales.

Por otra parte, se agruparon las centrales eólicas en 7 sectores, dando cuenta de la correlación

de los vientos en centrales que se encuentran dentro de un radio de 100 km, según se muestra

a continuación:

Sector Centrales Eólicas

Sector 1 Valle de Los Vientos, Eólico SING I y Eólico SING II

Sector 2 Eólica Tal Tal

Sector 3 Eólica Cabo Leonés, Eólica Punta Colorada

Sector 4

Eólica IV Reg. 01, Eólica IV Reg. 02, Eólica IV Reg. 03, Eólica IV Reg. 04, Eólica IV

Reg. 05, Eólica IV Reg. 06, Eólica IV Reg. 07, Eólica IV Reg. 08, Canela, Canela 2,

Eólica Totoral, Eólica Monteredondo, Talinay Oriente, Talinay Poniente, Eólica El

Arrayán, Eólica Punta Palmera y Eólica Los Cururos

Sector 5

Eólica Lebu, Eólica Ucúquer, Eólica Ucúquer 2, EOLICA_P_CHOME, Eólica

Concepción 01, Eólica Concepción 04, Eólica Concepción 05 y Eólica Concepción

06

Sector 6 Eólica Negrete Cuel y Eólica Collipulli

Sector 7 Eólica San Pedro

Para efecto de representar la variabilidad de una central respecto de aquellas que se

encuentran alejadas geográficamente, los sectores se han construido de manera tal que las

centrales eólicas pertenecientes a un mismo sector posean iguales series de ventosidad en

cada una de las hidrologías.

2.1 REPRESENTACIÓN DE CENTRALES SOLARES

La variabilidad de la generación solar ha sido tratada con una metodología similar a la

utilizada para el caso de las centrales eólicas.

En este caso se utilizaron los datos de radiación solar en el norte de Chile que se encuentran

disponibles en la página web del Ministerio de Energía1, cuyas mediciones fueron analizadas

y reprocesadas por el Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE) de

Alemania.

1 http://antiguo.minenergia.cl/minwww/opencms/03_Energias/Otros_Niveles/renovables_noconvenci

onales/Tipos_Energia/energia_solar.html



Se seleccionaron los datos horarios disponibles para la estación Inca de Oro, durante el año

2010, considerando tecnología sin seguimiento, para representar el perfil de generación de la

central modelo.

Para cada mes y para cada uno de sus bloques, se selecciona el conjunto de generaciones

horarias que la central modelo presentó, correspondiente con las horas del año que definen

dicho bloque. Luego, se ordena de mayor a menor la generación horaria dentro del bloque,

obteniendo así un conjunto de generaciones, el cual se separa en 6 sub-bloques de igual

tamaño. Para cada uno de estos sub-bloques se calcula el promedio de todos sus datos. Los

niveles de generación seleccionados son los que definen los seis escenarios de generación

solar para cada bloque del horizonte de estudio, denominados: “radiación 100%”, “radiación

80%”, “radiación 60%”, “radiación 40%”, “radiación 20%”, “radiación 0%”, respectivamente,

los cuales son normalizados en base a la potencia máxima de la central modelo.

En una segunda etapa, se construye una matriz de generación solar base, la cual contiene, para

cada uno de los bloques del horizonte y para cada una de las 53 hidrologías modeladas, un

escenario de radiación escogido en forma aleatoria, respetando la diversidad de escenarios

para cada tipo de hidrología. Posteriormente se construyen las series a incorporar al modelo

de coordinación hidrotérmica, asignando a cada bloque de la primera serie los elementos

correspondientes al primer año hidrológico de la matriz base. El resto de las series se

construyen de la misma forma.

2.2 PLAZOS ESTIMADOS DE CONSTRUCCIÓN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL

A partir de la experiencia obtenida en las licitaciones anteriores, se han estimado los

siguientes plazos para el proceso administrativo que media entre la publicación del decreto de

expansión que corresponda y el inicio de la construcción de obras que se decretasen:

Figura 1: Estimación de plazos para los procesos administrativos

Con la finalidad de estimar adecuadamente las etapas a partir de las cuales sería posible

aumentar los actuales límites de transmisión y así, evaluar el uso potencial de las

A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A

HITOS DEL PROCESO

Revisión 2014 del ETT CDEC oct-14

Plan de Expansión CNE 3 meses

Panel de Expertos 2 meses

Decreto Ministerio de Energía abr-15

Adjudicación de la obra 4 meses

Inicio de la construcción oct-15

Proceso de llamado a licitación 1 mes

Adjudicación de la obra 8 meses X

Publicación del decreto de adjudicación 2 meses

Inicio de la construcción abr-16

2012 2013 2014

Obra Ampliación

5 meses

Obra Nueva

12 meses



instalaciones del sistema de transmisión troncal para aquellos años en que pudieran

requerirse obras nuevas o ampliaciones, es necesario precisar los plazos de construcción de

los proyectos de transmisión. De esta forma, en general para efectos del presente informe, los

plazos considerados corresponden a aquellos definidos en el Estudio de Transmisión Troncal

que enmarca la presente revisión, los cuales se detallan en la Figura 2.

Figura 2: Plazos de construcción de obras de expansión

…

EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND EFM AMJ JAS OND

OBRA TIPO PLAZO48 meses Abr

LT >80 km al Norte de Charrúa 60 meses Abr

LT >80 km al Sur de Charrúa 66 meses Nov

Cambio de Conductor 24 meses Oct

Tendido 2do circuito 24 meses Oct

LT <80 km al Norte de Charrúa



3 PREVISIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA

3.1 CONSIDERACIONES GENERALES PARA LA MODELACIÓN DE DEMANDA

La previsión de demanda de energía y potencia por barra se desagregó hasta el nivel

modelado en el programa de coordinación hidrotérmica, para el período comprendido entre

abril de 2014 y marzo de 2029, de acuerdo al tipo de consumo, diferenciando entre libre y

regulado. El comportamiento de cada tipo de consumo se caracteriza a través de curvas de

duración de uno o cinco bloques mensuales.

Para determinar los consumos de los años siguientes (período 2014-2023), se han

considerado las tasas de crecimiento zonales definidas en el Informe Técnico de Precios de

Nudo Definitivo de la CNE de Abril de 2014. Además, para efectos de distribuir

adecuadamente los consumos entre las distintas barras de una misma zona, se ha realizado un

ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo

efectivo. Para los efectos indicados anteriormente, la DP ha solicitado a los clientes libres,

distribuidoras y a aquellas empresas que han hecho pública su intención de desarrollar

proyectos que involucran un aumento relevante de demanda para el SIC, que informen si con

los requisitos para ser considerados como desarrollo efectivo o proyectan estarlo en el corto

plazo.

3.2 AJUSTE DE CONSUMO EN BASE A PROYECTOS

El ajuste del consumo industrial que considera la información sobre proyectos en desarrollo

efectivo, se realiza siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:

A todos los consumos de clientes libres se aplica una tasa de crecimiento base de 1,8%,

estimada a partir de la tasa de crecimiento promedio obtenida de la información histórica de

los consumos de los clientes libres, excluyéndose los consumos de los clientes que ingresaron

o salieron en el período considerado.

Luego se agregan los consumos considerados en desarrollo efectivo del Cuadro 14, y

finalmente se ajustan los consumos del sistema (a excepción de los considerados

previamente) de forma de alcanzar los niveles de consumo de energía anual que se muestran

en el Cuadro 16 presentado más adelante.

Para efectos de aplicar los crecimientos a los consumos regulados, las cargas se agruparon

definiendo seis zonas:

1. Norte : considera los consumos ubicados desde Los Vilos al norte.

2. Centro : considera los consumos ubicados entre Nogales y Alto Jahuel,

incluyendo los consumos conectados a estas subestaciones.



3. Itahue : considera los consumos ubicados entre Alto Jahuel e Itahue en niveles

de tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado en la

subestación Parral.

4. Concepción : considera los consumos ubicados en la zona de Concepción en

niveles de tensión menor o igual a 154 kV, con excepción del consumo ubicado

en la subestación Chillán.

5. Sur : considera los consumos ubicados entre las subestaciones Ancoa y

Charrúa incluida.

6. Austral : considera los consumos ubicados al sur de la subestación Charrúa.



4 SISTEMA DE GENERACIÓN

El Informe Técnico Definitivo de Precios de Nudo de Abril de 2014 (ITPND) establece un plan

de obras de generación, que contempla la instalación de 4268 MW entre abril 2014 y

diciembre de 2023, de los cuales 2044 MW están en construcción y 2224 MW han sido

recomendados. Los datos presentados en el (Cuadro 1) y (Cuadro 2), consideran como base el

plan del ITPND.

Cuadro 1: Obras de Generación en Construcción ITPND

Cuadro 2: Obras de Generación Recomendadas ITPND

Fecha de Entrada Centrales Potencia

MW

ene-17 Taltal CC GNL 120

oct-19 Hidroeléctrica VII Región 02 20

jul-20 Carbón VIII Región 01 343

ene-21 Eólica IV Región 01 50

ene-21 Eólica Concepción 01 50

ene-21 Central Des.For. VII Región 01 15

ene-21 Central Des.For. VII Región 02 10

mar-21 Hidroeléctrica VIII Región 03 20

Fecha de Entrada Obras en construcción Potencia

MW

abr-14 San Andrés 40

abr-14 Proyecto fotovoltaico San Andrés 50

abr-14 Proyecto fotovoltaico Llano de Llampos 93

may-14 Pulelfu 9

may-14 Ucuquer II Eólico 9

may-14 Proyecto Lautaro II 22

may-14 Central Hidroeléctrica Laja I 34.4

may-14 Parque Eólico El Arrayán 100

may-14 Parque Eólico Los Cururos 110

ago-14 Diego de Almagro FV 36

oct-14 Salvador FV 68

oct-14 Picoiquén 19

oct-14 Punta Palmeras 45

oct-14 Tal Tal Eólico 99

nov-14 El Paso 60

dic-14 Los Hierros 02 6

dic-14 Lalackama 55

abr-15 Rio Colorado 15

may-15 Luz del Norte FV 141

jul-15 Itata 20

jul-15 Cordillera 50

oct-15 Guacolda 05 152

jul-17 Ñuble 136

dic-17 Las Lajas 267

jun-18 Alfalfal 02 264

ene-19 San Pedro 144

dic-18 Central Hidroeléctrica Los Cóndores 150



jul-21 Central Des.For. VII Región 03 10

jul-21 Geotérmica Calabozo 01 40

jul-21 Central Des.For. VIII Región 01 9

jul-21 Carbón Maitencillo 02 342

ene-22 Hidroeléctrica VII Región 03 20



ene-22 Geotérmica Potrerillos 02 40

jul-22 Eólica IV Región 04 50

jul-22 Eólica Concepción 04 50

jul-22 Eólica Concepción 05 50


sep-22 Quintero CC FA GNL 35

sep-22 Quintero CC GNL 120

sep-22 Geotérmica Potrerillos 01 40

ene-23 Hidroeléctrica VIII Región 05 20

ene-23 Hidroeléctrica VIII Región 02 20


ene-23 Geotérmica Calabozo 02 40

ene-23 Eólica Concepción 06 50



nov-23 Módulo 05 360

Cuadro 3: Cuadro Obras de Generación Informadas de acuerdo al Art 37° bis del DS 291/2007

Fecha de Entrada

Obras en construcción Potencia

MW

dic-18 Central Hidroeléctrica Los Cóndores 150

jun-15 Proyecto Solar Conejo (Fase 1) 108

dic-14 Parque Fotovoltaico Chañares 35

mar-15 Parque Eólico Talinay Poniente 60.8

jun-15 Guanaco Solar 50

oct-15 Pampa Solar Norte 90.6

jun-17 CTM 3* 218

*La central se ha incorporado en la modelación de acuerdo a la información recibida por parte de E.CL S.A., mediante carta

VPC/114/2014 en la cual se informa la desconexión de la central CTM-3 del SING y carta VPC/115/2014 en donde se declara la

conexión de CTM-3 al SIC en junio de 2017. Para llevar a cabo la conexión de dicha central al SIC, la empresa ha declarado (carta

S/N del 29.01.2014) que se encuentra actualmente en construcción una línea de 500 kV Mejillones– Cardones, con sus

respectivas subestaciones elevadoras y reductoras, de propiedad de la empresa Transmisora Eléctrica del Norte S.A. filial de E. CL

y cuyo plazo estimado de puesta en servicio es junio de 2017.

El plan de obras de generación considera el plan de expansión de Generación definido en el

ITPND de Abril 2014 ajustado de acuerdo a la mejor información disponible por la DP. Cabe

hacer notar que el horizonte considerado (2014-2029) es superior al del Informe Técnico de

Precios de Nudo Definitivo de la CNE de Abril de 2014 (2014-2024), por lo que se han

adicionado a las obras de generación en construcción y recomendadas las siguientes

centrales: central Hidroeléctrica XIV Región (400 MW), entrando en servicio en enero de 2028

y las centrales Carbón Ancoa (325 MW) en enero de 2026 y Carbón Maitencillo (370 MW) en

enero 2024. Las centrales señaladas se han escogido a fin de mantener el perfil de costos

marginales sin variaciones significativas en el SIC a partir del año 2024.



Adicionalmente, se han modelado las centrales incluidas en el Cuadro 3 que contiene obras

adicionales que los propietarios de proyectos de generación han remitido a la DP con motivo

de las solicitudes de información para la elaboración del catastro público que indica el artículo

37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007).

Cabe indicar que con el Plan de Obras señalado se cumple con el abastecimiento de la

demanda del SIC y, por lo tanto, con lo indicado en el Oficio Circular SEC N°10666 del 27 de

octubre de 2010. Este Oficio señala que, “los CDEC deberán considerar en su análisis todas

aquellas obras, ya sea existentes, en construcción, en proyecto, o bien formalmente

recomendadas, que técnicamente permitan abastecer la demanda, cumpliendo las exigencias

de seguridad y calidad de servicio contenidas en la ley”, esto para efectos de la interpretación

de desarrollos efectivos en materia de generación.

De esta forma, en consideración al Oficio señalado, para efectos de las recomendaciones

realizadas en este informe, todas las obras de generación indicadas en el Cuadro 2, han sido

consideradas como desarrollos efectivos.

4.1 DISPONIBILIDAD DE GNL

En función de lo establecido en el Informe Técnico de Precio de Nudo, se ha considerado

disponibilidad de GNL para las siguientes centrales a partir de las fechas que se indican:

• San Isidro : Todo el horizonte

• San Isidro 2 : Todo el horizonte

• Quintero I : Enero 2015

• Quintero II : Enero 2015

• Tal Tal : Todo el horizonte

• Nueva Renca : Abril 2015

• Candelaria I : Febrero 2020

• Candelaria II : Febrero 2020

• Nehuenco I : Abril 2016

• Nehuenco II : Abril 2016



5 SISTEMA DE TRANSMISIÓN

En los análisis realizados se consideraron los proyectos del transmisión en el Sistema Troncal

actualmente en construcción, adjudicados y/o por adjudicar, que son modelados en el

programa de coordinación hidrotérmica de acuerdo a lo establecido en el Estudio de

Transmisión Troncal del cuatrienio 2011-2014, los decretos de expansión N° 115 y 116

exentos del 2 de mayo de 2011, el decreto de expansión N° 82 exento del 24 de marzo de

2012, el N°310 de agosto de 2013 y el decreto de expansión N° 210 del 2 de junio de 2014

(Cuadro 5, Cuadro 6, Cuadro 7 y Cuadro 8).

A partir de enero del año 2021 se ha considerado la interconexión de los sistemas SIC-SING,

la cual se ha incorporado con tecnología HVDC, de acuerdo a lo modelado por CNE en informe

técnico definitivo de precio de nudo de Abril 2014.

Las fechas de entrada de estos proyectos corresponden a las mejores estimaciones con que

cuenta la DP a junio de 2014 a partir de las respuestas a las solicitudes sobre el estado de

avance de las obras de transmisión y la información remitida con motivo del catastro público

que indica el artículo 37 bis del Reglamento de los CDEC (DS 291/2007).

5.1 OBRAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DECRETADAS

A continuación se detallan las obras que se encuentran decretadas o bien en construcción.

Cuadro 4: Obras de Transmisión Troncal en construcción a agosto de 2014.

Fecha de Entrada Obra Capacidad [MVA]

oct-2015 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: primer circuito. 1x1732 (35° C, c/sol)

Cuadro 5: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 115 del 2 de mayo de 2011

Fecha estimada de entrada

Obra Capacidad [MVA]

oct-2014 CER en 220 kV de S/E Cardones +100/-60 MVAr

sep-2015 Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I 750

nov-2017 Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV: tendido primer circuito 2 x 290

ene-2018 Nueva Línea Cardones – Maitencillo 2x500 kV 2 x 1500

ene-2018 Nueva Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2x500 kV 2 x 1500

ene-2018 Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV 2 x 1500

feb-2018 Nueva Línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV: tendido primer circuito 1 x1400

may-2018 Nueva Línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV: tendido primer circuito 2 x 290



Cuadro 6: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 116 del 2 de mayo de 2011

Fecha estimada de

entrada Obra

ene-2015 Ampliación de la S/E Ciruelos: Barra de Transferencia y Paño Acoplador 220 kV

may-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Diego de Almagro

may-2015 Incorporación de Barra de Transferencia en 220 kV en la S/E Los Vilos

Cuadro 7 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 82 del 24 de marzo de 2012

Fecha estimada de entrada Obra Capacidad [MVA]

sep-2016 Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV 750

oct-2018 (*) Nueva Línea Lo Aguirre – C.Navia 2x220 kV 2 x 1500

jun-2018 Nueva Línea Rapel – A.Melipilla 1x220 kV 1 x290

jun-2018 Nueva Línea Lo Aguirre – A.Melipilla 2x220 kV. Tendido un circuito 1 x 290

(*) Licitación declarada desierta durante el primer llamado. La fecha de puesta en servicio considera un retraso debido a los

nuevos procesos de licitación.

