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Obras Propuestas Transmisión Nacional y Transmisión Zonal
Deninson Fuentes del Campo
17 de Julio de 2017
Informe Expansión de la Transmisión
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• Modelación
• Proyectos Transmisión Nacional
• Proyectos Transmisión Zonal
• Visión de Largo Plazo Transmisión Nacional y Zonal
Agenda
• Antecedentes
• Resumen de Recomendaciones de Proyectos Transmisión
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• Modelación
• Proyectos Transmisión Nacional
• Proyectos Transmisión Zonal
• Visión de Largo Plazo Transmisión Nacional y Zonal
Agenda
• Antecedentes
• Resumen de Recomendaciones de Proyectos Transmisión
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AntecedentesPlanificación de la Transmisión – Artículo 91° de la Ley
60 días corridos + 4 meses aprox +15+10+50 días corridos +15 + 15 días
Hoy
20 de febrero 2017
CNE convoca a período de presentación de propuestas de promotores de proyectos
1os 15 días del año (23/01/2017)
Coordinador emite Informe con Propuesta de Expansión
23 de junio 2017
Coordinador envía Complemento a la propuesta de enero
24 de abril 2017
Empresas proponen proyectos
31 de agosto 2017
CNE emite Informe Técnico Preliminar
Empresas observan el Informe y CNE
procesa
+ 10 + 30 días
2 de noviembre 2017 (*)
CNE emite Informe Técnico Final
Período de Discrepancias Panel de Expertos
26 de enero 2018 (*)
Panel emite Dictamen
CNE-Informe Definitivo
Ministerio-Decreto
9 de marzo 2018 (*)
Decreto de Expansión
CNE Estudia propuestas y Elabora Informe Preliminar (4 meses)
Coordinador Elabora Complemento
Empresas Elaboran Propuestas
(*) : Fechas estimadas
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• Modelación
• Proyectos Transmisión Nacional
• Proyectos Transmisión Zonal
• Visión de Largo Plazo Transmisión Nacional y Zonal
Agenda
• Antecedentes
• Resumen de Recomendaciones de Proyectos Transmisión
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AntecedentesModelación Sistema Nacional
• Modelación en programas de simulación con horizonte de 20 años y 10 bloques de demanda mensuales.
• Proyección de demanda construida en base a encuestas a grandes clientes y proyecciones econométricas a partir de estudio ad-hoc.
• Modelación del sistema de transmisión interconectado hasta el nivel de 66 kV.
• Se consideran diversas condiciones de disponibilidad de recursos, tanto hidráulicos como eólicos y solares.
• Minimización del valor esperado del costo de inversión, operación y falla del sistema: eficiencia económica.
• Se agregan atributos adicionales contemplados en la nueva ley, particularmente la incorporación de holguras tanto en el diseño como en los criterios de toma de decisión en la evaluación de los proyectos.
• Análisis de cumplimiento de estándares de seguridad y calidad de servicio y requerimientos de compensación.
• Modelación en programas de simulación con horizonte de 20 años y 10 bloques de demanda mensuales.
• Proyección de demanda construida en base a encuestas a grandes clientes y proyecciones econométricas a partir de estudio ad-hoc.
• Modelación del sistema de transmisión interconectado hasta el nivel de 66 kV.
• Se consideran diversas condiciones de disponibilidad de recursos, tanto hidráulicos como eólicos y solares.
• Minimización del valor esperado del costo de inversión, operación y falla del sistema: eficiencia económica.
• Se agregan atributos adicionales contemplados en la nueva ley, particularmente la incorporación de holguras tanto en el diseño como en los criterios de toma de decisión en la evaluación de los proyectos.
• Análisis de cumplimiento de estándares de seguridad y calidad de servicio y requerimientos de compensación.
Análisis de operación económica de largo plazoAnálisis de operación económica de largo plazo
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Fase 2: Análisis de requerimientos de
expansión
Proyección de
Demanda
Desarrollo de Planes de obras de
generación:
Escenarios de generación
Diagnóstico de utilización esperada del sistema de
transmisión
Desarrollo de Ingeniería Conceptual
• Identificación y selección de equipos
• Diagramas unilineales
• Diagramas de planta
• Cronograma del proyecto
• Valorización
Evaluación económica
del proyecto:
Simulación con y sin proyecto
Definición de obras
candidatas
Fase 1: Proyección de variables incidentes
AntecedentesMetodología y proceso para la Expansión de la Transmisión Nacional
Recomendación
Fase 3: Evaluación y definición de soluciones
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AntecedentesModelación Sistemas Zonales
• Modelación en software de flujo de carga (Power Factory)
• Distribución de cargas representativas de verano, coincidentes con la demanda Máxima
• Capacidades de líneas de transmisión a 30°C y 35° C.
• Incorporación de Obras en el Sistema de Transmisión Nacional.
• Incorporación de obras de transmisión Zonal.
• Modelo Contempla Hasta Barras MT de SSEE de Poder
• Incorporación de compensación de reactivos.
• Modelación en software de flujo de carga (Power Factory)
• Distribución de cargas representativas de verano, coincidentes con la demanda Máxima
• Capacidades de líneas de transmisión a 30°C y 35° C.
• Incorporación de Obras en el Sistema de Transmisión Nacional.
• Incorporación de obras de transmisión Zonal.
• Modelo Contempla Hasta Barras MT de SSEE de Poder
• Incorporación de compensación de reactivos.
Análisis Bottom-UpAnálisis Bottom-Up
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Fase 2: Desarrollo de Ingeniería conceptual del proyecto.
Revisión de información
de SSEE seleccionadas y Diagnóstico
de cumplimiento
normativo
Desarrollo de estudios eléctricos:
• Análisis de Severidad 8• Análisis de Severidad 9• Mantenimiento de
equipos
• Revisión de “Coherencia” para la continuidad de suministro en la SE
Análisis Conceptual del Desarrollo de la S/E
• Análisis de configuración existente
• Identificación de Alternativas de cumplimiento de la NTSyCS
• Selección de la mejor alternativa técnico- económica para la S/E
Desarrollo de Ingeniería Conceptual
• Identificación y selección de equipos
• Diagramas unilineales
• Diagramas de planta
• Cronograma del proyecto
• Valorización
Emisión de Informes con
Proyectos Recomendados
Especificación de Requerimientospara el desarrollo de la IngenieríaConceptual decada SSEE
Fase 1: Análisis de requerimientos regulatorios.
AntecedentesMetodología y proceso del Análisis de SS.EE. Zonales
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Agenda
• Antecedentes
• Resumen de Recomendaciones de Proyectos Transmisión
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Recomendación de Proyectos Transmisión Nacional
Licitación MBN
I Región Tarapacá
Propuesta: Nueva línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido de primer circuito
Inversión aprox: 20 MMUSD
PES aprox: 2022
Se actualizaron análisis utilizando plan de obras de Gx y demanda CNE
Permite mantener operación con criterio N-1 en la zona norte una vez que el sistema se enmalle, evitando sobrecostos por congestiones.
Permite aumentar la capacidad de transmisión disponible para nuevos proyectos de generación en la zona norte
70 km
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Recomendación de Proyectos Transmisión Nacional
Licitación MBN
II Región Antofagasta
Propuesta: Nueva subestación Taltal 500/220 kV
Secciona línea de transmisión Los Changos-Cumbre 2x500 kV.
Considera 1 banco de autotransformadores 500/220 kV, 750 MVA.
Conexión de PE Taltal en la nueva S/E Taltal 500/220 kV.
Utilización de línea existente de PE Taltal para conexión de FV Lalackama en nueva S/E Taltal 500/220 kV
Inversión aprox: 43,6 MMUSD
PES aprox: 2023
Promueve la oferta y facilita de competencia, permitiendo la conexión de nuevos proyectos de generación en una zona con alto potencial.