Cuadro 8 : Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 310 del 8 de agosto de 2013



may-2016 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kV: segundo circuito. 1x1732 (35° C, c/sol)

may-2017 Seccionamiento S/E Ciruelos

sep-2017 Tercer Transformador A.Jahuel 500/220 kV 1x750

ene-2018 Banco Autotransformadores, 500/220 kV, 750 MVA. S/E Nueva Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar

1x750

abr-2016 Ampliación S/E Ancoa 500 kV

abr-2016 Ampliación S/E Pan de Azúcar 220 kV

jul-2016 Ampliación S/E Cardones 220 kV

jul-2016 Ampliación S/E Cerro Navia 220 kV

jul-2016 Ampliación S/E Maitencillo 220 kV

jul-2016 Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio de interruptor paño acoplador 52JR

sep-2016 Ampliación S/E Rapel 220 kV e instalación de interruptor 52JS

ene-2017 Ampliación S/E Charrúa 500 kV y cambio interruptor paños acopladores 52JR1, 52JR2, 52JR3

ene-2017 Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV

ene-2017 Ampliación S/E Las Palmas 220 kV

ene-2017 Cambio interruptor paño acoplador 52JR S/E Alto Jahuel

Cuadro 9: Obras de ampliación y obras nuevas según Decreto N° 210 del 2 de junio de 2014



oct-2017 Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Cardones - Diego de Almagro, con seccionamiento en S.E. Carrera Pinto

1x290

oct-2017 Seccionamiento barra principal en Carrera Pinto

dic-2016 Aumento de capacidad de línea Maitencillo - Cardones 1x220 kV 1x260

abr-2017 Aumento de capacidad tramo Lo Aguirre - Cerro Navia 2x220 kV (1) 1x500

mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Alto Jahuel

mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Ancoa

mar-2017 Seccionamiento barras 500 kV subestación Charrúa

may-2018 Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos - Pichirropulli 1x290

dic-2016 Seccionamiento completo en subestación Rahue

jul-2018 Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa y nuevo autotransformador 500/220 kV, 750 MVA (2)



feb-2021 Línea 2x500 kV Pichirropulli - Puerto Montt, energizada en 220 kV 1x290

(1) Obra condicionada a que durante la ejecución del proyecto se pueda disponer el 100% del tiempo de los actuales circuitos de

la línea Alto Melipilla - Cerro Navia, en el tramo Lo Aguirre - Cerro Navia y que la Dirección de Peajes declare desierto el proceso

licitatorio que está llevando a cabo para la obra “Nueva Línea 2x220 kV Lo Aguirre - Cerro Navia”. A la fecha de emisión del

presente informe se encuentra en curso el proceso licitación mencionado

(2) Para los efectos del presente informe de avance se ha considerado el cuarto transformador en S.E. Charrúa. En los posteriores

informes se precisará la modelación con la S.E. Nueva Charrúa.

5.2 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN

A continuación se describen las obras incorporadas en el Informe Técnico de la CNE, que no han sido decretadas con motivo de los últimos Planes de Expansión del Sistema Troncal del SIC, las cuales se considerarán para efectos de evaluar la pertinencia de expandir el Sistema de Transmisión Troncal en virtud de la presente revisión del ETT. Se incluye la fecha estimada de puesta en servicio a partir de los plazos contenidos en el Estudio de Transmisión Troncal (Figura 2) y las fechas estimadas de inicio de los procesos de adjudicación (Figura 1) como consecuencia de la presente propuesta.

Cuadro 10: Proyectos de transmisión del plan cuadrienal

Fecha estimada de puesta en servicio

Proyecto Tipo Responsable VI ref MUS$

AVI ref MUS$

COMA ref MUS$

may-19 Segunda Etapa S/E Lo Aguirre, seccionando el otro circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV, incluye segundo transformador 500/220 kV.

Obra Nueva - 27766 2839 400

may-20 Línea 2x500 kV Polpaico - Alto Jahuel, con un circuito tendido

Obra Nueva - 71580 7240 1060

nov-21 Línea Charrúa – Mulchén 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido.

Obra Nueva - 49539 5000 713

nov-21 Línea Mulchén – Cautín 2X500 kV operado en 220 kV con un circuito tendido.

Obra Nueva - 71890 7254 1035

nov-21 Línea Cautín – Ciruelos 2X500 kV operado en 220 kV.

Obra Nueva - 91088 9198 1312

nov-21 Línea Charrúa – Mulchén 2x220 kV con un circuito tendido.

Obra Nueva - 30510 3081 632

nov-21 Línea Mulchén – Cautín 2x220 kV con un circuito tendido.

Obra Nueva - 45421 4585 940

nov-21 Línea Cautín – Ciruelos 2x220 kV tendido 1 circuito.

Obra Nueva - 54313 5488 1157



5.3 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO

Figura 3. Diagrama Unifilar Simplificado Sistema Interconectado Central

Obras en construcción

o licitación

Obras Propuestas

Nva. Encuentro500

cardone500 1x750 MVA

2x1500 MVA 1x750 MVA

1x750 MVA

1x750 MVA

2x1500 MVA

d.almag220

c.pinto220

cardone220

maitenc220

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

p.colorada220

p.azuca500

maitenc500

quillot220

polpaic220

a.jahue220

lampa__220

c.navia220

c.chena220

a.jahue500

ancoa__500

ancoa__220

charrua500

candela220

maipo__220

hualpen220

itahue_220

charrua220

temuco_220

esperan220

p.montt220

cautin_220

valdivi220

l.cirue220

Rahue220

lagunil220

aguirre500

colbun220

rapel220

melipilla220

Pichirropu220

aguirre220

Mulchen 220kV

Estación conversoara HVDC lado SIC

Estación conversoara HVDC lado SING



6 ESTUDIOS DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN

En este capítulo se presenta una descripción de la metodología utilizada para determinar

transferencias máximas por las líneas troncales en las que se prevean posibles limitaciones

por estabilidad de tensión o se consideren cambios topológicos futuros que hagan necesario

evaluar límites distintos a los utilizados en la actualidad debido a efectos de redistribución de

flujos post-contingencia.

La evaluación de las restricciones en el sistema de transmisión contempla las limitaciones por

capacidad térmica tanto de las líneas como de los elementos serie del sistema de transmisión,

además de las limitaciones operacionales por estabilidad de tensión y el cumplimiento de las

exigencias de regulación de tensión para los estados normal y de alerta contenidos en el

capítulo 5 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

6.1 METODOLOGÍA DE ANÁLISIS

De los resultados obtenidos a partir de las simulaciones realizadas con el modelo de

coordinación hidrotérmica, se determinan los tramos del sistema troncal que superarían sus

capacidades actuales de transferencia en el futuro, requiriendo estudiar su expansión.

Para los tramos en que se previera limitación por estabilidad de tensión, se procede a verificar

su estabilidad antes y después de ser ampliados, y así determinar las máximas transferencias

posibles a través de las líneas en estudio.

Para cada uno de los tramos se seleccionan escenarios de despacho y demanda que cumplan

con los siguientes requisitos:

- Altas transferencias en el tramo en estudio

- Configuraciones de demanda y generación que representen condiciones de operación

desfavorables desde el punto de vista de la estabilidad o regulación de tensiones de la

zona en estudio.

Los escenarios seleccionados se simulan en el programa Power Factory de DigSILENT ®,

procediéndose en primer lugar a adaptar la condición de operación para obtener un punto de

operación que cumpla con las exigencias de regulación de tensión contenidos en la Norma

Técnica, además de corregir el despacho de las centrales que se encuentren en operación bajo

su potencia de mínimo técnico.

A partir del escenario adaptado se modifica el despacho de generación con la finalidad de

aumentar las transferencias de potencia por el tramo en estudio hasta alcanzar un cierto valor

previamente estimado, que idealmente coincide con el límite térmico N-1 estricto del tramo o

un valor superior en caso de un tramo enmallado.



A continuación, para comprobar la transferencia determinada, se simulan contingencias de

severidad 4 en el tramo (sin actuación de EDAG, EDAC ni ERAG), las que son seleccionadas de

acuerdo a la gravedad que podrían generar sobre la zona en estudio. Adicionalmente se

simula la contingencia de la unidad de generación de mayor impacto en la estabilidad o

regulación de tensión de cada zona en estudio.

De esta forma, mediante un proceso iterativo se llega a la transferencia máxima por el tramo

que cumpla con el criterio de estabilidad de tensiones y con las exigencias de regulación de

tensión contenidos en la Norma Técnica, ya sea para estado normal (pre contingencia) o de

alerta (post contingencia).

6.2 EXIGENCIAS DE LA NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO

En las simulaciones realizadas se consideran las disposiciones establecidas en la Norma

Técnica. A continuación se describen las consideraciones generales utilizadas para la

realización de los análisis:

- En el artículo 5-5 se establece que la planificación del sistema de transmisión troncal

deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales

necesarias para garantizar que ante la ocurrencia de una contingencia simple, sus

efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del sistema y puedan provocar la

salida incontrolada de las mismas. De esta forma se deberá verificar que las

alternativas de ampliación recomendadas aseguren el cumplimiento del criterio N-1,

en todas los tramos del sistema de transmisión troncal. Adicionalmente para la

determinación de las máximas transferencias por tramo que cumplan con el criterio

N-1, no se deberá considerar la utilización de los recursos EDAC, EDAG y/o ERAG

activados por señal específica.

- Se analizan contingencias simples similares a aquellas de severidad 4 y 5 por

considerarse que son las fallas más riesgosas (con criterio N-1) para el sistema de

transmisión troncal, pero sin considerar la posibilidad de recurrir a la actuación de los

recursos EDAC, EDAG y/o ERAG.

Cabe señalar que en la actualidad se encuentra en proceso de implementación un esquema de

automatismos de desconexión de generación para aquellos casos en que las líneas de

transmisión de 220 kV entre las SS.EE. Maitencillo y Nogales vean superados sus límites

operativos de acuerdo a sus curvas de capacidad en función de la temperatura, ya sea por

efecto de alguna contingencia en el sistema de transmisión, o bien por la sola inyección de

potencia de las centrales ERNC de alta variabilidad en la zona (no despachable). Con la

implementación de este esquema se busca aprovechar al máximo posible el uso de los

recursos ERNC instalados (y por instalar), reduciendo con ello el costo de operación del

sistema. Este esquema está pensado para la operación en el corto plazo, desde su fecha de

puesta en servicio, estimada para enero de 2015, hasta la puesta en servicio del sistema de

500 kV Polpaico – Cardones (enero de 2018), fecha en la cual se produce ampliación de la

capacidad de transmisión en los tramos involucrados, tanto por la presencia misma de las



nuevas instalaciones, como por la redistribución de flujos post-contingencia. Las principales

características que tendrá el esquema a implementar se resumen en el Anexo 2.

Dado lo anterior, para la presente revisión se considerará la aplicación del esquema

mencionado, lo cual se justifica toda vez que se requiere consistencia con la condición de

operación más probable esperada para los primeros años del horizonte de estudio para los

cuales, no se consideran ampliaciones candidatas a evaluar debido a que cualquier proyecto

de expansión implicaría plazos mayores de implementación.

6.2.1 Criterios para los análisis de estabilidad.

6.2.1.1 Estándares de operación en estado pre contingencia.

Para las simulaciones estáticas se considera que el estado pre contingencia corresponde al

estado de operación normal establecido en la Norma Técnica. De acuerdo a lo anterior, los

márgenes permitidos de tensión en barras y de reserva de potencia reactiva en las unidades

generadoras corresponden a lo descrito a continuación:

- Rangos de tensión respecto a las tensiones nominales (artículo 5-25):

a) 0.97 y 1.03 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 500

kV.

b) 0.95 y 1.05 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 200

kV en inferior a 500 kV.

c) 0.93 y 1.07 por unidad, para instalaciones con tensión nominal inferior a 200 kV.

- Reserva de potencia reactiva en máquinas generadoras (artículo 6-43):

En estado de operación normal, deberán mantenerse las tensiones dentro de los límites

establecidos en el capítulo 5 de la Norma Técnica, con las unidades generadoras operando

dentro del 90% de la capacidad definida en su diagrama PQ.

- Factor de potencia en consumos (artículos 5-23, 5-24):

Las instalaciones de Clientes y de Empresas de Distribución deberán tener un factor de

potencia en cualquier condición de carga, según nivel de tensión como se indica a

continuación:

a) 0.93 inductivo y 0.96 capacitivo en la instalación de conexión de cliente con tensión

nominal inferior a 30 kV.

b) 0.96 inductivo y 0.98 capacitivo en la instalación de conexión de cliente con tensiones

nominales iguales o superiores a 30 kV e inferiores a 100 kV.

c) 0.98 inductivo y 0.995 capacitivo en la instalación de conexión de cliente con

tensiones nominales iguales o superiores a 100 kV e inferiores a 200 kV.



d) 0.98 inductivo y 1 en la instalación de conexión de cliente con tensiones nominales

iguales o superiores a 200 kV.

6.2.1.2 Estándares de operación en estado post contingencia.

Para las simulaciones estáticas, el estado post contingencia se analiza de acuerdo a lo

establecido para la operación en estado de alerta según lo descrito en la Norma Técnica.

- Márgenes de tensión (artículo 5-29):

a) 0.96 y 1.04 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 500

kV.

b) 0.93 y 1.07 por unidad, para instalaciones con tensión nominal igual o superior a 200

kV e inferior a 500 kV.

c) 0.91 y 1.09 por unidad, para instalaciones con tensión nominal inferior a 200 kV.

- Reserva de potencia reactiva en máquinas generadoras (artículo 6-43):

Ante condiciones de contingencia simple deberán mantenerse las tensiones dentro de los

límites establecidos en la Norma Técnica, con las unidades generadoras operando dentro del

100% de la capacidad definida en su diagrama PQ.

- Factor de potencia en consumos

De acuerdo a lo establecido en los artículos 5-23 y 5-24

6.2.1.3 Estándares para generadores eólicos y fotovoltaicos.

Para las simulaciones estáticas se consideró que los parques eólicos y solares fotovoltaicos se

comportan de acuerdo a lo establecido en el artículo 3-9 de la Norma Técnica:

El diseño de las instalaciones de generación deberá asegurar, para tensiones en el rango de

estado normal, que estos generadores pueden operar en forma permanente entregando o

absorbiendo reactivos, en el punto de conexión al sistema de transmisión, en las zonas

definidas a continuación:

a) Zona de operación entregando reactivos:

- Potencias activa y reactiva nulas.

- La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.

- Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0.95.

b) Zona de operación absorbiendo reactivos:

- Potencias activa y reactiva nulas.

- La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.

- Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0.95.



7 ASPECTOS GENERALES Y METODOLÓGICOS PARA ANÁLISIS DE SUFICIENCIA

En esta etapa del estudio descrito en el presente informe, se proyecta la utilización esperada

del sistema de transmisión troncal, además de otros tramos de relevancia para los análisis.

Para esto se considera el criterio N-1 como límite de transferencia para todos los tramos

actuales del sistema, aumentando el límite de transferencia admisible en aquellos en que se

observa congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión acorde

a la ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos, o bien por medio de la

adición de circuitos o transformadores en paralelo a los existentes.

Los resultados por zona del sistema de transmisión troncal se presentan en los gráficos de

probabilidad de excedencia mostrados en los puntos siguientes. Estos gráficos se construyen

de acuerdo al siguiente procedimiento. Para cada mes se despliegan cuatro niveles de

transmisión, correspondientes a transferencias con probabilidad de excedencia de 0%, 20%,

80% y 100%. Estos valores se determinan a partir del universo de transmisiones

equiprobables resultantes para cada mes, considerando los 51 despachos resultantes por

etapa y sus bloques de demanda modelados. De esta manera, las curvas no representan

trayectorias de transmisiones a lo largo del tiempo para una determinada secuencia de

operación, sino transmisiones de igual probabilidad de excedencia que pueden ocurrir en

diversas condiciones hidrológicas a lo largo del horizonte de planificación.

7.1 LIMITACIONES EN LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN

En el análisis de flujos esperados, respecto de las limitaciones de transmisión utilizadas, se considera lo siguiente:

- Para el sistema de transmisión troncal se utilizan límites de transmisión que consideran la aplicación del criterio N-1 por capacidad térmica de los circuitos u otras eventuales limitaciones.

- En los sistemas de subtransmisión y adicionales se suponen las ampliaciones que fueran necesarias de tal forma de no restringir los flujos esperados en el sistema troncal.

- Respecto de los gráficos, el sentido de los flujos es positivo cuando coincide con la definición del nombre del tramo indicado en ellos. Para aquellos tramos en los que se ha modelado una obra de expansión, en la gráfica se muestra con línea roja el nuevo límite de transmisión y en línea punteada el límite en caso de no ejecutar el proyecto, a menos que se indique lo contrario.

- Las limitaciones estimadas en el presente estudio no necesariamente coinciden con las utilizadas en la operación real, lo cual se debe a que la normativa vigente contempla distintas exigencias para la planificación, respecto de la operación.

- Los límites de transmisión utilizados en este informe corresponden a los resultados

obtenidos en los análisis eléctricos realizados, disponibles en el Anexo 1

.



Cuadro 11: Resumen limitaciones de transmisión.

Tramo Año Mes Límite Tipo de

Limitación2 Criterio Seguridad

Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión MVA

Cardones – Diego de Almagro 2014 - 197 LT-C N L. 1x220 kV, 1x197 MVA

2017 Nov 394/320 LT-C N-1/ Est + Nueva L. 2x220 kV, 2x290 MVA

Maitencillo – Cardones 220 kV 2014 - 420 LT-C N-1/Ajus L. 3x220 kV, 1x197 MVA + 2x290 MVA Considera redistribución de flujos

2017 Ene 520 LT-C N-1 / Est + Ampliación 1x197 MVA a 1x260 MVA Obra de ampliación circuito 1

2018 Ene 660 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Considera redistribución por 500 kV

Maitencillo – Cardones 500 kV 2018 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA

Maitencillo – Punta Colorada 220 kV

2014 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

2015 Ene 394 LT-C N + Esquema EDAG zona Norte Aplica sólo en sentido norte – sur

2018 Ene 265 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Mait. - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV

2022 Ene 400 LT-C N-1 / Ajus + Ampliación 2x197 MVA a 2x260 MVA Obra supuesta. Límite estimado

Pta. Colorada – P. de Azúcar 220 kV

2014 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA


Maitencillo – P. de Azúcar 500 kV 2018 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA

P. Azúcar – Las Palmas 220 kV 2014 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA


2018 Ene 448 LT-C N-1 / Ajus

+Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar +Repotenciamiento 2x224 a 2x290 MVA

Considera redistribución por 500 kV y obra supuesta

Las Palmas – Los Vilos 220 kV 2014 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA


2018 Ene 448 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV

Los Vilos – Nogales 220 kV 2014 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA


2018 Ene 448 LT-C N-1 / Ajus +Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA Polpaico - P. de Azúcar Considera redistribución por 500 kV

Nogales – Quillota 220 kV 2014 - 224 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x224 MVA

Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV 2018 Ene 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x500 kV, 2x1500 MVA

Polpaico – Nogales 220 kV 2014 - 1500 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x1500 MVA

Polpaico – Quillota 220 kV 2014 - 1300 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x1440 MVA Límite vigente

2016 Jul 1422 LT-C N-1 / Est

+ cambio de desconectador en S/E Quillota y TT/CC en ambas SS.EE.

Reemplazo equipos serie.

Cerro Navia – Polpaico 220 kV 2014 - 540 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 2x310 MVA Redist. post contingencia. Lím. vigente (s/EDAC)

Lo Aguirre – Cerro Navia 2018 Oct 1500 LT-C N-1 / Est Nueva L. 2x220 kV, 2x1500 MVA

Lo Aguirre 500/220 kV 2015 Sep 750 LT T Transformador 1x750 MVA

Melipilla – C. Navia 220 kV 2014 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

Melipilla – Lo Aguirre 220 kV 2015 Sep 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA Seccionamiento en S/E Lo Aguirre

2 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia),

T: Para Transformadores considerando Criterio del ETT para este tipo de instalaciones.



2018 May 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1(2)x220 kV, 1(2)x290 MVA Tendido primer circuito

Cuadro 12: Resumen limitaciones de transmisión (continuación).


Limitación3 Criterio Seguridad

Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión MVA

Rapel – Melipilla 220 kV 2014 - 197 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x197 MVA

2018 394 LT-C N-1 / Est + Nueva L. 1x220 kV, 1x290 MVA

Chena – Cerro Navia 220 kV 2014 - 510 LT-C N-1 / Ajus L. 2x220 kV, 2x400 MVA Redist. post contingencia.

Alto Jahuel – Chena 220 kV 2014 - 1100 LT-C N-1 / Est L. 4x220 kV, 2x400 MVA + 2x367 MVA

Alto Jahuel al norte 500 kV 2014 - 1800 LT-C N-1 / Est Límite actual

2015 Sep 1940 LT-C N-1 / Ajus + S/E Lo Aguirre (secciona L. 1x500 kV A. Jahuel – Polpaico)

Cable Colbún E/S, redistribución post contingencia

Polpaico 500/220 kV 2014 - 1200 LT N-1/Ajus Transformadores 2x750 MVA Lím. Calculado en Anexo 1

Alto Jahuel 500/220 kV 2014 - 1300 LT N-1/Ajus Transformadores 2x750 MVA Lím. Calculado en Anexo 1

Ancoa – Alto Jahuel 500 kV 2014 - 1810 LT-C N-1 / Ajus +L. 2x500 kV, 1x1803 MVA + 1x1544 MVA Cable Colbún E/S. Lím. Conductor circuito 1 Ancoa – A. Jahuel 500 kV.

2015 Oct 21504 LT-ES N-1 / Est + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV

2016 Ene 2150 LT-ES N-1 / Est + 2do circuito L. Ancoa – A. Jahuel 2x500 kV, 2x1800MVA Limitación por tramo Charrúa – Ancoa 500 kV

2018 Feb 2785 LT-ES N-1 / Ajus +Nueva L. Charrúa – Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Lím. Charrúa 500/220 kV. No incluye el flujo por el cable

Ancoa 500/220 kV 2014 - 750 LT T Transformador 1x750 MVA

2016 May 1150 LT N-1 / Ajus + Transformador 1x750 MVA Lím. Calculado en Anexo 1

Ancoa – Colbún 220 kV 2014 Abr 600 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x600MVA Lím. Calculado en Anexo 1

Colbún – Candelaria 220 kV 2014 - 900 LT-C N-1 / Ajus + Interconexión Ancoa – Colbún

Candelaria – Maipo 220 kV 2014 - 600 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x600 MVA

Maipo – Alto Jahuel 220 kV 2014 - 600 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x600 MVA

Ancoa – Itahue 220 kV 2014 - 400 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x400 MVA

Charrúa – Ancoa 500 kV 2014 - 1368 LT - ES N-1 / Est L. 2x500 kV, 2x1766 MVA Lím. CC.SS. 1.58. kA

2018 Ene 2910 LT - ES N-1 / Est + Nueva L. Charrúa - Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1766 MVA Lím. Transformadores y CC.SS. con sobrecarga admisible

Charrúa 500/220 kV 2014 - 2100 LT N-1 / Ajus Transformadores 3x750 MVA

2018 Jul 2910 LT N-1 / Ajus + Transformador 1x750 MVA

Charrúa – Lagunillas 220 kV 2014 - 150 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x366 MVA Redist. post contingencia.

Charrúa – Hualpén 220 kV 2014 - 150 LT-C N-1 / Ajus L. 1x220 kV, 1x227 MVA Redist. post contingencia.

3 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, RT: Regulación de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post

contingencia), T: Para Transformadores considerando Criterio del ETT para este tipo de instalaciones. 4 Límite establecido por restricciones en tramos al sur de Ancoa.



Cuadro 13: Resumen limitaciones de transmisión (continuación).


Limitación5

Criterio

Seguridad Instalaciones consideradas Notas límite de transmisión

MVA

Charrúa - Mulchén 220 kV 2014 - 549 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Charrúa

Mulchén – Cautín 220 kV 2014 - 457 LT-ES N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x581 MVA Lím. TTCC S/E Cautín

Charrúa - Temuco 2014 - 264 LT-C N-1 / Est L. 1x220 kV, 1x264 MVA

Temuco - Cautín 2014 - 193 LT-C N-1 / Est L. 2x220 kV, 2x193 MVA

Cautín al Sur 2014 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos

Ciruelos al Sur 220 kV 2014 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos

2017 Ene 145 LT-C N-1 / Est + Seccionamiento completo S/E Ciruelos Suma de ambos circuitos

2018 May 325 LT-C N-1 / Ajus + Nueva L. Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 2x290 MVA Suma de los tres circuitos

Valdivia al Sur 2014 - 145 LT-C N-1 / Ajus L.2x220 kV, 1x193 MVA y 1x145 MVA Suma de ambos circuitos

2016 Dic 145 LT-C N-1 / Ajus + S/E Rahue (secciona Valdivia – Puerto Montt C1) Suma de ambos circuitos

Pichirropulli al Sur 2018 May 435 LT-C N-1 / Ajus Nueva L. P.Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, kV 2x1500

(290) MVA

Suma de ambos circuitos

5 LT: Límite térmico, C: Conductor, ES: Equipo serie, ET: Estabilidad de tensión, Est: Estricto, Ajus: Ajustado (considera redistribución post contingencia),

T: Para Transformadores considerando Criterio del ETT para este tipo de instalaciones



7.1.1 Demanda proyectada

De acuerdo a la información recibida hacia fines del 2013 se han incluido los siguientes

proyectos considerados como desarrollos efectivos:

Cuadro 14: Proyectos de Consumo (MW)

Proyecto Punto de Conexión Consumo Estimado

Fecha Inicial Fecha Final MW

Caserones Maitencillo 220 kV

abr-14 ago-14 10

sep-14 nov-14 15

dic-15 dic-15 70

ene-16 mar-29 150

Pascua Lama Punta Colorada 220 kV

ene-15 mar-15 5

abr-15 jun-15 6

jul-15 sep-15 18

oct-15 dic-15 70

ene-16 mar-16 74

abr-16 jun-16 83

jul-16 sep-16 83

oct-16 dic-16 91

ene-17 mar-17 91

abr-17 jun-17 91

jul-17 sep-17 96

oct-17 mar-29 103

Cerro Negro Norte

Cardones 220 kV abr-14 mar-29 57

La potencia indicada en el cuadro anterior, corresponde a la potencia media informada por las

empresas. Cabe señalar en todo caso, que al corresponder a consumos industriales mineros,

este nivel de potencia es muy similar a la máxima.

A continuación se presentan las tasas de crecimiento y las energías utilizadas para la

previsión de demanda:

Cuadro 15: Previsión Total de Consumo

Año Total (GWh) Crecimiento

2013 50,974 5.0%

2014 53,544 4.7%

2015 56,078 4.4%

2016 58,561 4.3%

2017 61,073 4.2%

2018 63,649 4.1%

2019 66,239 4.0%

2020 68,904 3.9%

2021 71,595 3.8%

2022 74,286 3.8%

2023 77,095 3.8%

2024 80,026 3.8%

2025 83,087 3.8%

2026 86,283 3.9%

2027 89,621 3.9%

2028 93,109 3.9%

Figura 4: Proyección Total de consumo SIC



En el caso de los consumos de clientes libres las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo

industrial proyectado son los siguientes:

Cuadro 16: Previsión de consumo industrial

Figura 5: Proyección Industrial de consumo SIC

Las tasas de crecimiento utilizadas y el consumo regulado proyectado por zona, para el

escenario base son los siguientes:

Cuadro 17: Previsión de Consumo Regulado por zona

Año Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral TOTAL

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

Tasa

Ener

gía

[MW

h]

2014 3.90% 2,160,000 6.20% 18,455,000 5.40% 3,489,000 5.30% 1,914,000 5.80% 1,521,000 6.10% 3,804,000 4.60% 31,343,000

2015 4.60% 2,259,360 4.20% 19,230,110 5.40% 3,677,406 4.90% 2,007,786 5.30% 1,601,613 5.40% 4,009,416 4.18% 32,785,691

2016 4.20% 2,354,253 3.80% 19,960,854 4.90% 3,857,599 4.50% 2,098,136 4.80% 1,678,490 4.90% 4,205,877 3.74% 34,155,210

2017 3.70% 2,441,360 3.40% 20,639,523 4.40% 4,027,333 4.00% 2,182,062 4.30% 1,750,666 4.40% 4,390,936 3.62% 35,431,880

2018 3.60% 2,529,249 3.30% 21,320,627 4.20% 4,196,481 3.90% 2,267,162 4.10% 1,822,443 4.30% 4,579,746 3.53% 36,715,709

2019 3.50% 2,617,773 3.20% 22,002,888 4.10% 4,368,537 3.80% 2,353,314 4.00% 1,895,341 4.20% 4,772,096 3.42% 38,009,948

2020 3.40% 2,706,777 3.10% 22,684,977 4.00% 4,543,278 3.70% 2,440,387 4.00% 1,971,154 4.00% 4,962,979 3.35% 39,309,554

2021 3.30% 2,796,101 3.10% 23,388,211 3.80% 4,715,923 3.60% 2,528,241 3.80% 2,046,058 3.80% 5,151,573 3.26% 40,626,107

2022 3.30% 2,888,372 3.00% 24,089,858 3.70% 4,890,412 3.50% 2,616,729 3.70% 2,121,762 3.70% 5,342,181 3.16% 41,949,315

2023 3.20% 2,980,800 2.90% 24,788,464 3.60% 5,066,467 3.40% 2,705,698 3.60% 2,198,146 3.60% 5,534,499 3.16% 43,274,074

2024 3.20% 3,076,186 2.90% 25,507,329 3.60% 5,248,860 3.40% 2,797,692 3.60% 2,277,279 3.60% 5,733,741 3.16% 44,641,087

2025 3.20% 3,174,624 2.90% 26,247,042 3.60% 5,437,819 3.40% 2,892,813 3.60% 2,359,261 3.60% 5,940,156 3.16% 46,051,715

2026 3.20% 3,276,212 2.90% 27,008,206 3.60% 5,633,580 3.40% 2,991,169 3.60% 2,444,194 3.60% 6,154,002 3.16% 47,507,363

2027 3.20% 3,381,051 2.90% 27,791,444 3.60% 5,836,389 3.40% 3,092,869 3.60% 2,532,185 3.60% 6,375,546 3.16% 49,009,483

2028 3.20% 3,489,244 2.90% 28,597,396 3.60% 6,046,499 3.40% 3,198,026 3.60% 2,623,344 3.60% 6,605,065 3.16% 50,559,575

2029 3.20% 3,600,900 2.90% 29,426,720 3.60% 6,264,173 3.40% 3,306,759 3.60% 2,717,784 3.60% 6,842,848 3.16% 52,159,185

0.00%

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

Tasa

de

Cre

cim

ien

to [

%]

Ene

rgía

[G

Wh

]

Proyección de consumo Industrial SICAño Total (GWh) Crecimiento

2014 19,631 5.74%

2015 20,758 5.61%

2016 21,922 5.50%

2017 23,129 5.31%

2018 24,357 5.26%

2019 25,639 5.03%

2020 26,930 5.01%

2021 28,278 4.84%

2022 29,645 4.61%

2023 31,012 4.65%

2024 32,454 4.69%

2025 33,975 4.72%

2026 35,579 4.76%

2027 37,273 4.80%

2028 39,061 4.84%

2029 40,950 4.84%



Figura 6: Proyección de demanda consumos regulados SIC

0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

50,000,000

60,000,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Ene

rgía

[M

Wh

]

Proyección de Demanda de Energía Regulados

Norte Centro Itahue Concepción Sur Austral



8 DIAGNOSTICO DE LA UTILIZACIÓN ESPERADA DEL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN TRONCAL

A continuación se presenta la utilización esperada de los tramos del sistema de transmisión

troncal, incluyendo para cada uno de ellos un diagrama simplificado de las instalaciones

existentes, en construcción y las obras propuestas, detallando además los límites con criterio

N-1 modelados. Para efectos de determinar las transferencias esperadas se consideran las

expansiones necesarias aumentando el límite admisible en aquellos tramos en que se observa

congestión, mediante el supuesto de un aumento de capacidad de transmisión, acorde a la

ejecución de una eventual obra propuesta y sus respectivos plazos estimados.

En aquellos tramos en que se observan saturaciones se obtiene un indicador de sobrecarga

anual para el tramo, el cual representa el porcentaje de horas en que el flujo supera el límite

admisible sin considerar la materialización de las obras propuestas, sobre el universo del total

de horas simuladas para el año en cuestión (combinatoria de las 51 series hidrológicas y los

12 ó 48 bloques anuales modelados con su respectivas duraciones).

8.1 Zona Norte

El análisis de la zona norte muestra el estudio de los flujos esperados para los tramos

comprendidos entre las subestaciones Diego de Almagro y Polpaico. En la zona se espera

contar con capacidad adicional proveniente del sistema de 500 kV decretado entre las SS.EE.

Polpaico y Cardones, de los proyectos de línea Cardones- (Carrera Pinto) Diego de Almagro

2x220 kV y la Modificación Línea Maitencillo – Cardones 1x220 kV, 1x197 MVA a 1x260 MVA.



Ilustración 1.Diagrama simplificado zona norte

8.1.1 Tramo Cardones – Diego de Almagro

Instalaciones existentes: (1) Línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC

Obras en construcción (2) Nueva Línea 2x220 kV, 1x290 MVA 25ºC (nov-17)

Obras decretadas: (3) Tendido segundo circuito 1x290 MVA 25ºC (nov-17)

Ilustración 2.Diagrama de obras modeladas tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de Almagro

cardone500


1x750 MVA

2x1500 MVA

d.almag220

c.pinto220

cardone220

maitenc220

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

p.colorada220

p.azuca500

maitenc500

quillot220

polpaic220

ExistenteEn Licitación o Construcción

Proyecto

S.Andres220

e.arrayan220

Abr-14 - Oct-17 Nov-17 - Mar-29

1x197 MVA

2x290 MVA

1x197 MVA

d.almag220

c.pinto220

cardone220

d.almag220

c.pinto220

cardone220

Existente

En Licitación o Construcción

Proyecto

S.andres220



Figura 7: Flujos desde el sur a Diego de Almagro 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

La Figura 7 muestra el flujo proyectado para el tramo Cardones – Carrera Pinto – Diego de

Almagro, considerando la entrada en operación de la obra decretada (3) en conjunto con el

tendido del primer circuito de la nueva línea actualmente en construcción (2), cuya fecha

estimada de puesta en servicio es noviembre de 2017. En el gráfico se observa que luego de la

puesta en servicio del sistema de 500 kV entre S.E. Polpaico – S.E. Cardones en enero de 2018,

los niveles de transferencia aumentan progresivamente en ambas direcciones.

Figura 8: Flujos desde el norte a Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

En la Figura 7 se presentan las transferencias esperadas por el tramo Diego de Almagro – C.