Consistencia con licitación de terrenos del Ministerio de Bienes Nacionales.
Minimiza el vertimiento de ERNC conectada en la zona.
Mejora la utilización de las líneas existentes, al crear un nuevo punto de evacuación para las centrales ubicadas en la zona.
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Recomendación de Proyectos Transmisión NacionalVIII, IX y XIV Regiones
Propuesta: Nueva línea 2x500 kV Entre Ríos – Río Malleco – Ciruelos – Pichirropulli, energizada en 220 kV + Trafo. Entre Ríos
Inversión aprox: 415 MMUSD
PES aprox: 2024 (tramo Entre Ríos – Ciruelos+ trafo Entre Ríos)
2026 (tramo Ciruelos – Pichirropulli)
Se incorporaron los planes de obras de Gx para la zona (construcción y comprometidos por licitación)
Se precisó los puntos de conexión de proyectos de generación en la zona
Se optimizó el proyecto en cuanto a puntos de interconexión al sistema y a las fechas de entrada de los tramos
Evita congestiones en la zona sur y completa el sistema de 500 kV hasta Ancud
Se aplican holguras al sistema de Tx asociadas a elevación de nivel de tensión posterior
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Agenda
• Antecedentes
• Resumen de Recomendaciones de Proyectos Transmisión
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S/E Cardones: Inversión: MUSD 4.298S/E Cardones: Inversión: MUSD 4.298
S/E Maitencillo: Inversión: MUSD 833S/E Maitencillo: Inversión: MUSD 833
S/E Pan de Azúcar: Inversión: MUSD 1.952S/E Pan de Azúcar: Inversión: MUSD 1.952
S/E Agua Santa: Inversión: MUSD 12.156 S/E Agua Santa: Inversión: MUSD 12.156
S/E El Salto: Inversión: MUSD 2.522S/E El Salto: Inversión: MUSD 2.522
S/E Alto Melipilla: Inversión: MUSD 11.909S/E Alto Melipilla: Inversión: MUSD 11.909
S/E Concepción: Inversión: MUSD 9.761S/E Concepción: Inversión: MUSD 9.761S/E Hualpen: Inversión: MUSD 1.877S/E Hualpen: Inversión: MUSD 1.877
* En conexión en esquema doble interruptor/vinculación no se incluye paños de clientes libres
Recomendación de Proyectos Transmisión ZonalRecomendación Expansión Zonal
ARICA: Inversión: MUSD 6.068ARICA: Inversión: MUSD 6.068 IQUIQUE: Inversión: MUSD 6.551IQUIQUE: Inversión: MUSD 6.551
ANTOFAGASTA: Inversión: MUSD 13.302ANTOFAGASTA: Inversión: MUSD 13.302
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Recomendación de Proyectos Transmisión ZonalZona Aconcagua – Esperanza 110 kV
Aconcagua Esperanza 110 kV
Tramos a reforzar
By-Pass ciudad de Los Andes
S/E Seccionadora Nueva San Rafael
SE L
as V
ega
s
SE Esperanza
SE Chagres SE San Felipe
SE San Rafael
SE Totoralillo
220/110 kV
SE Los Maquis
110 kV
Nueva SE Seccionadora Río Aconcagua 220/110 kV (13° Transitorio)
SE Aco
ncagu
a
2° Cto. línea Las Vegas –Esperanza 110 kV
2° Cto. línea Las Vegas –Esperanza 110 kV
Repotenciamiento de circuitos entre S/E Las
Vegas y S/E Aconcagua
Repotenciamiento de circuitos entre S/E Las
Vegas y S/E Aconcagua
SE Seccionadora Nueva San Rafael 110 kV
SE Seccionadora Nueva San Rafael 110 kV
Bypass línea Esperanza – Aconcagua 2x110 kV
Bypass línea Esperanza – Aconcagua 2x110 kV
Propuesta de Modificación de la Zona:• 2° Circuito. línea Las Vegas – Esperanza 110 kV: 2021• Repotenciamiento de circuitos entre S/E Esperanza y
S/E Aconcagua: 2021• S/E Seccionadora Nueva San Rafael 110 kV: Nov 2020• Bypass línea San Rafael – Aconcagua 2x110 kV: 2022
Inversión aprox: 27 MMUSD
Zona presenta condición operativa con numerosas restricciones.
Estudio basado en condición de mayor exigencia para el sistema (demanda máxima de verano).
Se realizó el análisis comparativo de diversas alternativas.
Recomendación considera la construcción de un bypass para ampliar la capacidad de transmisión en torno a Los Andes.
350 MVA
0,3 kms. 3,5 kms. 20,5 kms.4,9 kms. 14,9 kms.
13,1 kms.
21,9 kms.
10,3 kms.
11,5 kms.
11,5 kms.14,9 kms.21,9 kms.3,5 kms.4,9 kms.
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Recomendación de Proyectos Transmisión ZonalZona 154 kV – Proyectos 66 kV
Proyectos 66 kV
Seccionamiento en S/E Chacahuín
Seccionamiento en S/E Chacahuín
Nuevo Tramo de Línea desde Cruce Panimavida-Ancoa 66 kV con Colbun-
Chiburgo 66 kV
Nuevo Tramo de Línea desde Cruce Panimavida-Ancoa 66 kV con Colbun-
Chiburgo 66 kV
Ampliación de S/E Colbún 66 kV
Ampliación de S/E Colbún 66 kV
Proyecto Transelec: Nuevo Tap Off Colbún — Chiburgo 66 kV (Art 102°)
Proyecto Transelec: Nuevo Tap Off Colbún — Chiburgo 66 kV (Art 102°)
Propuesta de Modificación de la Zona - Jul-2020:
• Nuevo Apoyo Colbún 66 kV
• Normalización y seccionamiento de S/E Chacahuín.
Inversión aprox: 1,7 MMUSD
Consiste en utilizar el transf. 220/66 kV–25 MVA en S/E Colbún, que actualmente evacua potencia desde Central Chiburgo.
Proyecto considera ampliación del patio en S/E Colbún 66 kV, construcción de un tramo 66 kV y la normalización del patio 66 kV de S/E Chacahuín
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• Visión de Largo Plazo Transmisión Nacional y Zonal
Agenda
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• Resumen de Recomendaciones de Proyectos Transmisión
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Tran
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nal
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• Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido primer circuito (20,0 MMUSD)• Nueva S/E Taltal 500/220 kV, 1x750 MVA y reubicación de FV Lalackama y PE Taltal (43,6 MMUSD)• Línea 2x500 kV Entre Ríos - Río Malleco - Ciruelos - Pichirropulli, energizada en 220 kV (390,3 MMUSD).• Nuevo banco de autotransformadores 500/220 kV, 750 MVA en S/E Entre Ríos (24,2 MMUSD).
• Nueva Línea 66 KV Pukará – Arica (2,0 MMUSD)• Derivación Línea 66 kV CD Arica – Arica, en S/E Chinchorro (1,2 MMUSD)• Nueva línea 66 KV Parinacota – Quiani. (2,9 MMUSD)• Ampliación S/E Alto Hospicio. (2,6 MMUSD)• S/E Seccionadora La Negra (13,3 MMUSD)• Segundo Circuito C. Dragón-Cóndores 110 kV (3,7 MMUSD)• Nueva Configuración de Barras en SS/EE: Agua Santa, Alto Melipilla, Concepción, El Salto, Hualpén, Cardones, Maitencillo y Pan de
Azúcar. (45,3 MMUSD)• S/E Seccionadora Nueva San Rafael 110 kV (12,2 MMUSD).• Zona Aconcagua-Esperanza 110 kV. (14,6 MMUSD)
Bypass línea Esperanza – Aconcagua 2x110 kV (6 kms). Segundo cto. línea Las Vegas – Esperanza 110 kV. Repotenciamiento de tramos entre S/E Las Vegas y S/E Aconcagua (73 kms. de circuitos).