Pinto – San Andrés – Cardones 220 kV. Esto corresponde a la totalidad de los flujos que llegan

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Desde el sur a Diego de Almagro

Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+ C_proyec- S_proyec+ S_proyec-



desde el norte hacia la S/E Cardones. En la figura se aprecia que los límites de transferencia

son alcanzados a lo largo de todo el horizonte de estudio por, al menos, una serie de

probabilidad de excedencia en el sentido Norte-Sur, lo que está relacionado a las inyecciones

de potencia de las centrales eólicas y solares ubicadas al norte de Cardones. No obstante lo

anterior, cabe destacar que estos límites de transmisión son aún preliminares, por lo que los

resultados pueden verse afectados una vez determinados los valores definitivos para las

transferencias máximas por este tramo. Complementando lo anterior, la limitación

encontrada viene dada por el tramo San Andrés – Cardones (197 MVA), circuito que toma

mayor carga cuando las transferencias son en sentido norte a sur, debido a la inyección de la

central San Andrés, situación que impide el aprovechamiento de los circuitos paralelos de

mayor capacidad (2x290 MVA).

8.1.2 Tramo Maitencillo - Cardones


(2) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC

(3) CER en S.E. Cardones

Obras en construcción: (4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA (ene-18)

(5) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Cardones

Obras en licitación: (6) Modificación línea 1x220 kV, 1x197 MVA 25ºC a 1x260 MVA

(dic-16)

Ilustración 3.Diagrama a considerar para el tramo Maitencillo – Cardones

cardone500

2x290 MVA 2x290 MVA

1x197 MVA 1x260 MVA 2x1500 MVA

1x750 MVA

1x750 MVA 1x260 MVA

cardone220

maitenc220

maitenc500

cardone220 cardone220

Existente


Proyecto

Ene-17 - Dic-17 Ene-18 - Mar-29Abr-14 - Dic-16

maitenc220 maitenc220



Figura 9: Flujos Maitencillo – Cardones 220 kV para distintas probabilidades de excedencia

En la Figura 9 se aprecia que el tramo no presenta congestiones a partir de la puesta en

servicio de las obras en construcción y decretadas a la fecha. Lo anterior se debe, en parte, a la

presencia de una importante cantidad de centrales ERNC en la zona de Diego de Almagro, lo

que contribuye a disminuir los niveles de transferencia esperados desde Maitencillo al norte.

Figura 10: Flujos Maitencillo – Cardones 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Maitencillo - Cardones 220 kV


-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Maitencillo - Cardones 500 kV




Figura 11: Flujos Cardones 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

Figura 12: Flujos Maitencillo 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia

A partir de la Figura 10 se observa que con la interconexión SIC-SING, en enero de 2021,

aumentan los niveles de transferencia en el sistema de 500 kV para el tramo Maitencillo –

Cardones 500 kV, presentando flujos mayoritariamente en el sentido SIC-SING, alcanzando en

algunos casos puntuales la transferencia máxima admisible por el tramo (1500 MVA).

De las Figura 11 y Figura 12 se observa que los tramos de transformación 500/220 kV de las

SS.EE. Nueva Cardones y Nueva Maitencillo presentan holgura de capacidad a lo largo de todo

el horizonte de estudio, de modo que no se estima necesario evaluar alguna obra de expansión

en estos tramos.

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

Cardones 500/220 kV


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Maitencillo 500/220 kV




8.1.3 Tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo

Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x197 MVA a 25°C

Obras licitadas: (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA (ene-18)

(3)Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan

de Azúcar (ene-18)

Obras propuestas: (4)Repotenciamiento tramo Maitencillo – Punta

Colorada, 2x197 a 2x290 MVA a 25°C (ene-18)

Ilustración 4.Diagrama de obras modeladas tramo Pan de Azúcar - Punta Colorada – Maitencillo

Figura 13: Flujos Punta Colorada – Maitencillo 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

En la Figura 13 se puede apreciar que las transferencias por el tramo Maitencillo – Punta

Colorada ocurren mayoritariamente en sentido Norte – Sur, lo que refleja, en buena medida,

la abundante presencia de centrales eólicas y solares al norte de Maitencillo, cuya inyección se

suma a la proveniente de las centrales térmicas del complejo Guacolda.


1x750 MVA 2x197 MVA

1x750 MVA

maitenc500

Existente


Proyecto

Ene-18 - Mar-28

p.azuca500

p.azuca220

maitenc220

p.azuca220

maitenc220

p.colorada220p.colorada220

Abr-13 - Dic-17



La ocurrencia de altas transferencias en sentido Norte – Sur entre las SS.EE. Maitencillo y

Nogales ha motivado la implementación del esquema de automatismos comentados en el

acápite 6.2, cuya modelación se aprecia en la figura a partir de enero de 2015. Desde la puesta

en servicio del sistema de 500 kV entre Polpaico y Cardones, se considera que este esquema

queda fuera de servicio, de modo que la limitación de transmisión correspondería a la

calculada a partir de la redistribución de flujos por los circuitos en paralelo, capacidad que

resultaría insuficiente a partir de la entrada en operación de la central “Carbón Maitencillo

(370 MW)”, en enero de 2024, central utilizada como extensión del plan de obras de

generación de la CNE, para los años 2024 a 2029.

Dado lo anterior, y para efectos de visualizar posibles necesidades de expansión, se amplió la

capacidad de transmisión del tramo por medio de una obra genérica consistente en el

repotenciamiento de los circuitos del tramo Maitencillo – Punta Colorada 220 kV, similar a la

obra decretada para el circuito 1 del tramo Maitencillo – Cardones 220 kV, cuya puesta en

servicio se supuso para enero de 2022. De esta forma, la línea roja de la figura representa el

límite de transmisión una vez materializado este proyecto, mientras que la línea punteada de

color negro representa el límite sin el desarrollo de esta obra.

Figura 14: Flujos Pan de Azúcar – Punta Colorada 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

En la Figura 14 se observa que el comportamiento de tramos Pan de Azúcar – Punta Colorada

220 kV, es similar al del tramo Punta Colorada - Maitencillo 220 kV pero con niveles de

transferencia menores debido al consumo en la barra Punta Colorada 220 kV, asociados

principalmente al proyecto minero Pascua Lama.



Figura 15: Flujos Pan de Azúcar – Maitencillo 500 kV

En la Figura 15 se aprecia que las transferencias máximas por el tramo Pan de Azúcar -

Maitencillo 500 kV no alcanzan los límites de transmisión del tramo a lo largo del horizonte de

estudio, por lo que no se considera necesario evaluar alguna obra de expansión para este

tramo.

8.1.4 Tramos Nogales – Pan de Azúcar

Instalaciones existentes: (1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Nogales – Los Vilos – Las

Palmas - Pan de Azúcar

Obras licitadas: (2) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de

Azúcar (ene-2018)

(3) Transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, S.E. Pan de Azúcar

(ene-2018)

Ilustración 5.Diagrama de obras modeladas tramo Polpaico - Pan de Azúcar

2x224 MVA 2x1500 MVA 2x224 MVA

2x224 MVA 2x224 MVA

2x1500 MVA 2x1500 MVA

2x1090 MVA 2x1090 MVA

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

p.azuca500

quillot220

polpaic220

nogales220

p.azuca220

l.vilos220

quillot220

polpaic220

Abr-14 - Dic-17Ene-18 - Mar-29

polpaic500Existente


Proyecto *

l.palmas220l.palmas220

ElArrayan220



Figura 16: Flujos transformación Pan de Azúcar 500/220 kV

Tal como se aprecia en la Figura 16, el tramo de transformación 500/220 kV de la S/E Pan de

Azúcar presenta una holgura de capacidad importante a lo largo de todo el horizonte de

estudio, de modo que no se considera necesario evaluar obras de expansión para este tramo.

Figura 17: Flujos Desde el sur a Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.



Cuadro 18: Porcentaje de sobrecarga tramo desde el sur a Pan de Azúcar

En la Figura 17 se presentan las transferencias esperadas desde el sur hacia la S/E Pan de

Azúcar en 220 kV, las que incluyen las inyecciones de las centrales eólicas ubicadas entre las

SS.EE. Las Palmas y Pan Azúcar. Estas centrales se encuentran modeladas cada una en su

punto de conexión por circuito, de modo que las limitaciones de transmisión consideran tanto

las restricciones del tramo completo (ambos circuitos) como las de cada circuito por

separado. Lo anterior se ve reflejado en la Figura 18, en donde se presentan las transferencias

esperadas por el tramo El Arrayán – Pan de Azúcar 220 kV, en la cual se observa que a partir

de la entrada del sistema de 500 kV Polpaico - Cardones el límite de transmisión de ese

circuito se alcanza en forma permanente para la probabilidad de excedencia mayor.

Por su parte, el límite conjunto del tramo para transferencias en sentido sur – norte (flujos

positivos en el gráfico de la Figura 17), correspondiente a la limitación por criterio N-1, se ve

alcanzado durante prácticamente todo el horizonte. Por esta razón, y para efectos de

visualizar posibles necesidades de ampliación de este tramo, se ha supuesto la materialización

de una obra de ampliación genérica, consistente en el repotenciamiento de los circuitos del

tramo, obra similar a la decretada para uno de los circuitos del tramo Maitencillo – Cardones.

La puesta en servicio de esta obra se supuso para enero de 2018, en conjunto con la entrada

en operación del sistema de 500 kV Polpaico – Cardones.

Adicionalmente, en el Cuadro 18 se aprecia que se mantiene un elevado nivel de saturación

del tramo aún luego de la incorporación del sistema de 500 kV.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

32% 11% 20% 18% 6% 8% 9% 7% 8% 12% 10% 9% 7% 4% 5% 2%

Período Período Período Período



Figura 18: Flujos El Arrayán – Pan de Azúcar 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.

Figura 19: Flujos Desde el norte a Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.

La Figura 19 muestra las transferencias esperadas desde el norte hacia la S/E Las Palmas,

recogiendo tanto las transferencias desde la S/E Pan de Azúcar, así como las inyecciones de

los parques eólicos de la zona. Estos resultados muestran que no sería necesaria la evaluación

de una obra de ampliación para este tramo, ya que la entrada del sistema de 500 kV Polpaico –

Cardones entrega suficiente holgura de capacidad.

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Desde el norte a las Palmas 220 kV




Figura 20: Flujos Los Vilos – Las Palmas 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.

La Figura 20 muestra las transferencias esperadas para el tramo Los Vilos - Las Palmas 220

kV, el cual presenta algunas situaciones puntuales de saturación para el periodo previo a la

entrada en operación del sistema Polpaico – Cardones 500 kV (enero 2018), situación que se

presenta principalmente para transferencias en sentido norte – sur.

Figura 21: Flujos Nogales – Los Vilos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia



En la Figura 21 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Nogales – Los Vilos,

observándose congestiones importantes en sentido sur – norte hasta la fecha de puesta en

servicio del sistema de 500 kV Polpaico – Cardones. En tanto, en sentido norte – sur, las

transferencias se mantienen dentro de sus límites máximos, los que consideran la

implementación del esquema de automatismos señalado anteriormente, el que se utilizaría

hasta enero de 2018, fecha a partir de la cual se considera solamente la redistribución de

flujos por los circuitos en paralelo.

8.1.5 Tramos Polpaico – Nogales

Instalaciones existentes: (1) Líneas 2x220 kV, 2x224 MVA 25ºC, Quillota – Nogales

(2) Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 30ºC, Polpaico – Nogales

(3) Línea 2x220 kV, 2x1400 MVA 25ºC, Quillota - Polpaico

Obras licitadas: (4) Nueva línea 2x500 kV, 2x1500 MVA, Polpaico – Pan de

Azúcar (ene-2018)

(5) Reemplazo de desconectadores SS.EE. Quillota y Polpaico

(jul-2016)

Figura 22: Flujos Polpaico – Pan de Azúcar 500 kV, para distintas probabilidades de excedencia

En la Figura 22 se presentan las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Pan de

Azúcar 500 kV, las cuales logran alcanzar el límite de transmisión de 1500 MVA en algunas

situaciones puntuales a lo largo del horizonte de estudio. No obstante lo anterior, no se

considera pertinente evaluar una obra de expansión para el tramo, toda vez que se estima que

los límites de transmisión definitivos, serán probablemente superiores a los 1500 MVA

considerados en este informe, debido a la redistribución de flujos por el sistema paralelo de



220 kV, lo cual será analizado en la siguiente versión de esta revisión anual. Por otra parte, no

se cuenta a la fecha con alguna obra propuesta para ampliar este tramo.

Figura 23: Flujos Polpaico – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

La Figura 23 muestra las transferencias esperadas por el tramo Polpaico – Nogales 220 kV, el

cual presenta una holgura de capacidad considerable durante todo el horizonte de estudio, de

modo que no se considera necesario la evaluación de alguna obra de expansión para este

tramo.

Figura 24: Flujos Quillota – Nogales 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

ene-13

jul-13

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

MW

Mes

Quillota - Nogales 220 kV




La Figura 24 da cuenta de la modelación considerada para el tramo Quillota – Nogales 220 kV,

el que se ha modelado abierto durante todo el horizonte de estudio, debido a que su capacidad

de transmisión se ve superada en una cantidad considerable de situaciones, lo que ha sido

analizado en revisiones de años anteriores, manteniéndose el criterio para este diagnóstico

debido a que esta operación representaría menores costos de operación esperados del

sistema. Cabe señalar que la modelación del tramo para estos efectos representa una

simplificación cuyo análisis será actualizado en las siguientes versiones del informe de la

presente revisión. En todo caso, la operación real de este tramo deberá ser evaluada de

acuerdo a las condiciones particulares del momento.

Figura 25: Flujos Polpaico – Quillota 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

La Figura 25 muestra las transferencias esperadas para el tramo Polpaico – Quillota 220 kV, el

cual presenta algunos episodios de congestión en situaciones puntuales, mostrando en

holgura de capacidad para la mayoría de los escenarios (más del 80%). Cabe señalar que la

modelación de los límites de transmisión para este tramo considera la obra (5), consistente en

el cambio de los equipos serie (cambio de desconectadores y TT.CC.) que actualmente

impiden que la línea sea utilizada hasta su capacidad térmica.



8.2 Zona Centro

El análisis de la zona centro comprende el estudio de los flujos esperados, para los tramos

entre las subestaciones Polpaico y Ancoa, incluyendo los tramos en 220 kV entre Alto Jahuel y

Colbún y Ancoa – Itahue.

Ilustración 6.Diagrama simplificado zona centro

8.2.1 Tramo Lampa – Polpaico


Obras propuestas: Ninguna

Figura 26: Flujos Lampa – Polpaico 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia.

ExistenteEn Licitación o Construcción

Proyecto

S/E Polpaico 500kV

A.Melipilla220

L.Aguirre220

L.Aguirre500

C.Nav ia220

Rapel220

Ancoa 500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Lampa 220

Chena 220

A.Jahuel 220

Maipo 220

Candelaria 220

Colbún 220

Ancoa 220

Itahue 220

Polpaico 220kV

-600

-400

-200

0

200

400

600

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29MW

Mes

Lampa - Polpaico 220 kV




En la Figura 26 se observa que si bien existe una alta utilización de este tramo, la capacidad

vigente de 540 MVA no es superada, gracias a la incorporación de los transformadores

desfasadores en Cerro Navia 220 kV el año 2012.

8.2.2 Tramo Chena - Cerro Navia

Obras existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC


De la Figura 27 se observa que los flujos se mantienen dentro de su límite sistémico con

criterio N-1, calculado en los estudios eléctricos (510 MVA) en todo el horizonte de

evaluación.

Figura 27: Flujos Chena – Cerro Navia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Nota: En este tramo, por redistribución de flujos post-contingencia, la limitación con criterio N-1 estricto es mayor a la

capacidad térmica de cada circuito.

8.2.3 Tramo Alto Jahuel – Chena

Instalaciones existentes: Línea 2x220 kV, 2x350 MVA 30ºC (A.Jahuel-Rodeo-Chena)6

Línea 2x220 kV, 2x400 MVA 30ºC


6 En este tramo, por redistribución de flujos post-contingencia, la limitación con criterio N-1 estricto es mayor a la capacidad

térmica de cada circuito.

-600

-400

-200

0

200

400

600

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Chena - Cerro Navia 220 kV




Figura 28: Flujos Alto Jahuel – Chena 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Considerando la capacidad de los nuevos circuitos El Rodeo - Chena 220 kV, en paralelo con la

capacidad de los nuevos conductores de alta temperatura, de acuerdo a los estudios eléctricos

realizados en su oportunidad, se obtiene una capacidad sistémica con criterio N-1 del tramo

completo de 1100 MVA.

Se aprecian flujos de sur a norte cuya tendencia es incremental hasta el año 2018.

Posteriormente se observa una baja en las transferencias debido a la entrada de la nueva línea

Lo Aguirre – C.Navia 2x220 kV en octubre de 2018, obra que aportaría un camino alternativo

para abastecer la zona centro con la energía proveniente desde el sur, reduciendo de este

modo los flujos por el tramo en cuestión.

8.2.4 Tramos Rapel – A. Melipilla – Lo Aguirre – Cerro Navia


Obras licitadas: (2) Nuevo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, Lo Aguirre,

junto con el seccionamiento de un circuito Alto Jahuel –

Polpaico 500 kV y seccionamiento completo de Rapel – C.Navia

(oct-2015).

(3) Línea 1x220 kV, 1x290 MVA 25ºC, Rapel – A. Melipilla (oct-

2018)

(4) Línea 2x220 kV, 2x290 MVA 25ºC, A. Melipilla – Lo Aguirre,

1 circuito (oct-2018).

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Alto Jahuel - Chena 220 kV




(5) Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC, Lo Aguirre –

C.Navia (nov-2018)7

Obras propuestas: (6) Segundo transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, Lo

Aguirre, junto con el seccionamiento del otro circuito Alto

Jahuel – Polpaico 500 kV.