• Nuevo Apoyo Colbún 66 kV y Normalización y seccionamiento de S/E Chacahuín. (1,7 MMUSD)
Definitivo: 21 Proyectos – 578 MMUSD Definitivo: 21 Proyectos – 578 MMUSD
Proceso de Planificación de Transmisión 2017Informe Complementario a CNE - 23 junio 2017
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Visión de Largo Plazo Transmisión Zonal Región Metropolitana
• Demanda máxima de Potencia 2017 : 2882 MW. 2043 : 5763 MW – 25 años (2,7% anual). 2058 : 5763 MW – 41 años (1,5% anual desde 2025) Gen. Distrib.
• Anillo 2x500 kV, 2x1800 MVA• Nueva S/E Los Almendros 500/220 kV
• Nueva S/E Florida 500/220 kV
• Anillo 2x500 kV, 2x1800 MVA• Nueva S/E Los Almendros 500/220 kV
• Nueva S/E Florida 500/220 kV
• Incorporación de Nuevas Subestaciones AT/AT
• Incorporación de Nuevas Subestaciones AT/AT
• Estudiar la utilización de trazados de Metro, Autopistas, Canales o ríos para el desarrollo de infraestructura eléctrica.
• Estudiar la utilización de trazados de Metro, Autopistas, Canales o ríos para el desarrollo de infraestructura eléctrica.
Región Metropolitana
• Construcción de un nuevo subanillo 110 kV / 220 kV ( Ej. Chena-Ochag. Cnavia)
• Construcción de un nuevo subanillo 110 kV / 220 kV ( Ej. Chena-Ochag. Cnavia)
• Construcción de una o más líneas radiales expresas.
• Construcción de una o más líneas radiales expresas.
• Extensión del anillo en 110 kV hacia la zona poniente.
• Extensión del anillo en 110 kV hacia la zona poniente.
• Estudio de reconfiguración del anillo de 110 kV/220 kV de la Región Metropolitana
• Estudio de reconfiguración del anillo de 110 kV/220 kV de la Región Metropolitana
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Obras Propuestas Transmisión Nacional y Transmisión Zonal
17 de Julio de 2017
Informe Expansión de la Transmisión
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Anexo
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S/E Cardones: Inversión: MUSD 4.298• Patio 110 kV: Construcción segunda barra principal en
esquema doble interruptor
S/E Cardones: Inversión: MUSD 4.298• Patio 110 kV: Construcción segunda barra principal en
esquema doble interruptor
S/E Maitencillo: Inversión: MUSD 833• Patio 110 kV: Implementar en segunda barra existente
esquema de doble interruptor.
S/E Maitencillo: Inversión: MUSD 833• Patio 110 kV: Implementar en segunda barra existente
esquema de doble interruptor.
S/E Pan de Azúcar: Inversión: MUSD 1.952• Patio 110 kV: Cambio de configuración de la barra de 110kV a
esquema de doble interruptor, utilizando la barra de transferencia.
S/E Pan de Azúcar: Inversión: MUSD 1.952• Patio 110 kV: Cambio de configuración de la barra de 110kV a
esquema de doble interruptor, utilizando la barra de transferencia.
S/E Agua Santa: Inversión: MUSD 12.156 • Patio 220 kV: Implementación de topología doble interruptor
en barras actuales.• Patio 110 kV: Construcción 2a barra y circuito placilla en
configuración doble interruptor.• Transformador 220/115/60 kV – 300 MVA
S/E Agua Santa: Inversión: MUSD 12.156 • Patio 220 kV: Implementación de topología doble interruptor
en barras actuales.• Patio 110 kV: Construcción 2a barra y circuito placilla en
configuración doble interruptor.• Transformador 220/115/60 kV – 300 MVA
S/E El Salto: Inversión: MUSD 2.522• Patio 220 kV: Seccionar barra principal e implementar paño
Transferencia.• Patio 110 kV: Transformar barra de transferencia en segunda
barra principal y configuración doble interruptor.
S/E El Salto: Inversión: MUSD 2.522• Patio 220 kV: Seccionar barra principal e implementar paño
Transferencia.• Patio 110 kV: Transformar barra de transferencia en segunda
barra principal y configuración doble interruptor.
S/E Alto Melipilla: Inversión: MUSD 11.909• Patio 220 kV: configuración de barras a anillo de 4 puntas.• Patio 110 kV: Construcción segunda barra• Transformador 220/115/13.2 kV – 150 MVA
S/E Alto Melipilla: Inversión: MUSD 11.909• Patio 220 kV: configuración de barras a anillo de 4 puntas.• Patio 110 kV: Construcción segunda barra• Transformador 220/115/13.2 kV – 150 MVA
S/E Concepción: Inversión: MUSD 9.761• Patio 220 kV: Construcción patio Interruptor y medio en
tecnología GIS• Patio 154 kV: Implementación de segunda barra principal
utilizando equipos existentes
S/E Concepción: Inversión: MUSD 9.761• Patio 220 kV: Construcción patio Interruptor y medio en
tecnología GIS• Patio 154 kV: Implementación de segunda barra principal
utilizando equipos existentes
S/E Hualpen: Inversión: MUSD 1.877• Patio 154 kV: Secc. Barra 154 kV + conexión de trafo. 220/154
a cada sección + conexión de línea San Vicente a cada barra.
S/E Hualpen: Inversión: MUSD 1.877• Patio 154 kV: Secc. Barra 154 kV + conexión de trafo. 220/154
a cada sección + conexión de línea San Vicente a cada barra.
* En conexión en esquema doble interruptor/vinculación no se incluye paños de clientes libres
Recomendación de Proyectos Transmisión ZonalRecomendación Expansión Zonal
ARICA: Inversión: MUSD 6.068• Nueva línea 66 kV CD Arica – Arica, en S/E Chinchorro 62 MVA• Nueva línea 66 kV Pukará – Arica 62 MVA• Nueva línea 66 kV Parinacota – Quiani 28 MVA
ARICA: Inversión: MUSD 6.068• Nueva línea 66 kV CD Arica – Arica, en S/E Chinchorro 62 MVA• Nueva línea 66 kV Pukará – Arica 62 MVA• Nueva línea 66 kV Parinacota – Quiani 28 MVA
IQUIQUE: Inversión: MUSD 6.551• Tendido 2° circuito línea Cerro Dragón – Cóndores 110 kV• Ampliación S/E Alto Hospicio 110kV
IQUIQUE: Inversión: MUSD 6.551• Tendido 2° circuito línea Cerro Dragón – Cóndores 110 kV• Ampliación S/E Alto Hospicio 110kV
ANTOFAGASTA: Inversión: MUSD 13.302• Nueva S/E Seccionadora Nueva La Negra 220/110 kV, 1x120
MVA.
ANTOFAGASTA: Inversión: MUSD 13.302• Nueva S/E Seccionadora Nueva La Negra 220/110 kV, 1x120
MVA.
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Visión de Largo Plazo Transmisión Zonal Gran Valparaíso y Gran Concepción
• Nueva o ampliación em SS/EE Quintero 220 kV, Concón y Achupallas 220/110 kV
• Nueva o ampliación em SS/EE Quintero 220 kV, Concón y Achupallas 220/110 kV
Gran Valparaíso
• Dda. Máx. Pot 2017 : 589 MW. 2048 : 1192 MW – 31 años (2,3% anual) 2061: 1197 MW – 45 años (1,5% desde 2025) Gx Dis.