(7) Aumento de capacidad del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia

2x220 kV

Para efectos de las transferencias mostradas a continuación de las dos obras excluyentes para

el tramo Lo Aguirrre – Cerro Navia: “Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500 MVA 25ºC” y “Aumento

de capacidad del tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 2x220 kV”, se ha considerado sólo la

materialización de la primera, toda vez que aún se encuentra en curso el proceso de licitación

que está llevando actualmente la DP para ella.

Ilustración 7.Diagrama de obras modeladas tramo Rapel - Cerro Navia

7 Licitación declarada desierta durante el primer llamado. La fecha de puesta en servicio considera el retraso debido a los nuevos

procesos de licitación.

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220

Abr-14 - Sep-15 Oct-15 - Sep-18

Existente


Proyecto

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220

Nov-18 - Mar-29

Rapel220

A.Melipilla220

C.Nav ia220

L.Aguirre220

oct-18



Figura 29: Flujos Rapel – Alto Melipilla 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Figura 30: Flujos Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

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jul-25

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jul-26

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jul-27

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MW

Mes

Rapel - Alto Melipilla 220 kV


-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

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jul-28

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MW

Mes

Alto Melipilla - Cerro Navia 220 kV (A. Melipilla

- Lo Aguirre desde Oct-15)




Figura 31: Flujos tramo Lo Aguirre – Cerro Navia 220 kV para distintas prob. de excedencia

Figura 32: Flujos Lo Aguirre 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

De acuerdo a lo dispuesto en el Decreto Nº115/2011, hacia octubre de 2015 se contaría con la

nueva S.E. Lo Aguirre, seccionando un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV y seccionando

ambos circuitos del tramo Alto Melipilla – Cerro Navia, por lo que se separa el análisis del

tramo en la nueva S.E. Lo Aguirre.

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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MW

Mes

Lo Aguirre - Cerro Navia 220 kV


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

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jul-21

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jul-23

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jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Lo Aguirre 500/220 kV




De la Figura 29 se observa que la capacidad N-1 del tramo entre Rapel y Alto Melipilla se ve

sobrepasada desde el inicio del horizonte de estudio hasta la puesta en servicio de la obra (3)

en octubre de 2018. Lo mismo ocurre con el tramo Alto Melipilla – Lo Aguirre 220 kV (Figura

30) y la respectiva nueva obra (4) que aumenta su capacidad de transferencia.

Como se puede apreciar de la Figura 31, la línea existente (1) se considera operando abierta

en el tramo Lo Aguirre – Cerro Navia desde la puesta en servicio de la subestación

seccionadora Lo Aguirre en 220 kV en octubre de 2015, debido a las saturaciones que se

presentarían en caso de mantener el tramo cerrado. La decisión de operación anterior fue

justificada para la revisión 2013 del ETT desde el punto de vista económico y eléctrico para

los efectos de su incorporación en el modelo de coordinación hidrotérmica. En la siguiente

versión del presente informe se actualizarán dichos análisis. A partir de noviembre de 2018,

los flujos presentados corresponden a los transitados por la Nueva Línea 2x220 kV, 2x1500

MVA 25ºC, Lo Aguirre – C.Navia, la cual aportaría capacidad suficiente al tramo en todo el

horizonte de análisis.

En la Figura 32, se aprecia que para el transformador 500/220 kV de la S.E. Lo Aguirre los

flujos aumentan progresivamente desde la puesta en servicio del proyecto Nueva línea Lo

Aguirre – C.Navia en noviembre de 2018, sin alcanzar la capacidad máxima para el tramo en

todo el horizonte de estudio.

8.2.5 Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico


(2) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, Polpaico

(3) Transformadores 2x500/220 kV, 2x750 MVA, A. Jahuel

(4) Seccionamiento de Ancoa – Polpaico 1x500 kV (Ene-2014)

Obras en construcción: (5) Seccionamiento de un circuito Alto Jahuel – Polpaico 500 kV

en S/E Lo Aguirre (oct-2015).

(6) Tercer transformador 500/220 kV, 1x750 MVA, A. Jahuel

(Sep-2017)

Obras propuestas: (7) Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico

(may-2020)

Ilustración 8.Diagrama de obras modeladas Sistema de 500 kV entre Alto Jahuel y Polpaico 500 kV

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV

Hacia S/E Ancoa 500kV

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Lo Aguirre 500kV S/E Lo Aguirre 500kV Existente


Proyecto

Abr-14 - Sep-15 Oct-15 - Abr-17 May-20 - Mar-29

S/E Polpaico 500kV

S/E A.Jahuel 500kV


S/E Lo Aguirre 500kV

Sep-17 - Abr-20



Figura 33: Flujos Alto Jahuel – al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Figura 34: Flujos Polpaico 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

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ene-15

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jul-22

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jul-23

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jul-24

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jul-27

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jul-28

ene-29

MW

Mes

Alto Jahuel al Norte 500 kV


-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

ene-14

jul-14

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jul-15

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jul-16

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jul-20

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jul-21

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ene-23

jul-23

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jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Polpaico 500/220 kV




Figura 35: Flujos Alto Jahuel 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

El gráfico de la Figura 33 muestra los flujos y los límites de transmisión con criterio N-1 de la

S.E. Alto Jahuel al norte, con el fin de analizar los niveles de transferencias en los tramos entre

la S.E. Alto Jahuel y la S.E. Polpaico 500 kV. En línea roja se presenta la limitación en caso de

considerar la obra propuesta (7) y en línea punteada en caso contrario.

Se observa un aumento en los flujos esperados a partir de febrero de 2018 con la puesta en

servicio del primer circuito de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa, llegando a alcanzar la

capacidad máxima de transferencia hacia fines del mismo año y superándola a partir de abril

del año 2021 en caso de no contar con el proyecto de expansión para el tramo. Por lo anterior

se considera adecuado realizar una evaluación económica para determinar la pertinencia de

incorporar el proyecto “Línea 2x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Alto Jahuel – Polpaico”. Cabe

señalar que en las siguientes versiones de este informe se realizarán los estudios eléctricos

que permitan precisar la limitación de tramo “Alto Jahuel al norte” producto de la

incorporación del proyecto mencionado.

En la Figura 34 se observa que en la S.E. Polpaico 500/220 kV la capacidad de transformación

disponible, permitiría operar con los niveles de flujo proyectados sin limitaciones en todo el

horizonte de estudio.

En Figura 35 se observa que en la S.E. Alto Jahuel 500/220 kV los niveles de transferencia

proyectados se encontrarían cercanos a la capacidad máxima de transformación hacia

mediados del año 2017, lo anterior sin originar saturaciones gracias a la incorporación de un

tercer transformador en septiembre de 2017, que adicionará holgura suficiente para el nivel

de flujos proyectados a lo largo del horizonte de estudio.

0

500

1000

1500

2000

2500

ene-14

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jul-15

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jul-23

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jul-24

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jul-25

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jul-26

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jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Alto Jahuel 500/220 kV




8.2.6 Sistema Ancoa al Norte 500 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea 1x500 kV, 1x1544 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel

(2) Línea 1x500 kV, 1x1800 MVA 25ºC, Ancoa – Alto Jahuel

(3) Secc. L. Ancoa – Polpaico 1x500 kV, en S/E Alto Jahuel

Obras en construcción: (4) Línea 2x500 kV, 1X1732 MVA 35°C, Ancoa – Alto Jahuel

(oct-2015)

(5) Tendido del segundo circuito Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV,

1X1732 MVA 35°C (Feb-2016)

Ilustración 9.Diagrama de obras a considerar para el tramo Ancoa al Norte 500 K

Fecha Límite MVA

Proyectos considerados Descripción Sin Proyecto Con Proyecto

oct-15 1810 2150 + Nueva L. Ancoa – A. Jahuel 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA

Obra en Construcción

feb-16 2150 2350

+2do cto. L. Ancoa – A. Jahuel 2(2)x500 kV, 2(2)x1800MVA


feb-18 2350 3500(1)

+Nueva L. Charrúa – Ancoa 1(2)x500 kV, 1(2)x1800MVA Con 4to Trafo Charrua 500/220


(1) Límite en revisión, será actualizado en la siguiente versión de este informe

Cuadro 19: Límites de Transferencia Modelados Tramo Ancoa al Norte 500 kV.

Ancoa 500kV Ancoa 500kV

Oct-15 - Ene-16 Feb-16 - Mar-29

Existente


Proyecto

A.Jahuel 500kV A.Jahuel 500kV

Ancoa 500kV

Abr-14 - Sep-15

A.Jahuel 500kV



Figura 36: Flujos Ancoa al Norte 500 kV para distintas probabilidades de excedencia, con 4to Transf. Charrúa 500/220 kV.

En la Figura 36 se muestra el flujo esperado a través del sistema de 500 kV para el tramo

Ancoa – Alto Jahuel considerando el cuarto transformador en Charrúa 500/220 kV en julio de

2018. Con la entrada en servicio del tercer circuito Alto Jahuel – Ancoa 500 kV hacia octubre

de 2015 y el cuarto circuito en febrero de 2016 se obtiene un aumento considerable en la

capacidad de transmisión, que mantiene las transferencias por debajo del límite del tramo. En

febrero de 2018 la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa produce un

incremento importante en las transferencias hacia el norte, las cuales aumentan

progresivamente y llevan al tramo Ancoa – Alto Jahuel 500 kV a operar casi al límite de su

capacidad para algunas hidrologías extremas hacia fines del año 2025.

Cabe mencionar que el flujo proyectado presentando considera que el cable Ancoa – Colbún

220 kV se mantiene en operación hasta el final del horizonte de estudio.

8.2.7 Tramo Ancoa 500/220 kV

Instalaciones existentes: (1) Transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA

Obras en construcción: (2) Nuevo transformador 1x500/220 kV, 1x750 MVA (sep-

2016)

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

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jul-28

ene-29

MW

Mes

Ancoa - Alto Jahuel 500 kV




Figura 37: Flujos Ancoa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

En la Figura 37 se observa que luego de la materialización de la obra (2), la capacidad de

transmisión es suficiente para los flujos proyectados.

8.2.8 Tramo Ancoa – Colbún 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Cable 1x220 kV, 1x600 MVA


Figura 38: Flujos Ancoa - Colbún 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

La Figura 38 muestra el flujo esperado a través del tramo Ancoa – Colbún 220 kV. Se observa

que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión en todo el horizonte

de estudio.

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

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jul-23

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jul-24

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jul-25

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jul-26

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jul-27

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MW

Mes

Ancoa 500/220 kV


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

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MW

Mes

Ancoa - Colbun 220 kV




8.2.9 Tramo Colbún – Candelaria 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x600 MVA


Figura 39: Flujos Colbún - Candelaria 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

La Figura 39 muestra el flujo esperado a través del tramo Colbún - Candelaria 2x220 kV. Se

observa que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión en todo el

horizonte de estudio.

8.2.10 Tramo Candelaria – Alto Jahuel 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV, 2x600 MVA


-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000ene-14

jul-14

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jul-15

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jul-16

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jul-17

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jul-18

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jul-20

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jul-21

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jul-22

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jul-23

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jul-24

ene-25

jul-25

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jul-26

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jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Colbun - Candelaria 220 kV




Figura 40: Flujos Candelaria – Alto Jahuel 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

La Figura 40 muestra el flujo esperado a través del tramo Candelaria – Alto Jahuel 2x220 kV.

Se observa que para este tramo no existen problemas de capacidad de transmisión.

8.2.11 Tramo Ancoa – Itahue



Figura 41: Flujos Ancoa – Itahue 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

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jul-14

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jul-15

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jul-19

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jul-21

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jul-23

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jul-25

ene-26

jul-26

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MW

Mes

Candelaria -Alto Jahuel 220 kV


-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

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jul-14

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jul-16

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jul-17

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jul-18

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jul-19

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jul-20

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jul-21

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jul-22

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jul-23

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jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Ancoa - Itahue 220 kV




En la Figura 41 se observa que la capacidad N-1 del tramo es suficiente para los flujos

proyectados durante el periodo de interés.



8.3 Zona Sur

En la zona sur se analizan los flujos esperados para los tramos comprendidos entre Charrúa y

Puerto Montt. Se espera contar con los proyectos recientemente decretados “Línea 2x500 kV,

energizada en 220 kV, tramo Puerto Montt – Pichirropulli”, hacia febrero de 2021 y “cuarto

transformador 1x750 Charrúa 500/220 kV”.

Como se mencionó al comienzo del capítulo, para llevar a cabo el diagnostico de flujos

esperados se considera la liberación de las restricciones de transmisión mediante la

incorporación de proyectos de transmisión.

A continuación se presentan los flujos esperados para cada uno de los tramos.

8.3.1 Tramo Charrúa – Ancoa


(2) Transformadores 3x500/220 kV, 3 x 750 MVA S.E. Charrúa

Obras en licitación o en construcción:

(3) Nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV, 1x1766 MVA 25ºC

(feb-2018)

(4) Transformador 1x500/220 kV, 1 x 750 MVA S.E. Charrúa

(jul-18)

Ilustración 10.Diagrama de obras modeladas tramo Charrúa – Ancoa 500 kV

Ancoa 500kV

Charrua 500kV Charrua 500kV

Ancoa 500kV

Feb-18 - Jun-18 Jul-18 - mar-29

Existente


Proyecto

Ancoa 500kV

Charrua 500kV

Abr-14 - Ene-18



Figura 42: Flujos Charrúa – Ancoa 500 kV para distintas probabilidades de excedencia

La Figura 42 muestra una alta congestión del tramo entre el año 2013 y el año 2018 debido a

la capacidad térmica de los equipos de compensación serie (1368 MVA).

Con la entrada en servicio de la nueva línea Charrúa – Ancoa 2x500 kV (4) en febrero de 2018,

la capacidad de transferencia se vería limitada por los tres transformadores Charrúa 500/200

kV (2100 MVA). A partir de Julio de 2018, la materialización del cuarto transformador,

permite la liberación de las restricciones, siendo la compensación serie de la línea la que

impone nuevamente la limitación para el tramo en 2736 MVA. Sin embargo la transferencia

máxima admisible de la línea se ha igualado al límite tramo de transformación (2910 MVA),

debido a que la compensación serie admite sobrecargas de hasta un 35% (3694 MVA) por un

periodo de 30 minutos.

Con la obra de transformación, el incremento de los flujos desde 220 kV hacia 500 kV, se

traduce en un amento importante en los niveles de transferencia por el tramo Charrúa –

Ancoa 500 kV, observando que con la capacidad adicionada por el proyecto “nueva línea

Charrúa – Ancoa 2x500 kV” se permitiría dar cabida a las transferencias proyectadas hasta

mediados del 2020. A partir de la fecha mencionada, para algunas condiciones húmedas

extremas y en situaciones muy puntuales, los flujos proyectados alcanzarían el límite de

transmisión.

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

ene-14

jul-14

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jul-15

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jul-17

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jul-22

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jul-23

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jul-24

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jul-25

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jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Charrúa - Ancoa 500 kV




Figura 43: Flujos Charrúa 500/220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

La Figura 43 muestra los flujos proyectados en el tramo Charrúa 500/220 kV. De acuerdo a

los criterios utilizados en la planificación del sistema de transmisión, para mantener la

operación con criterio N-1 en la línea Charrúa – Ancoa, durante los primeros años de análisis,

el flujo no puede sobrepasar los 1500 MVA, por lo que a pesar de contar con un tercer

transformador no se permiten mayores niveles de transmisión, observándose elevados

niveles de sobrecarga en este primer periodo.

Con la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Charrúa – Ancoa tendido un circuito en

febrero de 2018, el nuevo límite para el tramo Charrúa 500/220 kV es el que imponen las

unidades transformadoras. La restricción a considerar entonces es de 2100 MVA, con lo cual

se presentarían saturaciones en las transferencias esperadas hasta julio de 2018, fecha en la

que se materializaría el cuatro transformador (2910 MVA), observando que con este nuevo

límite no se restringirían las transferencias esperadas.

8.3.2 Tramos Charrúa - Lagunillas 220 kV y Charrúa - Hualpén 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea Charrúa – Lagunillas 1x220 kV, 1x366VA

(2) Línea Charrúa – Hualpén 1x220 kV, 1x227 MVA

(3) Línea Hualpén - Lagunillas 1x220 kV, 1x276 MVA8


8 Instalación no troncal

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

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ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Charrúa 500/220 kV




Figura 44: Flujos Charrúa – Hualpén 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Figura 45: Flujos Charrúa – Lagunillas 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

En la Figura 44 y la Figura 45 se observa que los flujos proyectados no presentarían

saturaciones en todo el horizonte de planificación.

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Charrúa - Hualpén 220 kV


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Charrúa - Lagunillas 220 kV




8.3.3 Tramo Cautín – Mulchén - Charrúa 220 kV

Instalaciones existentes: (1) Línea 2x220 kV Cautín – Mulchén - Charrúa, 2x500 MVA

40ºC

(2) Línea 1x220 kV Charrúa – Temuco, 1x264 MVA 25ºC

(3) Línea 1x220 kV Cautín – Temuco, 2x193 MVA 25ºC

Obras propuestas: (3) Línea 2x500 kV Charrúa – Mulchén 2x750 MVA, primer

circuito.

(4) Línea 2x500 kV Mulchén- Cautín 2x750 MVA, primer

circuito.

Figura 46: Flujos Mulchén – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-600

-400

-200

0

200

400

600

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

Mulchén - Charrúa 220 kV




Figura 47: Flujos Cautín – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

Figura 48: Flujos Temuco – Charrúa 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-600

-400

-200

0

200

400

600

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Cautín - Charrúa 220 kV


-300

-200

-100

0

100

200

300

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

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jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Temuco - Charrúa 220 kV




Figura 49: Flujos Cautín - Temuco 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

De la Figura 47 y la Figura 48 se observa que la capacidad N-1 de los tramos, sin considerar

redistribución de flujos post-contingencia, no se supera dentro del período de análisis.

Para el tramo Cautín – Temuco 220 kV (Figura 49), se supone un aumento de capacidad a

partir de enero de 2025.

8.3.4 Tramo Cautín – Valdivia

Instalaciones existentes: (1) Línea Valdivia – Cautín 2x220 kV

- Circuito Nº1 Valdivia – Cautín 1x220 kV:

Tramo Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.

Tramo Ciruelos - Cautín 1x220 kV, 1x193 MVA.

- Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV:

Tramo Cautín – Loncoche 1x220, 1x193 MVA

Tramo Loncoche – Valdivia 1x220, 1x145 MVA.

Obras en construcción: (2) Seccionamiento del circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E.

Ciruelos (ene-2017).

Obras propuestas: (3) Cambio de conductor circuito N° 2 Valdivia - Ciruelos 1x220,

1x193 MVA. (May-2018)

(4) Cambio de conductor Circuito N° 2 Valdivia – Cautín del tramo

Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193 MVA. (May-2018)

(5) Nueva línea Cautín–Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA (nov-21)

(6) Nueva línea Cautín–Ciruelos 2x500 kV, 2x1100 MVA

energizada en 220 kV (nov-21)

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Cautín - Temuco 220 kV




Ilustración 11.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Cautín

Fecha Límite Modelado MVA

Proyecto Considerado Descripción Sin Proyecto Con Proyecto

Ene-17 145 145 +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos


May-18 145 193 + Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 MVA

Obra Propuesta

nov-21 145 290 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA / Sin cambio conductor de 1x145 MVA a 1x193

Obra Propuesta

nov-21 193 386 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x220 kV, 1x290 MVA /Con cambio conductor de 1x145 MVA a 190 MVA

Obra Propuesta

nov-21 145 435 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x500 kV (220) / Sin cambio conductor de 1x145 MVA a 1x193

Obra Propuesta

nov-21 193 579 + Nueva L. Cautín – Ciruelos 2x500 kV (220) /Con cambio conductor de 1x145 MVA a 193 MVA

Obra Propuesta

Cuadro 20: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Cautín al Sur

Figura 50: Flujos desde el sur a S/E Cautín para distintas probabilidades de excedencia.

Cautin220

Ciruelos220

Valdiv ia220

Abr-14 - Dic-16Cautin220

Ciruelos220

Cautin220

Ciruelos220

Cautin220

Ciruelos220

Ene-17 - Abr-18 May-18 - Oct-21 Nov-21 - Mar-29

Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220

Loncoche Loncoche LoncocheExistente


Proyecto

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Desde el Sur a S/E Cautín (Ciruelos - Cautín 220

kV desde ene-17)

Prob 100% Prob 80% Prob 20% Prob 0% C_proyec+

C_proyec- S_proyec+ S_proyec- C_proyct_1x290



Cuadro 21: Porcentaje de sobrecarga tramo desde el sur a S/E Cautín

La Figura 50 muestra el flujo proyectado que llega desde el sur a S.E. Cautín hasta enero de

2017, fecha en la cual se lleva a cabo la materialización del seccionamiento de ambos circuitos,

posteriormente muestra las transferencias en el tramo Ciruelos – Cautín 220 kV.

En la figura se denota en línea roja el límite N-1 en caso de ejecutar las obras de expansión

“Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, energizada en 220 kV” y “Cambio de conductor

Circuito N° 2 Valdivia – Cautín del tramo Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193 MVA”. En línea

punteada se grafican las limitaciones en caso de ejecutar sólo el proyecto de línea nueva y no

realizar el proyecto de cambio de conductor.

Para efecto de explorar las máximas transferencias, en la simulación presentada, a partir de

mayo de 2018 se ha supuesto la materialización del cambio de conductor Loncoche –Ciruelos

1x145 MVA a 1x193 MVA, lo que permitiría disminuir en alguna medida el nivel de saturación

en el mediano plazo. En noviembre de 2021, podría entrar en servicio una nueva línea Cautín

– Ciruelos 2x500 kV, energizada en 220 kV que permitiría adicionar capacidad suficiente al

tramo hasta el final del horizonte de estudio.

En el Cuadro 21 se presentan los porcentajes de saturación para el tramo Ciruelos – Cautín en

caso de no considerar los proyectos propuestos, es decir modelando como límite máximo de

transferencia 145 MVA para el tramo en todo el horizonte. A partir del año 2018, se

observarían saturaciones en ambos sentidos, principalmente para meses fuera del periodo de

verano, las cuales aumentarían progresivamente. Hacia fines del año 2021 el aumento en los

niveles de transferencias hacia el sur, se traduciría en elevados grados de saturación. Por lo

que se considera pertinente una evaluación económica para los proyectos propuestos en la

zona “Nueva línea Cautín–Ciruelos 2x500 kV, 1x290 MVA, energizada en 220 kV” y “Cambio de

conductor Circuito N° 2 Valdivia – Cautín en el tramo Ciruelos - Loncoche 1x220 a 1x193

MVA”.

Cabe señalar que a fin de no limitar las transferencias en el tramo se han considerado como

posibles expansiones las obras del Informe Técnico de la CNE, que no han sido decretadas con

motivo de los últimos Planes de Expansión y las obras formalmente presentadas a la DP. Para

el tramo en cuestión se ha escogido modelar la obra (6) y no la obra (5), debido a que con esta

última los máximos niveles de transferencia se verían igualmente limitados para algunas

hidrologías (línea verde en la gráfica, equivalente a 2 circuitos de 145 MVA y un circuito de

290 MVA). Sin perjuicio de lo anterior, la obra que resulte más adaptada técnica y

económicamente para el sistema, será determinada luego de realizar las evaluaciones

económicas pertinentes.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

- - - - 3% 7% 8% 19% 28% 31% 27% 39% 45% 39% 7% 19%




8.3.5 Tramo Ciruelos – Pichirropulli

Instalaciones existentes: (1) Circuito Nº1 Valdivia –Ciruelos 1x220 kV, 1x193 MVA.

Circuito Nº2 Valdivia – Cautín 1x220 kV, 1x145 MVA.

Obras en construcción: (2) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA

25ºC (may-2018).

(3) Seccionamiento del circuito Valdivia – Cautín en S.E.

Ciruelos (Ene-2017)

(4) Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV, 1x290 MVA,

(tendido segundo circuito) (may-2018).

Obras propuestas: (5) Cambio de conductor Ciruelos – Valdivia 1x220, 1x193 MVA.

(May-2018)

Ilustración 12.Diagrama de obras a considerar para el Sistema al sur de S/E Ciruelos

Fecha Límite Modelado MVA

Proyecto Considerado Descripción Sin Proyecto Con Proyecto

ene-17 145 145 +Seccionamiento circuito N° 2 Valdivia – Cautín en S.E. Ciruelos


may-18 145 193 + Cambio Conductor de 1x145 MVA a 1x193 MVA

Obra Propuesta

may-18 145 325 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV/ Sin Cambio de conductor

Obra Propuesta

may-18 193 420 + Nueva línea Ciruelos – Pichirropulli 2x220 kV/ Con Cambio de conductor

Obra Propuesta

Cuadro 22: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Desde Ciruelos al Sur

Hacia S/ECautin220

Valdiv ia220 Valdiv ia220 Valdiv ia220

Hacia S/ECautin220

Hacia S/ECautin220

Hacia S/ERahue220

Hacia S/ERahue220

Hacia S/ERahue220

Pichirropulli220

Ciruelos220 Ciruelos220 Ciruelos220

Abr-14 -Dic-16 Ene-17-Abr-18 May-18 -Mar-29

Existente


Proyecto



Figura 51: Suma de flujos al sur de S/E Ciruelos

Cuadro 23: Porcentaje de sobrecarga tramo desde S.E. Ciruelos al Sur

Figura 52: Flujos Barro Blanco – Valdivia 220 kV para distintas probabilidades de excedencia.

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Desde S/E Ciruelos al Sur


2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

- - - 5% 2% - - 0% 2% 3% 4% 5% 6% 3% - -


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Rahue - Valdivia 220 kV (Pichirropulli - Valdivia

desde may-18)




Figura 53: Flujos Pichirropulli – Ciruelos 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

La Figura 51 muestra los flujos desde el sur hacia S.E. Ciruelos una vez efectuado el

seccionamiento completo en enero de 2017 (3). Se visualizan congestiones en el tramo para

los flujos que van de norte a sur hasta la fecha de entrada en servicio de la línea Ciruelos -

Pichirropulli 2x220 kV en mayo de 2018 (2).

Considerando los plazos constructivos de la obra de mediano plazo disponible “cambio de

conductor Ciruelos – Valdivia 1x220, 1x193 MVA”, esta no alcanzaría a estar en servicio antes

de mayo de 2018, razón por la cual y dado el comportamiento de los flujos esperados en la

zona, convendría postergar su recomendación de modo tal que su materialización se produzca

hacia fines del año 2021, cuando la liberación de restricciones de S/E Cautín al sur, se traduce

en un incremento en las transferencias que haría sobrepasar nuevamente los límites del

tramo.

Con lo anterior la pertinencia de la ejecución de la obra disponible para el tramo deberá ser

analizada en las siguientes revisiones del ETT. Cabe señalar que para efecto de explorar las

máximas transferencias en el sistema, la simulación aquí presentada supone la

materialización de la obra de cambio de conductor para el tramo Ciruelos – Valdivia 220 kV en

noviembre de 2021.

Los porcentajes de sobrecarga del Cuadro 23 son indicadores del efecto que tendría no

ejecutar el cambio de conductor Ciruelos – Valdivia. En este caso se aprecia congestión

esperada, aunque muy menor, en el tramo “Ciruelos al Sur” desde el año 2017 al 2018, la cual

desaparece desde mayo del año 2018 producto de la puesta en servicio la nueva línea Ciruelos

– Pichirropulli 2x220 kV. A partir del 2021, el aumento progresivo de los flujos hacia el sur,

promovidos por la liberación de limitaciones en los tramos Puerto Montt – Pichirropulli 220

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

ene-18

jul-18

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jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Pichirropulli - Ciruelos 220 kV




kV y Ciruelos – Cautín 220 kV, conllevaría a sobrepasar nuevamente el límite con criterio N-1

en el tramo en cuestión.

Por su parte, para el tramo Rahue – Valdivia 220 kV (Figura 52) se observa una alta

utilización desde el inicio del horizonte con flujos mayoritariamente en sentido norte - sur,

que tienden a disminuir con la entrada de la línea Pichirropulli – Ciruelos 2x220 kV en mayo

de 2018. Lo anterior debido a que la obra aporta un camino alternativo a los flujos y adiciona

capacidad suficiente al tramo para todo el horizonte de estudio.

De la Figura 53 no se observan congestiones para la línea Ciruelos – Pichirropulli 220 kV, en

todo el horizonte de estudio.

8.3.6 Sistema al sur de S.E. Pichirropulli

Instalaciones existentes: (1) Línea Puerto Montt – Valdivia 1x220 kV,1x145 MVA

(2) Línea Puerto Montt – Rahue 1x220 kV, 1x193 MVA

(3) Línea Rahue – Valdivia 1x220 kV, 1x193 MVA

Obras en licitación: (4) Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV,

2x1500(290) MVA (feb-2021)

(5) Seccionamiento completo S.E. Rahue

Fecha Límite MVA

Proyectos Considerados Descripción Sin Proyecto Con Proyecto

Feb-2021 145 290 + L Puerto Montt – Pichirropulli 2x500

(220) kV, 2x1500 (290) MVA Obra en licitación

Cuadro 24: Límites de Transferencia a considerar para el Tramo Sistema al sur de S/E Pichirropulli



Figura 54: Suma de flujos al sur de S/E Pichirropulli, para distintas probabilidades de excedencia

Figura 55: Flujos Puerto Montt – Rahue 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

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jul-16

ene-17

jul-17

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jul-18

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jul-19

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jul-20

ene-21

jul-21

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jul-22

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jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Desde el sur a S/E Pichirropulli


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

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jul-18

ene-19

jul-19

ene-20

jul-20

ene-21

jul-21

ene-22

jul-22

ene-23

jul-23

ene-24

jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

Puerto Montt - Rahue 220 kV




Figura 56: Flujos Puerto Montt –Pichirropulli 220 kV, para distintas probabilidades de excedencia

Para la suma de flujos de S.E. Pichirropulli al sur se observa que la capacidad adicionada por el

proyecto en licitación “Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500

(290) MVA (feb-2021)”, permitiría operar el tramo sin restricciones en todo el horizonte de

estudio. Cabe indicar que esta línea se considera energizada en 220 kV para todo el horizonte

de estudio en que se encuentra disponible.

De la Figura 55 se aprecia alta congestión en el tramo Puerto Montt – Rahue 220 kV, situación

que sería subsanada a partir de febrero de 2021 gracias a la puesta en servicio del proyecto

Nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 (220) kV, 2x1500 (290) MVA.

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

ene-14

jul-14

ene-15

jul-15

ene-16

jul-16

ene-17

jul-17

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jul-18

ene-19

jul-19

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jul-20

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jul-21

ene-22

jul-22

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jul-23

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jul-24

ene-25

jul-25

ene-26

jul-26

ene-27

jul-27

ene-28

jul-28

ene-29

MW

Mes

P. Montt - Pichirropulli 220 kV




9 ANÁLISIS DE SUBESTACIONES

Con motivo del desarrollo y crecimiento del sistema eléctrico, en cuanto a consumo, proyectos

de generación y transmisión, en particular de obras troncales, se hace necesario el estudio

permanente de las eventuales modificaciones y/o expansiones de las subestaciones del SIC.

Adicionalmente, la CNE mediante carta N° 268/2013 del 11 de julio de 2013, solicitó a la DP

realizar un análisis respecto de mejoras que correspondería efectuar en las subestaciones de

mayor impacto del sistema. De esta forma, la DP seleccionó las siguientes cuatro SS.EE.: Diego

de Almagro, Chena, Alto Jahuel y Charrúa. El análisis fue realizado mediante el encargo de una

asesoría a la empresa Dessau Chile Ingeniería S.A., en adelante, la empresa asesora o el asesor.

Por otro lado, de acuerdo a lo indicado en el DS 210/2014, se ha establecido como obra nueva

el proyecto: ”Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizada en 220 kV”, razón por la

cual, se hace necesario evaluar el impacto de esta obra en la eventual recomendación de

ampliaciones en la actual S.E. Puerto Montt y la futura S.E. Pichirropulli, para la llegada de los

paños asociados de dicha línea. Adicionalmente, la S.E. Pichirropulli, requiere ser analizada

debido a la obra de ampliación: “Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos –

Pichirropulli”.

A continuación, se describen análisis realizados a la fecha para las subestaciones Charrúa, Alto

Jahuel, Puerto Montt y Pichirropulli. Los análisis sobre las SS.EE. Chena y Diego de Almagro,

son incluidos en el Anexo 4, y no en el cuerpo de este informe, debido a que no presentarían

necesidades de ampliaciones con motivo de la presente revisión.



9.1 Antecedentes generales

9.1.1 Subestaciones Charrúa y Alto Jahuel

Para los análisis de las SS.EE. Charrúa y Alto Jahuel, lo solicitado a la empresa asesora

consideró, entre otros, los siguientes requerimientos:

Nivel de congestión en subestaciones.

Cantidad y ubicación de líneas que llegan a subestaciones.

Nivel de cortocircuito y capacidad de barras.

Configuración y capacidad de barras.

Cantidad y estado de espacios (paños) disponibles, ya sea para líneas o bien para

elementos tales como reactores o compensación en serie.

Evaluación del estado de servicios auxiliares y capacidad para futuras ampliaciones.

Proyectos futuros y sus requerimientos de espacio en las subestaciones en estudio.

Para lograr lo anterior, el CDEC-SIC entregó al asesor información relativa a las subestaciones,

entre la que destaca:

Diagramas Unilineales.

Planos de Disposición de Equipos.

Planos de Canalización.

Planos de Servicios Auxiliares.

Asimismo, se entregó la Base de Datos para análisis eléctrico, con la cual se realizarían los

estudios sistémicos, y se entregaron los decretos que implicaban obras en las subestaciones.

De esta forma, el estudio fue desarrollado en tres etapas, las cuales contuvieron el programa

de trabajo, estudios de flujos de potencia y cortocircuitos, análisis de las SS.EE., y

determinación y elaboración de propuestas de ampliaciones y/o modificaciones si se

requiriese.

A partir de los resultados del estudio de la empresa asesora, se presenta a continuación una

síntesis para las SS.EE. Charrúa y Alto Jahuel, incorporando información adicional de la que se

dispuso posterior a la recepción del mencionado estudio.

9.1.2 Subestaciones Puerto Montt y Pichirropulli

Con motivo de la obra recientemente decretada “Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt,

energizada en 220 kV”, se consideró necesario realizar un análisis, a modo de diagnóstico, de

los efectos que esta obra tendría sobre las SS.EE. Puerto Montt y Pichirropulli, razón por la

cual se ha analizado los niveles de cortocircuito de la primera y las posibilidades espaciales de

ampliación en ambas.



9.2 S.E. Charrúa

Los estudios realizados por el asesor a esta subestación mostraron que:

9.2.1 Nivel de Cortocircuito y Capacidad de Interruptores

Se analizó la capacidad de cortocircuito de los interruptores 220 kV y 500 kV, pertenecientes

al Sistema Troncal, a contar del año 2015, hasta el año 2019, siendo este último el que

presentaba el mayor impacto en los niveles de capacidad de ruptura.