• Nueva S/E Penco: 220/66/23 kV• Nueva S/E Penco: 220/66/23 kV
• Nueva S/E seccionadora de línea 220 kV Charrúa – Concepción en salida Concepción-Chaimavida: con transformación 220/154/23 kV
• Nueva S/E seccionadora de línea 220 kV Charrúa – Concepción en salida Concepción-Chaimavida: con transformación 220/154/23 kV
• S/E Lagunillas: 220/23 kV ó 154/23 kV
• S/E Lagunillas: 220/23 kV ó 154/23 kV
Gran Concepción
• Dda. Máx. Pot 2017: 454 MW. 2051: 908 MW – 34 años (2,3% anual). 2061: 908 MW – 45 años (1,5% desde 2025) Gx Dis.
Gran Valparaíso
Gran Concepción
Melipilla
Casa Blanca
La Pólvora
Agua Santa• Línea Agua Santa –
Quintero 220 kV (----)
• Línea Agua Santa – Quintero 220 kV (----)
Desde Itahue
S/E Seccionadora Hualqui
S/E Tomé
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Anexo
CautínCharrúa
Nva. Charrúa
Mulchén
Angostura 328 MWPE Los Guindos 376 MWPE Renaico 88 MW
Temuco
El Rosal Duqueco
Laja I 37 MW
Río Malleco
PE Malleco 270 MW
PE Duqueco 50 MWPE Coihue 216 MW
220 kV
220 kV
500 kV
500 kV
220 kV220 kV
Existente o en Construcción 500 kVExistente o en Construcción 220 kVProyecto Alternativa 4 tramos ejecución inmediataProyecto Alternativa 4 tramo con puesta en servicio diferida
Ciruelos Pichirropulli
Valdivia
Nva Valdivia
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Recomendación de Proyectos Transmisión ZonalZona Aconcagua – Esperanza 110 kV
Aconcagua Esperanza 110 kV
Tramos a reforzar
By-Pass ciudad de Los Andes
S/E Seccionadora Nueva San Rafael
SE L
as V
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s
SE Esperanza
SE Chagres SE San Felipe
SE San Rafael
SE Totoralillo
220/110 kV
SE Los Maquis
110 kV
Nueva SE Seccionadora Río Aconcagua 220/110 kV (13° Transitorio)
SE Aco
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a
2° Cto. línea Las Vegas –Esperanza 110 kV
2° Cto. línea Las Vegas –Esperanza 110 kV
Repotenciamiento de circuitos entre S/E Las
Vegas y S/E Aconcagua
Repotenciamiento de circuitos entre S/E Las
Vegas y S/E Aconcagua
SE Seccionadora Nueva San Rafael 110 kV
SE Seccionadora Nueva San Rafael 110 kV
Bypass línea Esperanza – Aconcagua 2x110 kV
Bypass línea Esperanza – Aconcagua 2x110 kV
Propuesta de Modificación de la Zona:• 2° Circuito. línea Las Vegas – Esperanza 110 kV: 2021• Repotenciamiento de circuitos entre S/E Esperanza y
S/E Aconcagua: 2021• S/E Seccionadora Nueva San Rafael 110 kV: Nov 2020• Bypass línea San Rafael – Aconcagua 2x110 kV: 2022
Inversión aprox: 27 MMUSD
Zona presenta condición operativa con numerosas restricciones.
Estudio basado en condición de mayor exigencia para el sistema (demanda máxima de verano).
Se realizó el análisis comparativo de diversas alternativas.
Recomendación considera la construcción de un bypass para ampliar la capacidad de transmisión en torno a Los Andes.
350 MVA
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nal Propuesta Enero 2017.