9.2.1.1 Interruptores 500 kV

Los resultados del análisis efectuado a los interruptores de 500 kV se indican en el Cuadro 25

N° Paño Nombre paño Icc, en kA

del equipo

Icc, en kA, por año Cap. Ruptura

superada 2015 2018 2019

52KT8 ATR5 40 11,64 14,64 14,70 NO

52KT6 ATR6 40 11,64 14,64 14,70 NO

52KT5 ATR8 40 11,64 14,64 14,70 NO

52K1 Charrúa – Ancoa C1 40 11,19 14,43 14,46 NO

52K2 Charrúa – Ancoa C2 40 11,18 14,43 14,46 NO

52KR Acoplador 40 14,32 17,44 17,50 NO

52KS Seccionador 40 14,32 17,44 17,50 NO

Cuadro 25: Interruptores 500 kV

Tal como se aprecia en el cuadro anterior, los interruptores 500 kV no requerirían

modificaciones.


Los resultados del análisis efectuado a los interruptores 220 kV se indican en el Cuadro 26


del equipo


superada 2015 2018 2019

52J3 Cautín 2 40 41,49 47,07 47,01 SI

52JT5 ATR 5 40 39,13 43,59 43,51 SI

52JR1 Acoplador de barra

1 50 42,55 47,91 47,86 NO

52JS31 Seccionador 40 42,55 47,91 47,86 SI


2 50 42,55 47,91 47,86 NO

52JS12 Seccionador 40 42,55 47,91 47,86 SI

52J15 Lagunillas 2 40 41,24 46,84 46,77 SI

52J9 Temuco 40 41,92 47,51 47,45 SI

52JT8 ATR 8 50 39,13 43,59 43,51 NO



52J23 Seccionador 40 42,55 47,91 47,86 SI

52JT6 ATR6 40 39,13 43,59 43,51 SI


3 50 42,55 47,91 47,86 NO

52J23 Cautín 1 40 41,49 47,07 47,01 SI


Del cuadro anterior, respecto de la capacidad de ruptura de los interruptores 220 kV, el

análisis indica lo siguiente:

Los interruptores de todos los paños de línea cuya capacidad de ruptura es menor a

igual a 40 kA, ven superada su capacidad de ruptura al año 2015, siendo en todos los

casos un exceso marginal, razón por lo cual se analizó los cortocircuitos para los años

posteriores (2018 y 2019) para evaluar la recomendación de cambio.

Los interruptores de los paños 220 kV de los bancos de autotransformadores

troncales ATR 5, ATR 6 y ATR 8, ven superada su capacidad de ruptura al año 2018.

Se aprecia que sería necesario reemplazar interruptores y que además, al año 2019,

los cortocircuitos obtenidos no superan una corriente de falla de 50 kA.

Cabe señalar que el aumento del nivel de cortocircuito afecta también a los interruptores de

los paños de los sistemas de subtransmisión y adicionales que se encuentran en esta

subestación, los cuales han de ser reemplazados por interruptores de mayor capacidad, en

torno a una capacidad de ruptura de 50 kA.

9.2.2 CONFIGURACION Y CAPACIDAD DE BARRAS

En 500 kV, se tiene una configuración de doble barra principal y una barra de transferencia.

Por su parte, en 220 kV, se tiene una configuración de tres secciones de barra (triple barra

principal) y una barra de transferencia.

9.2.2.1 Capacidad Barras 500 kV

Todas las barras están formadas por tres conductores Hawthorn (604 mm2) por fase. La

capacidad térmica de este conductor es de 815 MVA, a 160 m.s.n.m, aplicando viento de 0,61

m/s, efecto de sol de 0,1 W/cm2, factor de emisividad de 0.5, una temperatura ambiente de 35

°C y una temperatura de diseño en el conductor de 75 °C. Así, las barras tienen una capacidad

de transmisión de 2.445 MVA.

La peor condición fue encontrada en el año 2019, al desconectar uno de los circuitos 500 kV

provenientes de subestación Ancoa, con lo cual se obtuvo un flujo de 1.634 MVA, con lo que



pudo corroborarse que las barras en 500 kV poseen una capacidad suficiente para las nuevas

condiciones de transmisión del año 2019.


La barra principal está dividida en tres secciones, donde las secciones uno y dos están

compuestas por dos conductores Coreopsis (1.590 MCM) por fase; la sección tres, está

compuesta por dos conductores Sagebrush (2.250 MCM) por fase. La barra de transferencia

está formada por dos conductores Lupine (2.500 MCM) por fase.

Considerando viento de 0,61 m/s, efecto de sol de 0,1 W/cm2, factor de emisividad de 0.5, una

temperatura ambiente de 35 °C y una temperatura de diseño en el conductor de 75 °C, a

160 m.s.n.m., se tiene:

Un conductor Coreopsis es capaz de transmitir una potencia de 417 MVA con sol, con

lo cual las secciones uno y dos de la barra principal tienen una capacidad de

transmisión de 834 MVA.

Un conductor Sagebrush es capaz de transmitir una potencia de 504 MVA con sol, con

lo que la sección tres de la barra principal tiene una capacidad de transmisión de

1.008 MVA.

Un conductor Lupine es capaz de transmitir una potencia de 533 MVA con sol, con lo

que la barra de transferencia tiene una capacidad de transmisión de 1.066 MVA.

Al igual que para el caso anterior, la peor condición fue encontrada en el año 2019, al

desconectar uno de los circuitos 500 kV provenientes de subestación Ancoa, ante lo cual se

obtendría un flujo de 817 MVA por el tramo de la barra principal de menor capacidad, por lo

tanto, las barras en 220 kV poseen una capacidad suficiente para las nuevas condiciones de

transmisión del año 2019.

9.2.3 CAPACIDAD DE SERVICIOS AUXILIARES

Los servicios auxiliares se obtienen desde un switchgear de media tensión, alimentado desde

un transformador 220/13,2 kV – 10 MVA. A partir del switchgear, se extraen alimentaciones

independientes para dos subestaciones unitarias 13,2/0,4 kV – 500 kVA, con redundancia n-1,

para los servicios auxiliares en 500 kV, y dos transformadores 13,2/0,4 kV – 150 kVA, con

redundancia n-1, para los servicios auxiliares en 220 kV.

En cada caso, en 400 V se alimentan los consumos tanto en corriente alterna como a los

cargadores de batería en 125 Vcc y 48 Vcc. Cabe señalar que para el patio de 500 kV, el

sistema de corriente continua en 125 Vcc cuenta con dos bancos de baterías de 800 Ah para

operación por 3 horas a 100% de carga. Asimismo, el sistema de corriente continua en



125 Vcc para el patio de 220 kV cuenta con dos bancos de baterías de 700 Ah para operación

por 3 horas a 100% de carga.

El análisis reveló lo siguiente:

Para sistema en 500 kV, considerando las instalaciones actuales y las previstas por

Transelec en su plan de expansión, se utilizaría un 45% de la capacidad existente en

corriente alterna. Respecto del sistema en corriente continua, se utilizaría un 40% de

la capacidad existente.

Para sistema en 220 kV, considerando las instalaciones actuales y las previstas por

Transelec en su plan de expansión, se utilizaría un 80% de la capacidad existente en

corriente alterna. Respecto del sistema en corriente continua, se utilizaría un 60% de

la capacidad existente.

Por lo tanto, al observar los resultados del análisis, se puede concluir que existe capacidad

para futuras ampliaciones en los servicios auxiliares.

9.2.4 NUEVOS PROYECTOS

9.2.4.1 Decretados, aún no entregados a la explotación

Estos proyectos corresponden a obras decretadas con anterioridad al Decreto Supremo

210/2014, pero cuyas instalaciones, resultado de lo decretado, actualmente no están

presentes físicamente o lo están, de manera parcial o total, pero sin haber sido entregadas a la

Dirección de Operación del CDEC-SIC, como es el caso de lo indicado en el DS 310/2013, que

mandata la ampliación del patio de 500 kV, de las dos barras principales y la barra de

transferencia, para dar cabida a los paños de línea y sus equipos tales como reactores u otros

que se requieran para el proyecto “Nueva Línea 2x500 kV Charrúa-Ancoa: Tendido del Primer

Circuito y la reubicación de la Línea Rucúe-Charrúa 2x220 kV”.

9.2.4.2 Recién Decretados

Corresponde a las obras indicadas en el Decreto Supremo 210/2014, como son:

Obra de Ampliación “Seccionamiento de Barras 500 kV subestación Charrúa”

Obra Nueva “Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de las líneas Charrúa-Ancoa

1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Charrúa-Charrúa”

Para la obra de ampliación, se cuenta con los espacios para su realización de acuerdo con lo

indicado en el Decreto Supremo 210/2014. Para la obra nueva, indicada en el Decreto

Supremo 210/2014, el patio de 500 kV no se vería afectado. Así, en la Figura 57 se muestra lo

analizado por el asesor, si bien este no consideró lo indicado por la CNE en el Decreto



210/2014 del 12.06.2014, donde se incorpora una solución de seccionamiento en las barras

500 kV para esta Subestación, por ser posterior a estos análisis.



Figura 57: Patio 500 kV - Subestación Charrúa



9.2.5 NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN

Una visión general de la subestación Charrúa es la que se aprecia en la Figura siguiente.

Figura 58: Vista aérea de subestación Charrúa

9.2.5.1 Patio 500 kV

El patio de 500 kV por el sur está impedido de crecer por falta de espacio, como consecuencia

de la cercanía del patio de 220 kV y de un canal, aparentemente de regadío. Sin embargo, por

el Norte, es posible ampliar la subestación comprando nuevos terrenos (Figura 58).

Cabe señalar que ampliaciones futuras eventualmente requerirán el saneamiento

(modificación) del trazado de algunas líneas.

9.2.5.2 Patio 220 kV

El patio 220 kV está impedido de ser expandido hacia el Norte por su cercanía con el patio 500

kV y un canal, aparentemente de regadío; y tampoco puede expandirse hacia el Sur, por su

cercanía con la S.E. Enlace, respectivamente (Figura 58). Además, está rodeado de líneas



aéreas (Figura 59) que entran y salen de esta subestación. Pese a lo anterior, este patio tiene

espacio para la llegada de nuevos circuitos, por cable, tal como lo indica el asesor, en los

espacios rojos que no estarían reservados, en la Figura 60.

Figura 59: Vista aérea Patio 220 kV



Figura 60: Patio 220 kV - Planta

De acuerdo con las obras a realizarse en esta subestación indicadas en el Decreto Supremo

210/2014, la obra de ampliación no afecta el patio de 220 kV, pero sí lo hará la obra nueva, ya

que se requiere una conexión en 220 kV entre los patios de las subestaciones Charrúa y Nueva

Charrúa. Sin embargo, esos espacios existirían, de acuerdo a lo indicado en la Figura 60.



9.2.6 OTRAS CONSIDERACIONES RELEVANTES

De acuerdo al análisis realizado por el consultor, se obtendrían sobrecargas en los bancos de

autotransformadores tal como lo indica el cuadro siguiente

Sobrecarga Año Sobrecarga

Operación normal (sin

contingencia)

2018 3,34 %

2019 12,3 %

Contingencia: 1 banco fuera de

servicio

2018 57,5 %

2019 71,5 %

Cuadro 27: Sobrecargas de bancos de autotransformadores respecto de 750 MVA

Pese a que los valores de sobrecarga son elevados, la DP verificó lo indicado, cuyo

procedimiento se detalla a continuación:

Cada banco de autotransformadores es de 750 MVA, valor que incluye refrigeración

forzada.

Sin perjuicio de lo anterior, cada banco es capaz de operar al menos durante 10

minutos hasta 1.170 MVA.

Cada banco permite operación por 10 minutos para sobrecargas superiores a 970

MVA hasta 1.170 MVA.

La sobrecarga máxima encontrada por el consultor para los bancos de

autotransformadores, que corresponde a una situación bastante improbable de

acuerdo a los flujos calculados por el CDEC-SIC, corresponde a un 71,5 % el año 2019,

es decir, a un total de 1.286,3 MVA.

De esta manera, para niveles de transferencias entre 970 MVA a 1170 MVA, sería

necesario evacuar durante los primeros 10 minutos como máximo 200 MVA por cada

banco de autotransformadores, es decir, un total de 400,0 MVA. Se verificó que en

términos esperados, existiría reserva en giro y pronta para superar esta condición.

Además, para los niveles de sobrecargas superiores, se debe considerar que posterior

al análisis del asesor, el decreto 210/2014 incorpora una nueva S.E. Charrúa con un

nuevo banco de autotransformadores 500/220 kV, lo cual reduciría los niveles de

sobrecarga en los transformadores para las contingencias efectuadas. Este análisis se

realizará con más detalle en la presente revisión del ETT.



Cabe indicar que los análisis del asesor para esta S.E. no consideraron las obras

recientemente decretadas “Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV

Charrúa – Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa” y “Seccionamiento

barras 500 kV subestación Charrúa”, por lo que con motivo de la actual revisión del Estudio de

Transmisión Troncal, serán actualizados estos análisis.

9.3 S/E ALTO JAHUEL

9.3.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES

Los análisis del asesor respecto de la capacidad de cortocircuito de los interruptores 220 kV y

500 kV, pertenecientes al sistema troncal, a contar del año 2015, hasta el año 2019, siendo

este último el que presentaba el mayor impacto en los niveles de capacidad de ruptura.


Los resultados del análisis efectuado a los interruptores 500 kV se indican en el cuadro

siguiente.


del equipo


superada 2015 2018 2019

52KS Seccionador 40 14,76 20,18 20,44 NO

52K1 Ancoa – Alto Jahuel C1 40 12,67 18,10 18,36 NO

52K2 Ancoa – Alto Jahuel C2 40 12,66 18,09 18,35 NO

52KR Acoplador 40 14,76 20,18 20,44 NO

52KT4 ATR4 40 12,63 18,52 18,87 NO

52KT5 ATR5 40 12,63 18,52 18,87 NO

52K3 Alto Jahuel – Polpaico C1 40 12,669 16,46 16,76 NO

52K4 Alto Jahuel – Polpaico C2 40 12,66 16,461 16,76 NO


Tal como se aprecia en el cuadro anterior, los interruptores 500 kV no requerirían

modificaciones.


El cuadro siguiente muestra los resultados de cortocircuito al año 2015, las capacidades de

cortocircuito de los interruptores existentes y cuáles sería necesario reemplazar.


del equipo


superada 2015 2018 2019

52JT6 ATR 6 31,5 36,89 40,79 46,89 SI

9 En estricto rigor, a partir de este año correspondería a Alto Jahuel – Lo Aguirre



52J2 Almendros 1 40 37,68 47,13 47,27 SI

52J3 Maipo 1 31,5 36,72 46,85 47,00 SI

52JCE2 Banco CCEE2 50 38,93 49,03 49,18 NO

52JT2 ATR 2 40 36,2 46,75 46,15 SI

52JS Seccionador 40 38,93 40,43 49,18 SI

52J4 Almendros 2 40 37,68 47,13 47,27 SI

52J10 Maipo 2 40 36,72 46,85 47,00 SI

52J5 Buin 40 37,13 47,11 47,24 SI

52JT4 ATR 4 50 30,4 40,78 40,94 NO

52JCE1 Banco CCEE 1 40 38,93 40,03 49,18 SI

52JR Acoplador 5010 38,93 42,13 49,18 NO

52J6 Chena 3 40 36,79 46,67 47,18 SI

52JT5 ATR 5 50 30,4 40,79 40,94 NO

52JZ3 Reactor 3 40 38,93 47,11 49,18 SI

52J7 Chena 4 40 36,79 46,67 46,89 SI

52J8 Chena 1 50 37,49 47,06 46,78 NO

52J9 Chena 2 50 36,85 46,77 46,78 NO

Cuadro 29: Interruptores a ser reemplazados al año 2015

Del Cuadro 29, se desprende que sería necesario reemplazar interruptores y que además, al

año 2019, los cortocircuitos obtenidos no superan una corriente de falla de 50 kA.

Cabe señalar que el aumento del nivel de cortocircuito afecta también a los interruptores de

los paños de los sistemas de subtransmisión y adicionales que se encuentran en esta

subestación, los cuales han de ser reemplazados por interruptores de mayor capacidad, en

torno a una capacidad de ruptura de 50 kA.

9.3.2 CONFIGURACIÓN Y CAPACIDAD DE BARRAS

En 500 kV y 220 kV, se tiene una configuración de doble barra principal y una barra de

transferencia.


Todas las barras están formadas por tres conductores Coreopsis (1.590 MCM) por fase. La

capacidad térmica de este conductor para una temperatura ambiente de 35 °C y una

temperatura de diseño en el conductor de 70 °C, es de 898 MVA, con sol, por lo tanto las dos

barras principales y la barra de transferencia tienen una capacidad de transmisión de

2.694 MVA. La condición más exigente para las barras se produce cuando se conectan los

paños Ancoa 2 y el Banco de Autotransformadores N°5, pasando por las barras 2.193 MVA.

Así, pudo corroborarse que las barras en 500 kV poseen una capacidad suficiente para las

nuevas condiciones de transmisión del año 2019.

10 Decreto 310/2013 considera su reemplazo y se ha incluido el valor decretado.




Todas las barras están formadas por dos conductores Coreopsis (1.590 MCM) por fase. Un

conductor Coreopsis es capaz de transmitir una potencia de 461 MVA en 220 kV con sol, a una

temperatura ambiente de 35 °C y una temperatura de diseño en el conductor de 80 °C, con lo

que las barras son capaces de transmitir 922 MVA cada una. El análisis reveló que la condición

más exigente se produce cuando se conectan los paños de banco de autotransformadores N°4,

Maipo 1 y Buin, con lo cual circularían por la barra uno, 889 MVA. Por lo tanto, las barras

permitirían al 2019 la transmisión de potencia requerida.

Cabe señalar de todos modos y sin perjuicio de lo anterior, que la capacidad de esta barra es

suficiente pero ajustada respecto de lo requerido en el corto plazo.