• Nueva subestación Taltal 500/220 kV, 2x750 MVA y Nueva Línea Paposo – Nueva Taltal 2x220 kV. (85,7 MMUSD)
• S/E Nva. Mulchén, S/E Nva. Cautín, Línea Nva. Charrúa – Nva. Mulchén – Nva. Cautín – Ciruelos 2x500 kV energ. en 220 kV y líneas de enlace Mulchén – Nva. Mulchén 220 kV y Cautín – Nva. Cautín 220 kV. (410,9 MMUSD)
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Propuesta Junio 2017.AGREGA• Línea 2x220 kV Lagunas – Nueva Pozo Almonte, tendido primer circuito
(20,0 MMUSD)
MODIFICA• Nueva S/E Taltal 500/220 kV, 1x750 MVA y reubicación de FV Lalackama
y PE Taltal (43,6 MMUSD)• Línea 2x500 kV Entre Ríos - Río Malleco - Ciruelos - Pichirropulli,
energizada en 220 kV (390,3 MMUSD).• Nuevo banco de autotransformadores 500/220 kV, 750 MVA en S/E
Entre Ríos (24,2 MMUSD).
• Nueva Línea 66 KV Pukará – Arica (2,0 MMUSD)• Derivación Línea 66 kV CD Arica – Arica, en S/E Chinchorro
(1,2 MMUSD)• Nueva línea 66 KV Parinacota – Quiani. (2,9 MMUSD)• Ampliación S/E Alto Hospicio. (2,6 MMUSD)• S/E Seccionadora La Negra (13,3 MMUSD)• Segundo Circuito C. Dragón-Cóndores 110 kV (3,7 MMUSD)• Nueva Configuración de Barras en SS/EE: Agua Santa, Alto
Melipilla, Concepción, El Salto, Hualpén, Cardones, Maitencillo y Pan de Azúcar. (45,3 MMUSD)
AGREGA• S/E Seccionadora Nueva San Rafael 110 kV (12,2 MMUSD).
• Zona Aconcagua-Esperanza 110 kV. (14,6 MMUSD) Bypass línea Esperanza – Aconcagua 2x110 kV (6 kms). Segundo cto. línea Las Vegas – Esperanza 110 kV. Repotenciamiento de tramos entre S/E Las Vegas y S/E Aconcagua (73 kms.
de circuitos).
• Nuevo Apoyo Colbún 66 kV y Normalización y seccionamiento de S/E Chacahuín. (1,7 MMUSD)
16 Proyectos – 567,6 MMUSD 16 Proyectos – 567,6 MMUSD 7 Proyectos – 506,6 MMUSD7 Proyectos – 506,6 MMUSD
Definitivo: 21 Proyectos – 577 MMUSD Definitivo: 21 Proyectos – 577 MMUSD
Proceso de Planificación de Transmisión 2017Informe Complementario a CNE - 23 junio 2017
www.coordinadorelectrico.cl
Antecedentes
• El día 23 de enero de 2017, el Coordinador Eléctrico Nacional emitió la primera recomendación de expansión para el Sistema de Transmisión a la CNE.
• Mediante Resoluciones Exentas N° 18 y N° 187 del 2017, la CNE estableció que el Coordinador puede actualizar, complementar o corregir su propuesta de expansión con fecha de entrega 24 de junio de 2017.
• El plazo definido para complementar la propuesta de enero dice relación con los siguientes puntos:o Durante marzo (20.03.2017), la CNE emitiría el Plan de Expansión Preliminar correspondiente al Sistema
Troncal, el cual no acogió algunas obras propuestas en octubre por los CDEC.o Durante fines de marzo y comienzos de abril se conocerían las discrepancias presentadas por las empresas
sobre la expansión del sistema troncal, cuyo dictamen se conocería a mediamos de junio (12.06.2017) y podría modificar la propuesta original.
o A comienzos de enero no se conocían los proyectos urgentes de obras zonales que incluiría la CNE como parte del Plan de Expansión ad-hoc para la Transmisión Zonal (art 13° trans.), que fue emitido el 26.04.2017, los cuales podrían modificar la propuesta original.
o Se observó la necesidad de desarrollar una visión preliminar de largo plazo del desarrollo de la transmisión que ayudará a la definición para la determinación de los nuevos criterios de expansión de la red eléctrica llevado a cabo actualmente por la CNE.