9.3.3 CAPACIDAD DE SERVICIOS AUXILIARES

Los servicios auxiliares en corriente alterna son tomados desde los bancos de

autotransformadores 500/220/66 kV, de los terciarios en 66 kV. De cada barra de 66 kV se

conecta un transformador 66/13,2 kV de 2 MVA, que alimentan un switchgear 13,2 kV. Desde

este switchgear se alimentan de manera independiente los servicios auxiliares de los patios de

500 kV, 220 kV, 154 kV, 110 kV y 66 kV.

9.3.3.1 Patio 500 kV

Para los servicios auxiliares de este patio existe un transformador 13,2/0,4 kV – 500 kVA que

alimenta los servicios auxiliares en corriente alterna y los cargadores de batería para el

sistema en corriente continua, contando este últimos con dos bancos de baterías de 1.140 Ah

por 10 horas, además de los bancos de batería de 48 Vcc para los equipos de comunicaciones.

El consumo aproximado para las instalaciones actuales y las previstas por Transelec en su

plan de expansión es del orden de un 50% de la capacidad existente en corriente alterna y de

un 60% en corriente continua.

9.3.3.2 Patio 220 kV

Para este patio existen dos transformadores 13,2/0,4 kV – 150 kVA (uno de respaldo). Los

servicios auxiliares de corriente continua cuentan con dos bancos de batería de 500 Ah por 10

horas, además de los bancos de baterías en 48 Vcc para los sistemas de comunicaciones. El

consumo actual de las instalaciones existentes y las previstas por Transelec en su plan de

expansión es del orden de un 15% de la capacidad existente en corriente alterna y un 20% de

la capacidad existente en corriente continua.



9.3.4 PROYECTOS FUTUROS

9.3.4.1 Recién Decretados

Actualmente, el Decreto Supremo 210/2014 del 12.06.2014, manda el seccionamiento de las

barras 500 kV, creando cuatro secciones de barra principal y dos secciones para la barra de

transferencia, mediante equipamiento GIS. Los espacios a utilizar son lo que actualmente

utilizan, en la barra principal y de transferencia, las conexiones de los paños acopladores y

seccionadores.

9.3.4.2 Decretados, aún no entregados a la explotación

De acuerdo al decreto 310/2013, debe incorporarse un nuevo banco de autotransformadores

que se conecte a la subestación Alto Jahuel, que corresponde a un tercer banco, aunque a la

fecha de desarrollo del presente estudio, no se tiene certeza de su forma de conexión y de esta

manera, se analizará su factibilidad espacial, junto a lo propuesto por el Consultor, en la

sección siguiente.

9.3.5 NIVEL DE CONGESTIÓN DE LA SUBESTACIÓN

La subestación Alto Jahuel, se muestra, de manera general, en la Figura 61.

Si bien las eventuales recomendaciones finales para esta subestación por parte de la DP están

a la espera y sujetas al resultado de la adjudicación del suministro e instalación del banco de

autotransformadores, se solicitó a la empresa asesora, analizar distintas configuraciones de

conexión del nuevo banco de autotransformadores con motivo de prestar asesoría a la DP en

el proceso licitatorio de esta obra. De esta forma, el consultor considera más adecuado

instalar el banco de autotransformadores, en el lado de 500 kV, tal como se indica en la Figura

62 y la Figura 63.

Para el caso de la conexión en 220 kV, el consultor propone extender las barras de 220 kV, tal

como lo indica la Figura 64 y la Figura 65.

A su vez, al observar la Figura 62 y la Figura 64, se aprecia que los patios troncales de la

subestación tienen posibilidad de ampliación, si bien es cierto dichas ampliaciones no están

exentas de interferencias con líneas aéreas de alta tensión, que eventualmente requerirán de

saneamiento.



Figura 61: Subestación Alto Jahuel – Vista aérea y descripción general11

11 Cabe señalar que los espacios indicados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales.



Figura 62: Propuesta Asesor para instalación de Banco de Autotransformadores, lado 500 kV12

12 Cabe señalar que los espacios indicados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales.



Figura 63: Propuesta Asesor – Plano Disposición de Equipos – 500 kV



Figura 64: Propuesta Asesor para instalación de Banco de Autotransformadores, lado 220 kV



Figura 65: Propuesta Asesor – Plano Disposición de Equipos – 220 kV



9.4 S.E. Puerto Montt

9.4.1 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Y CAPACIDAD DE INTERRUPTORES

Se analizó el cortocircuito en interruptores y la barra de la subestación, al año 2019, lo cual se

muestra en el Cuadro 30:

Cuadro 30: Capacidad de Interruptores

N° Paño Descripción Icc, en kA, nominal Icoci, en kA, año 2019

52J1 Rahue – Puerto Montt C1 40 5,57

52J2 Rahue – Puerto Montt C1 40 5,55

- Pichirropulli – Puerto Montt C1 - 5,67

- Pichirropulli – Puerto Montt C2 - 5,67

52J3 Canutillar – Puerto Montt C1 40 5,52

52J4 Canutillar – Puerto Montt C1 40 5,52

52JR Acoplador 40 6,02

52JS Seccionador 40 6,02

Al observar el Cuadro 30, se observa que no se requeriría el reemplazo de interruptores.

9.4.2 NIVEL DE CONGESTIÓN Y POSIBILIDAD DE AMPLIACIÓN

En la

Figura 66 se muestra una vista aérea de esta Subestación y los terrenos colindantes.



Figura 66: 13 Subestación Puerto Montt – Planta; -- Límite de subestación; -- Espacio eventualmente disponible dentro de S/E; --

Terrenos de Carabineros de Chile; -- S/E Melipulli

Los paños se ubican tal como lo muestra la Figura 67.

Figura 67: 14 Subestación Puerto Montt – Planta general y paños

9.4.2.1 Llegada y acometida de La Línea

Para analizar la factibilidad de ampliación de esta subestación, resulta conveniente iniciar el

análisis sobre el sitio más probable de acometida de la línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto

Montt, energizada en 220 kV, en adelante, La Línea. De esta manera, la Figura 68 muestra los

terrenos colindantes a la subestación, de la cual se observa:

13 Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales. 14 Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales.



Existe una fuerte interferencia para que la llegada de La Línea acometiera a la

subestación por el lado Noroeste, debido a la presencia de muchas estructuras

urbanas (casas, edificaciones, calles, etc.). Lo mismo ocurriría si se intentase la llegada

por el Sur de la subestación.

Por el norte, se tienen interferencias con la subestación Melipulli y las líneas Rahue –

Puerto Montt, Valdivia – Puerto Montt y Canutillar – Puerto Montt.

Así, sería más adecuado que la llegada de La Línea se hiciera por el Noreste de la

subestación.

Figura 68: --, Congestión de estructuras urbanas que generarán interferencia; --, Interferencia con subestación Melipulli y Líneas

aéreas 220 kV existentes; --, Sitio aparentemente más adecuado para la llegada de La Línea

Así, para el emplazamiento considerado para la llegada de La Línea, se tendrá interferencia

con las torres de remate de las Líneas Valdivia (Rahue) – Puerto Montt y Canutillar – Puerto



Montt. Por lo tanto, se sugeriría que la acometida de La Línea se hiciera por cable hasta el

sector encerrado en amarillo en la

Figura 66, tal como lo indica la Figura 69.

Figura 69: Acometida por cable de La Línea

9.4.2.2 Ampliación de Subestación Puerto Montt

Se realiza un diagnóstico acerca de la posibilidad de ampliación de la subestación Puerto

Montt en el lugar indicado en la

Figura 66. Al realizar un acercamiento sobre dicha zona, se aprecian interferencias que se

muestran en la Figura 70 (donde se recalca la zona de máxima interferencia), y que se

describen a continuación:

Interferencia con camino de acceso para la extensión de barras.

Interferencias para la ampliación de la sección 1 de la barra principal con edificación

que aparentemente correspondería a la caseta de servicios auxiliares del patio de

220 kV.



Interferencia de edificación sin identificación (Figura 71), por cercanía con la

sección 1 de la barra principal.

Interferencia de ambas edificaciones indicadas en los puntos anteriores, con reactores

o compensadores que eventualmente podría requerirse de acuerdo a la solución final

licitada.

Figura 70: 15Subestación Puerto Montt – Interferencia. En la Figura; BP: barra principal; BT: barra de transferencia y S: sección

15 Los espacios delimitados tienen fines ilustrativos y por tanto, son referenciales.



Figura 71: Interferencias en la ampliación de barras 220 kV

El diagnóstico considera para ampliar la subestación Puerto Montt, lo siguiente:

1. Reubicar el edificio sin identificación, en un área que no interfiera con la ampliación

natural de las barras, ni de posibles requerimientos de instalación de reactores o

compensadores.

2. Reubicar la caseta de servicios auxiliares en uno de los lugares donde lo sugiere la

Figura 72.

3. Realizar las adecuaciones necesarias en el camino de acceso a la subestación, además

de eventualmente modificar el punto de entrada a ésta, realizando obras en el cerco

perimetral de la subestación.



Figura 72: Propuesta de reubicación de caseta de servicios auxiliares16

Ya con la caseta de servicios auxiliares reubicada, al igual que la edificación sin identificación,

sería posible ampliar las barras e instalar los circuitos de La Línea en los espacios que se

indican en la Figura 73.

Figura 73: Espacios disponibles una vez reubicadas las edificaciones y modificado el camino; --, paños para circuitos 1 y 2 de La

Línea; --, espacio para paños futuros.

16 Se estima que el reubicar la caseta a cualquiera de estas ubicaciones no tendría interferencia.



9.5 S.E. Pichirropulli

La subestación Pichirropulli es una subestación actualmente en diseño, tipo interruptor y

medio, aislada en aire (AIS), con excepción de los equipos de paño que son tecnología

SemiGIS, esto es, interruptor que incluye los desconectadores, transformador de corriente y

cualquier otro elemento que sea requerido, tal como lo indica la Figura 74.

Figura 74: Subestación Pichirropulli – Planta general



9.5.1 NIVEL DE AMPLIACIÓN Y POSIBILIDAD DE CONGESTIÓN

De acuerdo con el Decreto Supremo 210/2014, existen dos (2) obras que impactan esta

subestación:

1. Obra de ampliación: “Tendido segundo circuito línea 2x220 kV Ciruelos –

Pichirropulli”

2. Obra nueva: “Línea 2x500 kV Puerto Montt – Pichirropulli, energizada en 220 kV”

Ambas obras implican que se requieren tres (3) nuevos paños para esta subestación, la cual

tendría los espacios disponibles de acuerdo a lo indicado en la Figura 4.1. La propuesta de

conexión para los nuevos tres (3) paños se indica en la Figura 75. Cabe señalar que los paños

son parte de las obras de las líneas, por lo tanto, la ampliación de la subestación tiene relación

con la extensión de las barras.

Figura 75: Subestación Pichirropulli – Propuesta de Ampliación; --, Paños requeridos por Decreto Supremo 210/2014



10 CONCLUSIONES

A partir de los resultados presentados en el diagnóstico del sistema de transmisión troncal, se

concluye lo siguiente:

Zona Norte:

Para esta zona no se han presentado proyectos adicionales a los ya decretados, sin embrago

las transferencias esperadas señalan la necesidad de incorporar eventuales proyectos de

expansión, aun después de la puesta en servicio de la nueva línea 2x500 kV Polpaico –

Cardones, razón por la cual se ha incorporado en las simulaciones proyectos de

repotenciamiento de las líneas 2x220 kV Punta Colorada – Maitencillo y Las Palmas – Pan de

Azúcar, para efectos de explorar las máximas transferencias que se obtendrían de no existir la

restricción. La pertinencia de evaluar este proyecto u otra solución que permita hacer un

mejor uso de los recursos de generación en la zona, se analizará en función de obras

propuestas en las siguientes versiones de esta revisión.

Zona Centro:

Para los tramos en 500 kV entre S.E. Ancoa y S.E. Polpaico se observa un aumento de los flujos

a partir de febrero de 2018 producto de la puesta en servicio de la obra “Nueva línea Charrúa

– Ancoa 2x500 kV, tendido primer circuito” y la ejecución del proyecto “Cuarto transformador

Charrúa 500/220 kV”, lo que lleva a los tramos de Ancoa al Norte a operar alcanzado

levemente la máxima capacidad de transmisión. Los flujos esperados para la zona indican que

podría requerirse una expansión para el tramo Alto Jahuel – Polpaico 500 kV para dar cabida

a los niveles de transferencia en el sentido sur – norte. En la zona se presenta como posible

expansión la obra Alto Jahuel – Polpaico 1x500 kV, contenida en el informe técnico de la CNE,

que no ha sido decretada con motivo de los planes de expansión anteriores, por lo que se

considera necesario llevar a cabo una evaluación económica para determinar la pertenencia

de incorporar esta obra al sistema.

Zona Sur:

Se observan congestiones en el tramo Pichirropulli al sur en el periodo previo a la entrada en

operación de la nueva línea Puerto Montt – Pichirropulli 2x500 kV energizada en 220 kV, obra

que adiciona holgura suficiente a los flujos proyectados en todo el horizonte. Para el resto de

tramos hacia el norte los gráficos de utilización esperada indican que se presentarían

congestiones en el tramo Cautín – Ciruelos 220 kV, razón por la cual en la modelación se ha

incorporado el proyecto “Nueva línea Ciruelos – Cautín 2x500 kV, 2x1100 MVA, energizada en

220 kV”, contenida en el informe técnico de la CNE que enmarca la presente revisión. En las

siguientes versiones de este informe se evaluará la pertinencia de ejecutar el proyecto

mencionado u otro.

A partir de los análisis realizados a las subestaciones Charrúa, Alto Jahuel, Puerto Montt, y

Pichirropulli, se concluye lo siguiente:



S.E. Charrúa

Los Interruptores del patio de 500 kV no requerirían reemplazo por capacidad de

ruptura.

Algunos Interruptores del patio de 220 kV requerirían reemplazo por capacidad de

ruptura.

Las barras tienen la capacidad necesaria para soportar la condición más exigente

calculada por el asesor para las contingencias indicadas en los informes en Anexo 3,

razón por la cual no se requeriría su potenciamiento, si bien será corroborado al

incluir la obra nueva del Decreto Supremo 210/2014.

Los servicios auxiliares tienen la capacidad necesaria para alimentar las instalaciones

actuales y las obras que se avecinan.

Es posible expandir el patio de 500 kV, mediante la compra de terrenos, pero no el

patio de 220 kV, si bien este último tiene espacios disponibles para la conexión de

nuevos circuitos, mediante cable, dado la alta congestión de líneas aéreas que entran y

salen de esta subestación. No obstante, con lo mandatado en el Decreto 210/2014, la

congestión en Charrúa 220 kV no sería preocupante en la visión de largo plazo, debido

a que se construirá una subestación Nueva Charrúa 500/220 kV.

S.E. Alto Jahuel

Los Interruptores del patio de 500 kV no requerirían reemplazo por capacidad de

ruptura.

Algunos Interruptores del patio de 220 kV requerirían reemplazo por capacidad de

ruptura.

Las barras tienen la capacidad necesaria para soportar la condición más exigente

calculada por el asesor para las contingencias indicadas en los informes en Anexo 3,

razón por la cual no se requeriría su potenciamiento. Cabe señalar que una vez

conocida la ubicación definitiva del nuevo banco de autotransformadores indicado en

el Decreto Supremo 310/2013, la capacidad de las barras será verificada.

Los servicios auxiliares tienen la capacidad necesaria para alimentar las instalaciones

actuales y las obras que se avecinan.

Es posible expandir los patios troncales gracias a que el Propietario posee terrenos

más allá de los límites propios de la subestación actual. Sin embargo, es probable que

se encuentren interferencias con líneas aéreas que requerirán modificaciones.

S.E. Puerto Montt

La subestación se encuentra encasillada en varios de sus puntos cardinales, excepto en

el sector Noreste, por lo cual este lugar podría ser el más adecuado para la entrada de

La Línea para llegar a los sectores con espacios disponibles del patio de 220 kV



Noroeste. En este caso, considerando que existe interferencia con torres de remate de

las líneas que actualmente entran a la subestación, sería necesario una acometida

mediante cables, considerando espacios en el sistema de canalización para permitir la

instalación de futuros circuitos.

De lo anterior, en vista que además el espacio que existe para la acometida de La Línea

mediante cables es restringido, se recomienda que el sistema de canalización deje los

espacios para permitir en el futuro la instalación de nuevos circuitos. Asimismo,

pareciera adecuado que los cables se tracen, en caso de trinchera, en configuración

“threefold” en las escalerillas para reducir espacio.

Al oeste del patio 220 kV de la subestación existe una edificación sin identificación, en

cuyo caso sería necesario evaluar con el propietario de la subestación la factibilidad de

su reubicación.

Existe una caseta de servicios auxiliares al sur de los paños de las líneas Puerto Montt

– Melipulli, la cual debería ser reubicada.

S.E. Pichirropulli

La subestación tendría, de acuerdo con los planos de planta, espacios disponibles para

instalar una diagonal (3 interruptores con sus correspondientes equipos), y una

semidiagonal (1 interruptor con sus correspondientes equipos) para la llegada de los

nuevos circuitos.

De acuerdo a la información recibida, luego de concretarse la conexión de los circuitos

de las obras indicadas, no habría más espacio disponible para otros paños futuros en

la S.E.



ANEXO 1

ANEXO 1

ESTUDIO DE LIMITACIONES DE TRANSMISIÓN

Rev. 2013 ETT



ANEXO 2

ANEXO 2

ESTUDIO DE OPERACIÓN DE LA ZONA NORTE DEL SIC

PERÍODO 2014-2017

RESUMEN Y RECOMENDACIONES



ANEXO 3

ANEXO 3

ESTUDIOS DE FLUJOS DE POTENCIA Y CORTOCIRCUITO

ANÁLISIS DE SUBESTACIONES



ANEXO 4

ANEXO 4

ANÁLISIS DE SUBESTACIONES

CHENA Y DIEGO DE ALMAGRO

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